Casual
РЦБ.RU

Модель торговли электроэнергией и мощностью: движение от переходного периода к целевой структуре

Февраль 2008


    Между прошлым и будущим
    В России процесс реструктуризации электроэнергетического сектора начался еще в 1992 г. Он позволил перейти от естественной монополии в отрасли через создание полностью регулируемого рынка ФОРЭМ к первому этапу либерализации - запуску конкурентных отношений в области торговли электрической энергией в ноябре 2003 г. С того момента и до настоящего времени конструировались и внедрялись конкурентные механизмы торговли электроэнергией. Изначально были заложены ключевые принципы ценообразования на электрическую энергию:

  • Маржинальное ценообразование - равновесная цена определяется как предельные переменные издержки стоимости производства самого дорогого МВт/ч, необходимого для удовлетворения спроса по соответствующей цене. Поставщики с заявками ниже равновесной цены продают электрическую энергию по равновесной цене.
  • Расчетная схема - узловая электрическая модель с учетом системных ограничений и нагрузочных потерь.
        Начиная с 2007 г. объемы электрической энергии (мощности), продаваемые на оптовом рынке по регулируемым ценам, планомерно уменьшаются в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 7 апреля 2007 г. № 205 "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу определения объемов продажи электрической энергии по свободным (нерегулируемым) ценам". Данным постановлением устанавливается, что с 1 января 2007 г. по регулируемым ценам (тарифам) на оптовом рынке электрическая энергия поставляется в следующих долях от базового прогнозного объема электрической энергии:
  • с 1 января по 30 июня 2007 г. - от 90 до 95 %;
  • с 1 июля по 31 декабря 2007 г. - от 85 до 90 %;
  • с 1 января по 30 июня 2008 г. - от 80 до 85 %;
  • с 1 июля по 31 декабря 2008 г. - от 70 до 75 %;
  • с 1 января по 30 июня 2009 г. - от 65 до 70 %;
  • с 1 июля по 31 декабря 2009 г. - от 45 до 50 %;
  • с 1 января по 30 июня 2010 г. - от 35 до 40 %;
  • с 1 июля по 31 декабря 2010 г. - от 15 до 20 %.
        С 1 января 2011 г. электроэнергия в полном объеме поставляется по свободным (нерегулируемым) ценам.
        Исходя из этого можно сделать вывод, что целевая модель вступит в силу с 2011 г. Однако необходимо отметить, что в соответствии с ФЗ № 250 от 4 ноября 2007 г. переходный период реформирования электроэнергетики в целом вводится до 1 июля 2008 г., т. е. в неявном виде предполагается, что после 1 июля начнет функционировать целевая модель отрасли.
        При этом существенных отличий от действующей модели переходного периода целевая иметь не будет, за исключением дополнения ее новыми механизмами оплаты стоимости мощности и системных услуг, основанными на конкурентных принципах. Кроме того, как дополнение к физической модели торговли будут реализованы биржевые технологии работы с финансовыми производными инструментами на электроэнергию и мощность.
        Эта модель озвучивалась разработчиками в качестве целевой как рыночному сообществу, так и в политических институтах, работа с которыми была необходима для проведения преобразований в отрасли.
        Таким образом, в России к настоящему моменту уже создана или находиться на финальной стадии создания архитектура рынка, в которой для покрытия предельных переменных, условно-постоянных с капитальными издержками используются различные механизмы.

        Основные моменты целевой модели оптового рынка
        Целевая модель оптового рынка будет действовать на территории Европейской части России, Урале и в Сибири, за исключением изолированных энергосистем, находящихся на этих территориях. Она предусматривает функционирование эффективной и прозрачной системы отношений между участниками рынков, а также гарантию продажи электроэнергии любому конечному потребителю по объективно сложившейся цене при условии ее своевременной оплаты.
        Целевая модель рынка электроэнергии подразумевает систему торговых отношений в электроэнергетике, основанных на рыночных механизмах ценообразования и конкуренции между как производителями, так и потребителями электроэнергии.
        Целевая модель рынка включает в себя следующие элементы (см. рисунок):

  • Рынок электроэнергии "на сутки вперед". Основан на механизме конкурентного ценообразования - аукциона ценовых заявок покупателей и продавцов электроэнергии. Проводится ежедневно за сутки до реального времени и одновременно на каждый час суток. По результатам аукциона формируются сбалансированные плановые почасовые объемы потребления и производства, определяются равновесные цены на каждый час суток с учетом системных ограничений и потерь электроэнергии при передаче.
  • Двусторонние договоры купли-продажи электроэнергии. Могут заключаться между продавцами и покупателями электроэнергии по обговоренным сторонами ценам, объемам, условиям оплаты, обязательствам по поставке.
  • Балансирующий рынок электроэнергии. Основной принцип работы - минимизация стоимости поставки/потребления "балансирующей" электроэнергии, исходя из ценовых заявок поставщиков/потребителей, в сочетании с регулируемым потреблением на дозагрузку или на разгрузку по сравнению с плановыми объемами производства/потребления электроэнергии, формируемыми на рынке "на сутки вперед".
  • Рынок мощности. Участниками рынка мощности будут поставщики и покупатели мощности - участники оптового рынка, а также Системный оператор как организатор этого рынка. Купля/продажа мощности будет осуществляться посредством проведения аукционов, а также свободных двусторонних договоров на куплю/продажу мощности.
  • Рынок системных услуг. Системные услуги будут предоставляться участниками оптового рынка на конкурентной основе с целью достижения и поддержания надежного заданного уровня качества энергоснабжения электроэнергией потребителей.
  • Торговля правами на использование пропускной способности электрической сети - финансовыми правами на передачу (ФПП/FTR). ФПП - финансовый инструмент, позволяющий хеджировать риски, вызванные разницей узловых цен и необходимостью эффективного распределения пропускной способности сети. Предполагается, что ФПП будут реализовываться на конкурентных аукционах.
        Таким образом, рынок торговли электроэнергией состоит из 3 разделенных по времени, но связанных по формированию окончательных (фактических) объемов производства/потребления электроэнергии секторов:
        1. Долгосрочный рынок двусторонних договоров
  • Стороны договоров фиксируют цены и график поставки, оплачивают разницу узловых цен.
        2. Краткосрочный рынок "на сутки вперед" (РСВ)
  • Участники на общем аукционе конкурируют за полный объем выработки генераторов/потребления электроэнергии на основе поданных ценовых заявок.
  • Предусматривается узловое маржинальное ценообразование с учетом потерь и системных ограничений.
  • Результаты аукциона - почасовые плановые графики производства/ потребления на следующие сутки.
        3. Балансирующий рынок (БР)
  • Происходит оплата отклонений фактических показателей производства/потребления электроэнергии от плановых показателей на основе конкурентного ценообразования.
  • Участвуют заявки РСВ генераторов, потребителей с регулируемой нагрузкой и оперативные ценопринимающие заявки.
        В процессе купли-продажи электроэнергии во всех указанных секторах оптового рынка электроэнергии учитываются не только коммерческие предпочтения участников, но и их исполнимость при ведении режимов, а также зависимые от режимов потери электроэнергии при ее передаче. Это дает наиболее точное определение ценности электроэнергии в каждой точке ее производства и потребления. Все поставщики электроэнергии должны участвовать в рынке и предоставлять всю рабочую мощность принадлежащих им генерирующих агрегатов. Покупателями на оптовом рынке являются любые конечные потребители и энергосбытовые компании, отвечающие требованиям по минимальному объему покупки электроэнергии, а также гарантирующие поставщики.

        Конкурентный рынок мощности
        До настоящего времени механизм покрытия условно-постоянных и капитальных издержек генерирующим станциям является регулируемым. РАО "ЕЭС России" разрабатывается модель рынка мощности, основанная на конкурентных принципах ценообразования. К настоящему времени доступны для анализа основные принципы разрабатываемого рынка мощности.
        В соответствии с концепцией рынка мощности вводятся следующие принципы.
        Основной задачей рынка мощности в России является обеспечение в кратко-, средне- и долгосрочной перспективе наличия в РАО "ЕЭС России" такого количества действующих генерирующих мощностей, которого достаточно для покрытия всего потребления электроэнергии в системе в любое время с соответствующими параметрами надежности и качества (включая резервы). Причем реализация этой задачи должна осуществляться наиболее экономически эффективным способом.
        В основе ценообразования на рынке мощности лежат конкурентные отборы мощности (КОМ) на 2008-2012 гг. (так называемые переходные аукционы) и в последующие годы (целевые аукционы). Далее подробно рассмотрим целевые аукционы мощности.
        Основные особенности КОМ целевой модели:

  • В КОМ должны быть отобраны мощности, обеспечивающие покрытие прогнозируемого пикового потребления с учетом резервов.
  • КОМ осуществляется по зонам свободного перетока мощности (далее - ЗСПМ).
  • Поставщикам, отобранным по результатам КОМ, гарантируется востребованность их мощности покупателями в период, на который они были отобраны (далее - период гарантированной востребованности):
        - для электрических станций, работающих на ископаемом топливе (уголь, газ, нефть и их производные), - на 10 лет;
        - для АЭС и ГЭС - на срок от 10 до 30 лет, определяемый поставщиком при подаче заявки на аукцион мощности.
        Период востребованности является также временем, в течение которого поставщик обязан поддерживать генерирующее оборудование в постоянной готовности к производству электроэнергии (в том числе в соответствии с действующими уже сегодня требованиями, а также регламентом, определяющим правила формирования графиков ремонтов).
  • В случае невыполнения поставщиками обязательств по поддержанию генерирующего оборудования в постоянной готовности к выработке электроэнергии (внеплановые ремонты оборудования, неподача заявок на рынок "на сутки вперед", неучастие в регулировании частоты и напряжения в системе и т. п.) поставщик выплачивает штраф.
  • Поставщикам, отобранным по результатам КОМ, в течение периода гарантированной востребованности мощность может быть продана двумя способами:
        I свободный способ:
        - продажа мощности по свободным двусторонним договорам с покупателями;
        - продажа электрической энергии по конкурентным ценам (по ценам рынка "на сутки вперед", балансирующего рынка и/или по свободным двусторонним договорам);
        I гарантированный способ:
        - продажа мощности по цене, указанной в заявке на КОМ, пересчитанной для соответствующего года по формуле индексации;
        - продажа электроэнергии по ограниченной цене - тарифу на рынке "на сутки вперед" и на балансирующем рынке. ФСТ России будет обязана установить тариф по обращению поставщика;
        - поставщики не смогут заключать свободных двусторонних договоров ни на электроэнергию, ни на мощность.
        Способ продажи мощности выбирается поставщиком самостоятельно и сообщается инфраструктурной рыночной организации за 3 мес. до начала года.
        "Гарантированный" способ является хеджирующим вариантом для поставщиков, не заключивших свободные договоры на продажу мощности, и тех, у кого прибыль, получаемая от продажи электроэнергии по свободным ценам, не покрывает их условно-постоянные затраты. "Тарифный" способ является гарантией получения поставщиком средств на покрытие полных затрат на производство электроэнергии (мощности), но с минимальной прибылью.
  • Имеющиеся в энергосистеме мощности и мощности, отобранные на КОМ, в совокупности должны обеспечивать техническую возможность ведения режима Системным оператором.
  • В течение года, на который уже проведен КОМ по целевой модели, предусматривается возможность проведения корректирующих КОМ, позволяющих компенсировать события, возможные после проведения КОМ. Такие КОМ проводятся до начала исполнения обязательств. Кроме механизма КОМ, для покрытия капитальных и условно-постоянных издержек также могут использоваться свободные двусторонние договоры на покупку/продажу мощности. Модель свободных двусторонних договоров подразумевает возможность для 2 сторон по соглашению заключить договор на покупку/продажу мощности по договорной цене. Данный механизм может использоваться вне зависимости от результатов участия в КОМ и даже вне зависимости от факта участия в нем. Также источником возврата инвестиций может являться "Механизм гарантирования инвестиций", но с учетом того, что перечень объектов утвержден государственной программой.
  • Если генерирующее оборудование к требуемому сроку оказалось не готово для работы, к поставщику применяются штрафные санкции в размере, соответствующем стоимости наиболее оперативного строительства новой мощности в необходимом объеме.

        Спрос
        Объем спроса на мощность в каждой ЗСПМ определяется Системным оператором, исходя из прогноза пикового потребления и величины необходимого резерва, размер которого устанавливается в соответствии с методикой Министерства промышленности и энергетики.
        Покупатели электрической энергии на оптовом рынке имеют обязательства по покупке мощности в объеме, равном их потреблению в пиковые часы нагрузки, умноженному на фактический коэффициент резервирования. Фактический коэффициент резервирования определяется исходя из требования оплаты всей мощности поставщиков, отобранных по результатам всех конкурентных отборов на соответствующий год. Покупатели выполняют свои обязательства путем покупки мощности по свободным двусторонним договорам с поставщиками мощности и/или путем покупки с помощью унифицированной стороны (Коммерческого оператора, осуществляющего функции финансовых расчетов на рынке) мощности поставщиков, выбравших "тарифный" способ продажи мощности по цене, указанной ими в заявке.

        Предложение
        Поставщики мощности - юридические лица в отношении:

  • "старых мощностей" - существующих объектов генерации;
  • "новых мощностей" - объектов генерации, которые будут построены и введены в эксплуатацию к дате начала исполнения обязательств.
        К участию в конкурентном отборе допускаются поставщики мощности, в отношении которых отсутствует процедура банкротства, приостановления деятельности и выполняются требования к финансовой устойчивости.
        Поставщик подает на торговую площадку ценовую заявку на КОМ, с указанием ежегодной желаемой платы за мощность и величины мощности, которую он собирается поставлять в течение периода поставки. В заявке также указываются параметры маневренности генерирующего оборудования (диапазон регулирования, скорость сброса и набора нагрузки).

        Зоны свободного перетока мощности
        Конкурентный отбор мощности должен осуществляться с учетом ограничений, накладываемых топологией сети, и допустимых режимов на физическую возможность удовлетворить прогнозируемый спрос. Для этого реализована концепция ЗСПМ, подразумевающая расчет на электрической схеме реализуемости электрических режимов для удовлетворения прогнозируемого спроса с учетом вводов новых сетевых объектов и генерирующих мощностей.
        Определение ЗСПМ осуществляется в 3 последовательных этапа:
        1. Формирование Системным оператором на год проведения КОМ модельной расчетной модели. При этом к актуальной расчетной модели добавляются прогнозируемые на год проведения КОМ вводы генерирующих мощностей, сетевых объектов и энергопотребляющих установок.
        2. Формирование перечня "контролируемых сечений", необходимого для определения ЗСПМ. Данный перечень формируется на модельной расчетной модели путем проведения имитационных расчетов результатов аукциона на модельных заявках генераторов и потребителей, сформированных исходя из прогнозов стоимости и баланса топлива в энергосистеме. Имитационные расчеты проводятся в различных сценарных условиях, наступление которых вероятно, и при этом собирается статистика "запирания" сечений (ситуаций, когда перетоки по сечениям достигают заложенного в расчетную модель предела их пропускной способности). Сценарные условия, кроме данных по стоимости и балансу топлива, включают в себя вероятные ремонтные схемы.
        3. Определение ЗСПМ. Разделение единой энергосистемы на ЗСПМ осуществляется таким образом, чтобы внутри ЗСПМ отсутствовали "контролируемые сечения" либо чтобы их влияние на перетоки внутри данной ЗСПМ было пренебрежимо мало. Эта задача решается путем определения влияния всех узлов расчетной модели на "контролируемые сечения". При этом возможно выявление небольших локализованных районов "запертых мощностей" внутри ЗСПМ. Эти районы не выделяются в отдельные ЗСПМ, но при проведении КОМ Системный оператор не рассматривает заявки строительства мощностей в них.
        Принципиальной особенностью также является то, что на этапе подачи заявки в КОМ поставщик не обязан указывать точное место расположения генерирующего объекта. Место может быть конкретизировано позже, но должно находиться в границах соответствующей ЗСПМ.

        Требования Системного оператора в части параметров генерации
        Системный оператор будет проводить КОМ таким образом, чтобы отобранные генерирующие мощности позволяли выдерживать прогнозируемые электрические режимы, по параметрам скорости сброса/набора нагрузки, пределам регулирования и времени включения они должны позволять проходить суточные и сезонные неравномерности потребления. Также фактором отбора является требование к совокупной способности генерирующих мощностей покрывать расчетные аварийные возмущения энергосистемы. Кроме того, учитываются такие особенности функционирования энергосистемы, как работа в период теплофикационных нагрузок и отсутствия тепловых отборов с электрических станций, предназначенных для работы в комбинированном цикле производства электрической и тепловой энергии.

        Вспомогательные рынки
        Мировой опыт развития электроэнергетической отрасли показывает, что, наряду с введением конкуренции на оптовом и розничном рынках электроэнергии и мощности, введением ограничения на совмещение видов деятельности, а также в связи с переходом к полностью либерализованным рынкам, в процессе развития электроэнергетического сектора возникает ряд вспомогательных рынков, появление которых частично обусловлено особенностью электрической энергии как товара.
        Среди существующих в мировой практике вспомогательных рынков, прежде всего, следует отметить рынок системных услуг. Электроэнергия, как товар для оптовой торговли, характеризуется не только такими стандартизированными параметрами, как объем электрической энергии и мощность. Для функционирования энергосистемы также важен ряд дополнительных характеристик: резервы мощности для автоматического регулирования и стабилизации частоты, поставка реактивной мощности для поддержания уровня напряжения, резервы для пуска из полностью обесточенного состояния на случай отключения электричества и так далее.
        Все указные выше потребности сопряжены с затратами. Системный оператор должен быть готов заплатить за эти услуги для сохранения стимулов, побуждающих участников рынка предоставлять эти услуги. Мощности, зарезервированные для оказания вспомогательных услуг, недоступны на обычном рынке; таким образом, владелец мощности может понести убытки при оказании вспомогательных услуг вместо альтернативной продажи на рынке.
        Подход, используемый на либерализованных рынках электроэнергии, заключается в определении потребностей во вспомогательных системных услугах как отдельно взятых товаров и в создании механизма их покупки системным оператором на отдельном конкурентом рынке.
        Запуск рынка системных услуг планируется также и в рамках развития действующей модели оптового рынка.
        Отличительной особенностью цен на электроэнергию является их высокая волатильность. При этом в целях хеджирования рисков потребителей и поставщиков, вызванных указанной высокой ценовой волатильностью, в мировой практике широко используются производные финансовые инструменты на электроэнергию. Торговля такими финансовыми инструментами обычно осуществляется на обычных биржевых площадках.
        Производный финансовый инструмент в электроэнергетике - финансовый контракт со стандартными или согласованными сторонами условиями, стоимость которого является производной по отношению к стоимости электроэнергии (мощности).
        Финансовые инструменты на электроэнергию предоставляют участникам рынка следующие возможности:

  • хеджирование ценовых рисков, связанных с участием на волатильном спот-рынке электроэнергии;
  • возможность получения дополнительной прибыли благодаря использованию новых торговых стратегий;
  • получение выгоды от арбитража.
        Основными финансовыми инструментами на электроэнергию являются:
  • форварды;
  • фьючерсы;
  • опционы;
  • свопы;
  • спрэды;
  • контракты на разницу.
        В мировой практике используется широкий набор производных финансовых инструментов на электроэнергию, что позволяет осуществлять хеджирование рисков во всех видах деятельности, связанных с электроэнергетикой: в производстве электрической энергии, транспортировке, продаже-покупке на оптовом рынке, продаже конечным розничным потребителям.
        Говорить о конкретном наборе финансовых инструментов, которые будут запущены в России, в настоящий момент преждевременно, однако уже сейчас можно предположить, что первоначально они будут представлены в виде фьючерсных и форвардных контрактов.

        Антимонопольные механизмы рынка
        Рынок электроэнергии имеет определенные ограничения для полной конкуренции. Во многом это связано с возможностями передачи электроэнергии по электрическим сетям. Сети, как любая транспортная система, имеют ограниченную пропускную способность. Естественно, в более мелких зонах свободного перетока мощности количество игроков на рынке также снижается: если в целом на рынке количество поставщиков электроэнергии может измеряться десятками, то в этих зонах речь идет о считанных единицах. При этом положение отдельных крупных игроков в них можно признать доминирующим (с долей более 20%). То есть практически в каждой такой зоне рынка существует компания, имеющая возможности манипулировать ценами и завышать их. Эти игроки могут быть как отдельными генерирующими компаниями (ОГК, ТГК, принадлежащие одному собственнику), так и входящими в крупные энергетические группы (например, Газпром, СУЭК, КЭС-Холдинг).
        Практика показывает, что соблазн использовать свое рыночное положение у таких компаний очень велик. Пока роль антимонопольного регулятора выполняло и выполняет РАО "ЕЭС России" со своим набором инструментов воздействия. Но после ключевую роль в этом вопросе должно играть антимонопольное ведомство. Его роль и ответственность многократно возрастают.
        Для снижения рисков манипулирования ценами на оптовом рынке вводится система стимулирования участников к подаче конкурентных ценовых заявок - в соответствии с правилами торговли в первую очередь удовлетворяются заявки на поставку электроэнергии с наименьшей ценой. Порядок выявления случаев неконкурентного поведения (установление завышенных цен на электроэнергию, попытки генерирующих компаний "увести" с оптового рынка часть своих мощностей) разработан Федеральной антимонопольной службой России. В отношении субъектов оптового рынка, занимающих доминирующее и (или) исключительное положение либо манипулирующих и (или) имеющих возможность манипулирования ценами на оптовом рынке, в целях предупреждения злоупотреблений и недопущения манипулирования ценами могут быть применены в порядке, определенном Правительством Российской Федерации, следующие меры:

  • государственное регулирование цен (тарифов);
  • ограничение цен в ценовых заявках;
  • введение ограничения в виде условия о подаче только ценопринимающих заявок;
  • обязательство участника предоставить на оптовый рынок в максимально возможном объеме всю электрическую энергию и мощность, вырабатываемые с использованием принадлежащего ему генерирующего оборудования.
        Само по себе наличие доминирующего положения еще не является проблемой для рынка. Важно выстроить компетентную систему мониторинга и контроля за действиями участников рынка. Скорее всего, это займет довольно много времени и будет строиться на прецедентах. Здесь возможность существенного наказания даже важнее самого наказания.

    • Рейтинг
    • 3
    Оставить комментарий
    Добавить комментарий анонимно, введите имя:

    Введите код с картинки:
    Добавить комментарий как авторизованный посетитель: Войти в систему

    Содержание (развернуть содержание)
    Факты и комментарии
    Новые назначения в ФК "УРАЛСИБ"
    Реформа электроэнергетики: финиш
    Новое в законодательстве об электроэнергетике
    Будущее российской электроэнергетики
    Реорганизация РАО ЕЭС: ретроспектива и взгляд в будущее
    Модель торговли электроэнергией и мощностью: движение от переходного периода к целевой структуре
    Новая модель рынка
    От рубля - к мегаватту
    Реформа электроэнергетики - позитив для рынка акций энергокомпаний
    SPO в тепловой генерации: перспективы
    Бенчмарк-анализ компаний российской электроэнергетики
    Гарантирующие поставщики электроэнергии: нормативные проблемы в функционировании и перспективы развития
    Магистральная реформа
    Формирование МРСК: стратегия привлечения инвестиций в сектор распределительных сетей
    ГидроОГК: консолидация акций и дальнейшие перспективы
    Стратегия ОАО "Газпром" в электроэнергетике
    Рынок IPO: ориетация на внутренний спрос
    IPO в России: ликвидность на финансовых рынках останаливает рост (январь-декабрь 2007 г.)
    Движение вперед
    Правовое обеспечение сделок IPO
    Рынок ПИФов прирос агрессивными новичками

    • Статьи в открытом доступе
    • Статьи доступны на платной основе
    Актуальные темы    
     Сергей Хестанов
    Девальвация — горькое лекарство
    Оптимальный курс национальной валюты четко связан со структурой экономики и приоритетами денежно-кредитной политики. Для нынешней российской экономики наиболее логичным (и реалистичным) решением бюджетных проблем является девальвация рубля.
    Александр Баранов
    Управление рисками НПФов с учетом новых требований Банка России
    В III кв. 2016 г. вступили в силу новые требования Банка России по организации системы управления рисками негосударственных пенсионных фондов.
    Варвара Артюшенко
    Вместе мы — сила
    Закон синергии гласит: «Целое больше, нежели сумма отдельных частей».
    Сергей Майоров
    Применение blockchain для развития биржевых технологий и сервисов
    Распространение технологий blockchain и распределенного реестра за первоначальные пределы рынка криптовалют — одна из наиболее дискутируемых тем в современной финансовой индустрии.
    Все публикации →
    • Rambler's Top100