Тарифная политика в теплоэнергетике

 

 

Для снижения рисков манипулирования ценами на РСВ введена система стимулирования участников к подаче конкурентных ценовых заявок – в соответствии с правилами торговли, в первую очередь удовлетворяются заявки на поставку электроэнергии с наименьшей ценой.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Темпы изменения равновесных цен.

Дата	Первая ценовая зона
	Трёхдневный темп изменения равновесных цен, %	Средневзвешенная равновесная цена за трёхдневный период, руб/МВт.ч.	Семидневный темп изменения равновесных цен, %	Средневзвешенная равновесная цена за семидневный период, руб/МВт.ч.	Предельные значения трехдневного темпа изменения равновесных цен, %	Предельные значения семидневного темпа изменения равновесных цен, %
24.04.2012	-0.8	891.69	-3.72	914.7	29.16	24.49
23.04.2012	-4.0	889.62	-5.62	909.02	29.16	24.49
22.04.2012	-6.36	883.81	-6.54	909.24	29.16	24.49
21.04.2012	-5.08	931.21	-5.27	917.35	29.16	24.49
20.04.2012	-5.47	938.68	-3.82	925.17	29.16	24.49
19.04.2012	-6.77	921.22	-2.24	934.35	29.16	24.49
18.04.2012	-7.59	921.4	-0.9	940.17	29.16	24.49

 

 

Объемы электроэнергии, реализуемой в рамках двусторонних договоров и РСВ, формируют плановое потребление электроэнергии. Однако фактическое потребление неизбежно отличается от планового. Торговля отклонениями от планового производства/потребления осуществляется в режиме реального времени на балансирующем рынке. При этом за каждые 3 часа до часа фактической поставки системный оператор (ОАО «СО ЕЭС») проводит дополнительные конкурентные отборы заявок поставщиков с учетом прогнозного потребления в энергосистеме, экономической эффективности загрузки станций и требований системной надежности.

 

Отклонения фактического потребления от планового квалифицируются собственными или внешними инициативами. Собственная инициатива возникает по причине действий участника рынка (потребителя или поставщика), внешняя – в результате команд Системного оператора или аварии, приведшей к вынужденному изменению режима производства или потребления электроэнергии. Для определения стоимости отклонений для различных видов инициатив используются расчетные формулы (срезки), рассчитываемые на каждый час суток для каждого узла расчетной модели. Срезки определяются как максимальные (минимальные) значения индикатора БР и цены РСВ., тем самым стимулируя к более точному исполнению планового потребления и производства электроэнергии. На основе стоимости отклонений определяются предварительные требования и предварительные обязательства БР, разница между которыми формирует небаланс балансирующего рынка. Отрицательный небаланс распределяется между участниками пропорционально их собственным инициативам. Положительный небаланс распределяется между поставщиками, пропорционально величине исполнения внешних инициатив, и потребителями, максимально точно придерживающимися планового потребления. Таким образом, на БР «штрафуются» участники рынка, допускающие наибольшие отклонения фактических потребления и выработки от плановых по собственной инициативе, и «премируются» участники, придерживающиеся планового потребления и максимально точно выполняющие команды Системного оператора.

 

 

Рынок мощности

 

С 1 июня 2008 года торговля мощностью осуществляется на основе конкурентного отбора мощности (КОМ), проводимого системным оператором. Участники оптового рынка, прошедшие процедуру допуска к КОМ, получили возможность подавать заявки в объеме, не превышающем максимальную располагаемую мощность, учтенную Федеральной службой по тарифам России в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования. Покупатели обязаны оплатить всю мощность, отобранную на КОМ в их ценовой зоне. Поставщики в каждой ценовой зоне несут солидарную ответственность за исполнение обязательств по предоставлению мощности.

 

Переходный рынок мощности обеспечил возможность реализации части мощности по нерегулируемым ценам, в рамках договоров купли-продажи электроэнергии и мощности (СДЭМ), в том числе на бирже, и купли-продажи мощности по результатам конкурентного отбора. Постановлением Правительства РФ №89 от 24 февраля 2010 года утверждены изменения в Правила оптового рынка, обеспечивающие запуск модели долгосрочного рынка мощности (ДРМ). Как и в части торговли электроэнергией, с 2011 года по регулируемым договорам поставляется мощность только в объемах, необходимых для поставки населению и приравненным категориям потребителей.

 

Основные отличия ДРМ от переходного рынка мощности:

• В рамках КОМ мощность отбирается на не год вперед, а на 4 года (начиная с 2016 года), что гарантирует оплату мощности поставщику на период строительства новых мощностей;
• Ценообразование осуществляется в рамках зон свободного перетока (ЗСП), а не ценовых зон, что позволяет формировать локальные ценовые сигналы для покупателей и поставщиков мощности;
• В рамках конкурентного отбора отбирается и оплачивается не вся располагаемая мощность, что способствует усилению конкуренции среди поставщиков мощности.
• В долгосрочный рынок мощности включены договоры о предоставлении мощности, позволяющие обеспечить финансирование инвестиций в новую генерацию.

 

В долгосрочном рынке конкурентный отбор мощности производится исходя из формируемого Системным оператором прогноза спроса на соответствующий период поставки. В случае превышения фактического спроса на мощность над прогнозным возможно проведение корректирующего конкурентного отбора.

 

В ходе КОМ в первую очередь отбирается мощность, введенная по ДПМ и аналогичным ДПМ договорам с АЭС и ГЭС. Мощность, не прошедшая конкурентный отбор, не оплачивается, за исключением мощности генерирующих объектов, работа которых необходима для поддержания технологических режимов работы энергосистемы или поставок тепловой энергии (вынужденные генераторы). Мощность и электроэнергия вынужденных генераторов оплачивается по тарифу, установленному ФСТ.

 

В ЗСП, определенных ФАС как зоны с ограниченной конкуренцией, при проведении конкурентного отбора устанавливаются предельные уровни цен на мощность. Распоряжением Правительства РФ от 18 августа 2011 г. N 1461-р на 2012 год предельные уровни цен на мощность установлены в первой ценовой зоне в размере 118,125 тыс. руб/МВт в месяц, во второй – 126,3675 тыс. руб/МВт в месяц. При проведении конкурентного отбора мощности на 2012 год ФАС России установила необходимость применения предельного уровня цен в 24 ЗСП из 27 (кроме ЗСП Центра, Урала и Сибири).

 

Для зон свободного перетока, в которых предельный уровень цен не вводится, продажа мощности, попавшей в 15% наиболее дорогого предложения и при этом отобранной на конкурентном отборе, будет производиться поставщиками либо по тарифу ФСТ, либо по цене, указанной в заявке, в зависимости от того, какая цена окажется ниже. Цена конкурентного отбора в этом случае сформируется либо по самой дорогой заявке из оставшихся 85% предложенной мощности, либо по цене, балансирующей спрос и предложение, если она оказалась ниже цены в самой дорогой из оставшихся заявок. Кроме того, если поставщик владеет большой долей генерации в ЗСП (более 10% установленной мощности в Сибири, более 15% для Европы и Урала), ценовая заявка может быть подана только на объем, не превышающий 10% (15%). Остальная мощность предлагается только по ценопринимающим заявкам.

 

В декабре 2010 года завершилась первая кампания по подписанию договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Объект тепловой генерации, введенный по договору о предоставлении мощности, получает гарантию оплаты мощности на 10 лет (15 лет для договоров, аналогичных ДПМ, заключаемых с АЭС и ГЭС), обеспечивающую возврат капитальных затрат и оговоренных эксплуатационных расходов. Размеры эксплуатационных и капитальных затрат, используемые при расчете стоимости мощности по ДПМ, определены в постановлении Правительства Российской Федерации № 238от 13.04.2010.

 

Договоры о предоставлении мощности заключены с генерирующими компаниями теплоэнергетики, выделенными из состава РАО «ЕЭС России». Договоры о поставке мощности, аналогичные ДПМ, заключены с ОАО «Русгидро» и ОАО «Концерн Росэнергоатом». В общей сложности заключено 6840 ДПМ и 3616 ДПМ ГЭС/АЭС.

 

Итоги первого долгосрочного КОМ (с поставкой мощности в 2011 году) подведены Системным оператором 8 декабря 2010 года. Участие в отборе на 2011 год приняли 57 генерирующих компаний в отношении 388 зарегистрированных на оптовом рынке электроэнергии и мощности и допущенных к отбору электростанций. По результатам КОМ на 2011 год отобраны по ценовым параметрам заявки на продажу мощности 48 генерирующих компаний по 288 электростанциям.

КОМ на 2012 год был проведен в декабре 2011 года. Ценовые заявки на продажу мощности были поданы 63 участниками оптового рынка из 64 допущенных к КОМ в отношении 391 электростанции по 1024 генерирующим единицам мощности (ГЕМ). В 24 ЗСП, в которых отбор проводился с применением предельного размера, цена КОМ сложилась равной предельному размеру цены на мощность: в ЗСП I ценовой зоны – 118 125 руб/МВт в месяц, в ЗСП II ценовой зоны – 126 367,5 руб/МВт в месяц.

 

В ЗСП, в которых КОМ проводился без применения предельного размера, сложилась следующая цена на мощность:

ЗСП «Сибирь» – 146 787,92 руб/МВт в месяц;

ЗСП «Урал» – 118 118 руб/МВт в месяц;

ЗСП «Центр» – 118 100 руб/МВт в месяц

Управление оптовым рынком

Мы сказали о том, как устроен ОРЭМ. Рассмотрим вопрос о том, как он управляется.

Организация торговли и обеспечение расчетов между участниками оптового рынка электроэнергии является функцией Коммерческого оператора – ОАО «Администратор торговой системы», 100% дочерней компании Некоммерческого партнерства «Совет рынка». Дочерняя организация ОАО «АТС» и НП «Совет рынка» - ОАО «Центр финансовых расчетов», выступает унифицированной стороной по сделкам купли-продажи электроэнергии и мощности, осуществляет расчет требований и обязательств по договорам купли-продажи электроэнергии и мощности.

 

Торговля на оптовом рынке электроэнергии и мощности осуществляется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе и регламентами оптового рынка, разрабатываемых советом рынка – саморегулируемой организацией участников оптового рынка.

 

Правилами оптового рынка регулируются отношения, связанные с оборотом электрической энергии и мощности на оптовом рынке, в части, в которой это предусмотрено Федеральным законом «Об электроэнергетике». Режим экспорта и импорта электрической энергии устанавливается в соответствии с законодательством о государственном регулировании внешнеторговой деятельности.

 

В случаях и в порядке, которые определяются Правительством Российской Федерации, на оптовом рынке регулируются отношения, связанные с оборотом особого товара - мощности, иных необходимых для организации эффективной торговли электрической энергией товаров и услуг, в краткосрочной и долгосрочной перспективе.

 

Основными принципами организации оптового рынка являются:

• свободный недискриминационный доступ к участию в оптовом рынке всех продавцов и покупателей электрической энергии, соблюдающих правила оптового рынка и удовлетворяющих требованиям в отношении субъектов оптового рынка, установленным статьей 35 Федерального закона «Об электроэнергетике»;
• свободное взаимодействие субъектов оптового рынка, действующих по правилам оптового рынка, утверждаемым Правительством Российской Федерации;
• свобода выбора субъектами оптового рынка порядка купли-продажи электрической энергии посредством формирования рыночных цен и отбора ценовых заявок покупателей и ценовых заявок продавцов по фактору минимальных цен на электрическую энергию, складывающихся в отдельных ценовых зонах оптового рынка, в соответствии с правилами оптового рынка или посредством заключения двусторонних договоров купли-продажи электрической энергии;
• учет особенностей участия в оптовом рынке отдельных субъектов, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности и (или) производящих электрическую энергию на тепловых, атомных или гидравлических электростанциях;
• взаимодействие субъектов оптового рынка на основе безусловного соблюдения договорных обязательств и финансовой дисциплины;
• обязательность приобретения мощности субъектами оптового рынка в порядке и в случаях, которые установлены Правительством Российской Федерации;