- •15Вк 978-5-91781-001-0 . © зао «ук кэу», 2009
- •2.4. Договорная конструкция оптового рынка. Предмет торговли на
- •2.5. Порядок разрешения разногласий и решения споров на
- •Глава 3 Оптовый рынок электрической энергии в
- •Глава 4 Рынок мощности в ценовых зонах.................................................114
- •Глава 5 Рынок электроэнергии и мощности в «неценовых» зонах........146
- •Глава 6 Учет фактического производства и потребления на оптовом рынке. Финансово-расчетная система.............................................................155
- •Глава 7 Розничные рынки................................................................................173
- •Глава 8 Сетевая инфраструктура рынков электроэнергии......................251
- •Глава 9 Государственное регулирование электроэнергетического рынка -
- •Глава 10 Рынки тепловой энергии. Актуальное состояние и возможности развития..................................................................................................................364
- •Глава 1. Общее устройство рынка
- •1.2. Становление рынка
- •1.3 Общее представление об отраслевом законодательстве, регулирующем функционирование рынка
- •Глава 2. Оптовый рынок. Структура, субъекты, договоры
- •2.1. Оптовый рынок электроэнергии (мощности) как организованная торговая площадка
- •2.2. Инфраструктурные организации оптового рынка
- •Глава 4. Рынок мощности в ценовых зонах 118
- •Глава 10. Рынки тепловой энергии. Актуальное состояние и возможности развития 358
- •2.2.2. Технологическая инфраструктура оптового рынка электроэнергии (мощности)
- •2.3. Участники оптового рынка
- •2.4. Договорная конструкция оптового рынка. Предмет торговли на оптовом рынке
- •2.4.1. Договор о присоединении к торговой системе: роль, значение, структура, порядок заключения
- •2.4.2 Регламенты оптового рынка - приложения к Договору о присоединении к торговой системе
- •2.4.3. Предмет торговли на оптовом рынке: электроэнергия и мощность
- •2.4.4. Структура договоров оптового рынка
- •2.5 Порядок разрешения разногласий и решения споров на оптовом рынке
- •Глава 3. Оптовый рынок электрической энергии в ценовых зонах
- •3.1. Двусторонние договоры
- •3.1.1. Общие свойства двусторонних договоров
- •3.1.2. Регулируемые договоры
- •3.1.3. Свободные договоры
- •3 .2. Рынок на сутки вперед
- •3.2.1. Принцип маржинального ценообразования
- •3.2.2. Возможные типы аукционов в рынках электроэнергии
- •Аукцион с учетом пропускной способности зональные пены
- •3.2.3 Аукцион с учетом всех системных ограничений
- •3.2.4. Свойства цен рынка на сутки вперед
- •3.2.5. Конкурентные и регулируемые механизмы торговли электроэнергией в плановом режиме
- •3.3. Балансирующий рынок электроэнергии
- •3.4. Рыночные механизмы выбора состава включенного генерирующего оборудования
- •3.6. Заключение
- •Глава 4. Рынок мощности в ценовых зонах
- •4.1 Основы рынка мощности. Цели введения рынка мощности
- •4.3. Обязательства поставщиков и пуловое соглашение поставщиков мощности
- •4.4. Обязательства покупателей по покупке мощности
- •4.5. Способы торговли мощностью оптового рынка в ценовых зонах
- •4.5.1. Регулируемые договоры купли-продажи мощности
- •4.5.2. Свободные договоры купли-продажи электрической энергии и мощности (сдэм)
- •4.5.3. Покупка и продажа мощности атомной и гидрогенерации.
- •4.5.4. Покупка и продажа мощности через централизованного контрагента.
- •4.6 Биржевая торговля как механизм заключения свободных двусторонних договоров на мощность и электроэнергию
- •1 Месяц
- •Глава 5. Рынок электроэнергии и мощности в «неценовых» зонах
- •5.1. Особенности функционирования оптового рынка на территории Дальнего Востока
- •5.2 Особенности функционирования оптового рынка на территориях Республики Коми и Архангельской области
- •5.3. Особенности функционирования оптового рынка на территории Калининградской области
- •Глава 6. Учет фактического производства и потребления на оптовом рынке. Финансово-расчетная система
- •6.1. Финансово-расчетная система оптового рынка
- •6.2 Коммерческий учет электроэнергии (мощности) на оптовом рынке
- •Глава 7. Розничные рынки
- •7.1. Основы модели розничного рынка переходного периода
- •7.2 Субъекты розничного рынка
- •7.2.1. Гарантирующий поставщик Требования к гарантирующему поставщику
- •7.2.2. Энергосбытовые организации, не относящиеся к гарантирующим поставщикам
- •7.2.3. Энергоснабжающие организации
- •7.2.4. Особый порядок принятия потребителей на обслуживание
- •7.2.5. Производители электрической энергии
- •7.2.6. Территориальные сетевые организации
- •7.2.7. Исполнители коммунальных услуг
- •Система договорных отношений розничного рынка
- •7.3.1. Договоры энергоснабжения (купли-продажи электрической энергии)
- •1) Договорные величины потребления электроэнергии (мощности): в зависимости от принадлежности потребителя к той или иной классификации определяются следующие договорные величины:
- •7.3.2. Договоры поставки (купли-продажи) электрическом энергии, заключаемые производителями электрическом энергии
- •7.4. Ответственность за надежность энергоснабжения потребителей
- •7.5. Ценообразование на розничных рынках
- •7.5.1. Регулируемые и свободные цены на розничных рынках в ценовых зонах
- •7.5.2. Регулируемые тарифы
- •1 Группа. Базовые потребители
- •2 Группа. Население
- •3 Группа. Прочие потребители
- •7.5.3. Нерегулируемые цены
- •7.5.4. Система ценообразования в неценовых зонах
- •7.5.5. Система ценообразования в технологически изолированных электроэнергетических системах
- •7.6. Перекрестное субсидирование в электроэнергетике
- •7.6.1. Виды перекрестного субсидирования
- •7.6.2. Пути решения проблемы
- •7.7. Основы организации коммерческого учета на розничных рынках
- •7.7.1. Требования к организации коммерческого учета у потребителей
- •7.7.2. Бездоговорное и безучетное потребление
- •7.8. Развитие розничных рынков
- •Глава 8. Сетевая инфраструктура рынков электроэнергии
- •8.1 Услуги по передаче электроэнергии
- •8.1.1. Содержание услуги
- •8.1.2. Магистральные (передающие) и распределительные сети
- •8.1.3. Договоры на оказание услуги по передаче
- •8.1.4. Система договоров на услуги по передаче в субъекте рф
- •8.1.5. Тарифы на услуги по передаче электрической энергии
- •8.1.6. Особенности системы отношений по оказанию услуги по передаче электрической энергии
- •8.2.1. Содержание услуги
- •8.2.2. Проблемы технологического присоединения потребителей и производителей
- •8.2.3. Процедура технологического присоединения
- •8.2.5. Стандарты раскрытия информации по технологическому присоединению
- •8.2.6. Присоединение к сетям, которыми владеют лица, не являющиеся сетевыми организациями
- •8.2.7. Плата за технологическое присоединение к электрическим сетям
- •8.2.8. Законодательство рф об электроэнергетике и законодательство рф о тарифах организаций коммунального комплекса
- •8.2.9. Принципы формирования платы за технологическое присоединение по группам потребителей услуг
- •8.3. Потери электроэнергии
- •8.3.1. Классификация потерь в электрических сетях
- •8.3.2. Покупка сетевыми организациями электроэнергии для компенсации потерь в сетях
- •8.3.4. Учет нерегулируемых цен на электрическую энергию и мощность, приобретаемую для целей компенсации потерь
- •Глава 9. Государственное регулирование электроэнергетического рынка - прогнозирование, тарифное регулирование, антимонопольное регулирование.
- •9.1 Государственная система прогнозирования
- •9.1.1. Значение прогнозирования и планирования в отрасли
- •9.1.2. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики
- •9.1.3. Инвестиции и согласование программ развития
- •9.1.4. Планирование строительства сетевых объектов
- •9.2. Система тарифного регулирования в электроэнергетике рф
- •9.2.1. Нормативная база тарифного регулирования
- •9.2.2. Текущая система ценообразования
- •9.2.3. Роль ежегодного сводного баланса
- •9.2.6. Особенности тарифного регулирования для неценовых зон и технологически изолированных энергетических систем
- •9.3 Антимонопольное регулирование
- •9.3.1. Органы антимонопольного регулирования и их полномочия в энергетике
- •9.3.2. Особенности антимонопольного регулирования на оптовом и розничном рынках
- •9.3.3. Рыночная сила
- •9.3.4. Обеспечение недискриминационного доступа к электрическим сетям и услугам по передаче электроэнергии, к услугам администратора торговой системы
- •9.3.5. Меры антимонопольного регулирования
- •9.3.6. Государственное регулирование в условиях ограничения или отсутствия конкуренции
- •Глава 10. Рынки тепловой энергии. Актуальное состояние и возможности развития
- •10.1. Актуальное состояние рынков тепловой энергии в Российской Федерации
- •10.1.1. Предпосылки и потенциальные возможности для развития рынков тепловой энергии
- •10.1.2. Система отношений между субъектами теплоэнергетики и потребителями тепловой энергии
- •10.1.3. Тарифообразование в теплоэнергетике
- •10.2. Основные направления развития рынков тепловой энергии
- •10.2.1. Цели и задачи развития рынков тепловой энергии
- •10.2.2. Инструменты и механизмы решения задач развития рынков тепловой энергии
- •10.3. Законодательная база рынков тепловой энергии
- •Функционирования рынков электроэнергии
3.2.3 Аукцион с учетом всех системных ограничений
Расчетная модель
Прежде чем перейдем к особенностям ценообразования в такой аукционе, остановимся на том инструменте, который описывает электрические режимы (условия потокораспределения) в единой электрической сети для такого аукциона: так называемой расчетной модели.
Расчетная модель - это описание электроэнергетической системы, используемое для построения математической модели процесса производства, передачи и потребления электрической энергии и мощности, с помощью которой рассчитываются реализуемые в этой электроэнергетической системе объемы производства и потребления электрической энергии и мощности и соответствующие им цены.
Понятно, что построение математической модели с требуемые свойством физической реализуемости объемов представляет самостоятельную задачу. В упрощенном виде она должна содержать все электрические связи в системе, т.е. модель электрической сети.
Уточним, что понимается под узлами электрической сети в расчетной модели. Узел электрической сети - это система шин (сетевая подстанция) с подключенными к ней генераторами, нагрузками, трансформаторами и линиями электропередачи.
Линии и подстанции уровня 220кВ и выше представлены в расчетной модели в явном виде, для уровня ниже 110 кВ применяется
эквивалентирование в одну линию, узел или группу узлов с сохранением электрических режимных свойств.
У каждой линии «свои индивидуальные» потери. Стоимость всех потерь при поставке в данный узел отражается в ценах, которые считаются в узлах (для каждого узла данной расчетной модели). Такие цены называются узловыми, а подобное ценообразование с использованием вышеуказанного маржинального принципа - узловым ценообразованием.
В основе узлового ценообразования находится расчетная модель, к которой «прикреплен» каждый участник оптового рынка в зависимости от электрической схемы своего присоединения (один
участник может быть прикреплен к нескольким узлам - см. в гл.2 понятие группы точек поставки).
В сегодняшней расчетной модели ЕЭС России более 7200 узлов, относящихся к энергозоне Европы и Урала, и более 600 узлов в энергозоне Сибири (см. Рис 3.6.). Специальное программное обеспечение рассчитывает оптимальные почасовые равновесные цены (узловые цены), объемы производства и потребления с учетом заданных ограничений и технологических потерь с использованием принципов, проиллюстрированных далее на примерах. Формально - математическое описание модуля расчетов приведено полностью в регламентах оптового рынка (в Приложении к Регламенту проведения конкурентного отбора на сутки вперед).
Создателем и держателем расчетной модели является системный оператор.
Расчетная модель постоянно совершенствуется: с появлением новых участников рынка выделяются новые узлы, учитывается строительство новых линий электропередачи.
Расчетная модель имеет как постоянные, так и переменные параметры.
МВт
Рис 3.6. В каждом узле расчетной модели формируется своя равновесная
цена.
Переменные параметры подлежат ежедневной актуализации и содержат данные о:
потреблении электрической энергии, включая потери (прогноз системного оператора с учетом заявленных покупателями объемов);
генерирующих объектах, в т.ч. параметры и состав включенного генерирующего оборудования, максимальные и минимальные допустимые значения производства активной мощности, постоянные графики генерации, интегральные суточные ограничения по производству для ГЭС и монотопливных ТЭС;
системных условиях, в т.ч. информацию о топологии электрических сетей и основных параметрах сетевого оборудования (в частности, сопротивлениях линий электропередачи), влияющие на сетевые ограничения данные о противоаварийной автоматике, системные ограничения на объемы производства и на перетоки мощности по контролируемым сечениям, информацию о распределении резервов (по территориям или по группам электростанций);
перетоках электрической энергии с зарубежными странами.
Процедура актуализации расчетной модели включает следующие этапы:
сбор исходных данных (часть данных предоставляется участниками оптового рынка, часть системный оператор формирует самостоятельно);
выбор состава включенного генерирующего оборудования;
расчет графиков потребления мощности и формирование системы ограничений на допустимые режимы производства и потребления активной мощности.
Актуализация расчетной модели, т.е. обновление всех необходимых для расчетов параметров, производится ежедневно накануне суток поставки. Затем системный оператор передает её в электронном виде в ОАО «АТС» (коммерческому оператору), который на этой модели производит расчет цен и объемов производства электроэнергии на рынке на сутки вперед.
Кроме того, в течение суток поставки системный оператор проводит текущую актуализацию значений параметров с расчета планов балансирующего рынка в условиях, наиболее приближенных к реальным.
Таким образом, расчетная модель математически описывает или имитирует "физику" процессов в системе, которая представлена в этой модели набором основных компонентов и их взаимосвязями.
Решая в заданных этой математической моделью ограничениях многопараметрическую задачу максимизации совокупной прибыли поставщиков и покупателей, называемой функцией благосостояния рынка, или - при ценопринимающем спросе - задачу минимизации совокупной стоимости электрической энергии, можно получить экономически оптимальное решение - величины принятых рынком объемов и цены на электроэнергию в каждом узле расчетной модели.
При этом принятые объемы производства и потребления будут сбалансированными, т.е. физически реализуемыми в энергосистеме в целом.
Для того чтобы понять, как это работает, сначала рассмотрим влияние ограничений по пропускной способности сети на равновесные цены. Сделаем это на примере аукциона с учетом пропускной способности для нескольких случаев с постепенным усложнением условий. Затем отдельно от этих ограничений проследим влияние потерь, и лишь после этого в следующем пункте опишем свойства узловых цен.
Основные факторы, влияющие на ценообразование на аукционе с учетом всех системных ограничений
Располо жение |
Покупатели |
Поставщики | ||||
|
Объем, МВтч/ч |
Цена, руб/МВтч |
|
Объем, МВтч/ч |
Цена, руб/МВтч | |
Узел 1 |
П1 |
20 |
500 |
Г1 |
30 |
100 |
П2 |
25 |
350 |
Г2 |
50 |
250 | |
Узел 2 |
П3 |
40 |
600 |
ГЗ |
30 |
150 |
П4 |
15 |
400 |
Г4 |
20 |
300 |
Рассмотрим прежде всего два предельных случая:
а) перетоки между узлами полностью запрещены и
б) ограничения отсутствуют.
Ограничения пропускной способности
Случай а). Предположим, что между узлами 1 и 2 нет перетока электроэнергии (см. Рис. 3.7), то есть, невозможно доставить электрическую энергию из узла 1 в узел 2 (и наоборот). Очевидно, при таких условиях в каждом узле сложится свое равновесие спроса и предложения, не зависящее от параметров в другом узле.
Равновесная цена в узле 1 равна 250 руб/Мвтч, то есть поставщик Г2 оказался ценообразующим. При этом участники продали/купили следующие объемы:
1 Покупатели: |
Поставщики: |
113 полностью удовлетворил • мои спрос - 40 МВтч/ч, 111 купил только 10 МВтч/ч |
ГЗ продал 30 МВтч/ч Г4 продал 20 МВтч/ч Поставщики продали все заявляемые ими объемы |
В узле 2 сложилась цена, равная 400 руб/МВтч, то есть ценообразующим оказался покупатель П4. Участники продали/купили следующие объемы:
Случай б). Предположим, что между узлами ограничений на переток нет (см. Рис. 3.8). Это означает, что покупатели и продавцы участвуют в одном аукционе и, соответственно, для всех участников формируется единая равновесная цена.
Получаем равновесную цену на уровне 250 руб/МВтч, то есть, покупатель П2 является ценообразующим, при этом результат отличается от рассмотренного для случая а):
Покупатели: |
Поставщики: |
Все покупатели купили заявленные объемы электрической энергии |
Г1 продал 30 МВтч/ч ГЗ продал 30 МВтч/ч Г1 т.е. все заявленные объемы; Г2 продал только 40 МВтч/ч. Г4 ничего не продал |
Если на перетоки накладываются сетевые ограничения, то невозможность доставить электроэнергию от дешевых источников в те места где есть более дорогие источники, в полном объеме (который бы уравновесил цены) приводит к тому, что в точках, между которыми существуют сетевые ограничения, цены диктуются разными продавцами и покупателями электроэнергии. В то же время, часть электроэнергии, произведенной в более «дешевой» точке, все-таки будет доставлена в более «дорогую» точку, а её объем будет определятся пропускной способностью сети. Эта электроэнергия будет куплена потребителями в более «дорогой» точке по высокой цене этой точки, а оплачена производителям - по низкой цене, сформировавшейся в их, более «дешевой» точке. Этот случай проиллюстрируем на промежуточном примере.
Случай в). Предположим, что между узлами 1 и 2 существует ограничение на переток в 10 МВтч/ч, т.е. из узла 1 в «дорогой» узел 2 может быть поставлено не более 10 МВтч/ч относительно «дешевой» электроэнергии (см. Рис. 3.9).
В данном случае предложенный и не востребованный в узле 1 объем излишка в 10 МВтч/ч по равновесной цене 250 руб за МВтч/ч может быть поставлен в узел 2, и в результате (поставка дополнительного объема из узла 1) равновесная цена в узле 2 понизится.
В узле 1:
Равновесный объем равен 55 МВтч/ч, с учетом 10 МВтч/ч спроса на покупку электрической энергии для узла 2.
Равновесная цена сложилась на уровне 250 руб за МВтч/ч.
В узле 2:
Равновесный объем равен 55 Мвтч/ч.
Равновесная цена сложилась на уровне 300 руб/МВтч.
За счет перетока в соседний узел поставщику Г2 удается продан дополнительно 10 МВтч электроэнергии по своей заявленной цене 25С руб/МВтч. В результате такого аукциона возникает дополнительный доход, сформированный за счет разницы цен на переток 10 МВтч/ч размер перетока куплен «дешево» - за 250 руб/МВтч, а продан «дорого» - за ЗООруб/МВтч, и величина этого дохода равна 10^(300- 250)=500 руб. В аукционе эта разница считается отдельно, а за счет таких сумм формируется фонд разницы узловых цен, или сокращенно ФРУД.
Теоретически возможны разные варианты использования фонда разницы узловых цен:
Использование ФРУЦ в качестве целевого фонда инвестиций:
Для инвестирования в увеличение пропускной способности сети, т.е. строительство новых линий, что представляется наиболее логичным, учитывая причины возникновения фонда.
Для инвестирования в строительство «дешевой» генерации в «дорогом» узле.
За счет ФРУЦ можно снизить цены покупателям в «дорогом» узле или доплатить поставщикам в «дешевом» узле.
Средства ФРУЦ можно поделить между всеми участникам рынка, так как в единой сети они все в той или иной мере имеют право использовать эту пропускную способность.
Влияние потерь
Теперь рассмотрим на следующем примере влияние потерь в сети на равновесные цены (что характерно уже для узлового и ценообразования). Пусть поставщик электроэнергии расположен в точке А, а покупатель - в точке В. Между ними заключен договор о купле-продаже в точке А объема электроэнергии 103 кВтч по цене 50 ком/Втч.
Пусть потери электрической энергии условно составляют 3% от объема потребления электроэнергии. Следовательно, до точки потребления В будет доставлено только 100 кВтч из произведенных в точке А 103 кВтч. Пусть в точке А цена на электрическую энергию и 111,1 50 коп/кВтч, тогда покупатель с учетом потерь должен заплатить поставщику сумму 50*103=51,50 руб. В этом случае себестоимость полученной в точке В электроэнергии будет равна 51,50 руб/ 100 кВтч = 51,5 коп/кВтч. То есть, чтобы заплатить всю необходимую сумму поставщику, покупатель приобретает каждый кВтч по цене 51,5 коп.
Такая разница цен в точке поставки поставщика и в точке потребления покупателя и составляет удельную стоимость потерь - 1,5 коп. за каждый кВтч и включена в цены покупателей.
Свойства узловых цен
Равновесные узловые цены на электрическую энергию определяются для каждого узла расчетной модели с соблюдением нижеперечисленных условий:
а) равновесные цены на электрическую энергию одинаковы для всех объемов электрической энергии, точка поставки которых отнесена к одному узлу расчетной модели;
б) для поставщика электрической энергии равновесная цена не может быть ниже цены, указанной им в ценовой заявке на объем электрической энергии, отнесенный к соответствующему узлу расчетной модели и прошедший (принятый) в аукционе, и не может быть выше цены, указанной им в заявке на непрошедший в аукционе объем;
в) для покупателя электрической энергии равновесная цена не может быть выше цены, указанной им в ценовой заявке на объем электрической энергии, прошедший (принятый) в аукционе, но и не может быть ниже цены, указанной им в ценовой заявке на тот объем, который оказался непринятым в аукционе;
г) равновесные цены на электрическую энергию должны отражать влияние системных ограничений и стоимость потерь электрической энергии, зависящих от электроэнергетических режимов.
Отмеченные условия легко проверяемы, что позволяет участникам, несмотря на наличие большого числа узловых цен убедиться в их равновесности и проверить соответствие принятых аукционе объемов электроэнергии ценам, указанным в поданных ими на этот аукцион заявках.
Таким образом, можно подытожить, что узловые цены – это наиболее точный инструмент для оценки стоимости поставки электроэнергии в определенную точку сети, так как включает не только стоимость производства, но и стоимость потерь, и стоимость использования ограниченной пропускной способности (см. Рис 3.10.) Благодаря достаточно большому числу узлов (около 8000), используемых в расчетной модели, при узловом ценообразовании формируется наиболее адекватный электрическому режиму плановый режим. А это значит, что аллокация ресурсов осуществлена эффективным способом, что, в свою очередь, обеспечит возможный по стоимости и объему балансирующий рынок.