- •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
9.3.3. Рыночная сила
Организация эффективной системы контроля за функционированием оптового рынке электроэнергии и мощности является наиболее приоритетной задачей в связи с возрастанием доли либерализации оптового рынка и сокращением возможностей административного влияния на поставщиков с целью обеспечения их конкурентного поведения на рынке, а в особенности - в связи с возрастающей опасностью проявления монополизма со стороны генерирующих компаний, приобретаемых в интересах одного хозяйствующего субъекта (группы лиц).
Принципиальный риск для конкуренции на оптовом рынке электроэнергии и мощности представляет возникновение игрока существенной рыночной силы. Для оценки рыночной силы игроков -образуемых генерирующих компаний, оптовых (ОГК) или территориальных (ТГК), необходимо было разработать систему оценки их потенциальной рыночной силы.
При формировании ОГК/ТГК оценка возможностей их рыночной силы осуществлялась с учетом анализа индексов рыночной концентрации. Одним из наиболее известных и распространенных индексов, отражающих меру концентрации на рынке, является индекс Херфиндаля-Хиршмана.
, где - рыночная доля участника в процентах
Достоинством индекса Херфиндаля-Хиршмана является простота его расчета и минимальное количество необходимых начальных данных. Недостатки - индекс является статическим, не отражающим динамики рынка (особенно это касается рынка электроэнергии).
Общепринятые критерии, основанные на HHI:
HHI <1000 - рынок не является концентрированным
HHI от 1000 до 1800 - средне концентрированный рынок
HHI >1800 - сильно концентрированный рынок
При применении этого индекса для целей антимонопольного контроля в электроэнергетике, неизбежно возникают вопросы - от чего считать принадлежащую участнику долю рынка (от установленной мощности, от доли рынка в какой-то конкретный час), в каких границах считать эту долю (территория всей страны, данной энергосистемы или зоны свободного перетока). Индекс Херфиндаля-Хиршмана в электроэнергетике может иметь ограниченную применимость при анализе слияний/поглощений генерирующих компаний, но и в этом случае он должен быть только одним из инструментов, но никак не определяющим фактором.
Для территориальных генерирующих компаний также учитывалась целесообразность регионального единства и целостности создаваемых компаний.
Если монопольное положение генерирующей компании на рынке не выявлено по косвенным признакам (в т.ч. превышение совокупной мощности генерации в генерирующей компании над запасом мощности в регионе), то это еще не гарантирует, что рыночная сила генерирующей компании не нанесет ущерба рынку. Для того чтобы реально оценить с учетом наличия сетевых и системных ограничений, насколько рыночная сила генерирующей компании негативно влияет или не влияет на рынок, необходимо было напрямую моделировать поведение участников оптового рынка и рассчитывать изменение рыночных цен в зависимости от их поведения. В рамках такого анализа могли быть выявлены случаи, когда участник даже с малой «долей рынка» может оказать решающее влияние на цены на оптовом рынке, что никак не учитывал индекс Херфиндаля-Хиршмана. По результатам указанного анализа федеральным антимонопольным органом выдвигались условия о необходимости разделения компаний, либо о необходимости продажи отдельных станций.
Была разработана программная система, имитирующая принципы расчета цен и объемов производства и потребления исходя из заявок участников, применяемые на оптовом рынке электроэнергии и мощности, с использованием реальной расчетной модели, описывающей электроэнергетическую систему России.
Для нескольких сценариев, задающих потребление электроэнергии и тепла в системе, проводился расчет, имитирующий условия совершенной конкуренции генерации за обеспечение данного потребления (далее - базовый расчет), при котором станции подавали ценопринимающие заявки на объем работы в режиме вынужденной тепловой нагрузки и ценовые заявки на оставшуюся рабочую мощность с конкурентными ценами, соответствующими переменным издержкам на производство э/э по каждой станции. В результате базового расчета определялись равновесные узловые цены и принятые рынком объемы генерации для обеспечения нагрузки, заданной соответствующим сценарием.
Далее моделировалось согласованное поведение участников генерирующей компании, состоящее в следующем: с целью выяснить все возможности своего влияния на рынок путем неограниченного увеличения ценовых заявок, совмещенного с частичным «уводом» мощности, станции генерирующей компании могут при условии вывода некоторых своих агрегатов в ремонт и пренебрежения вынужденным режимом подать очень высокую ценовую заявку на всю не выведенную в ремонт рабочую мощность.
Для моделирования применялись те же базовые сценарии, но менялся расчет совершенной конкуренции на расчет с «монополистическим» поведением станций генерирующей компании, в котором станции подавали заявки на всю рабочую мощность с очень высокой ценой, а заявки всех остальных станций оставались такими же, как и в базовом расчете.
Вывод о наличии существенной рыночной силы мог быть сделан, если результаты расчета показывали наличие узловых цен, близких к высокой цеповой заявке, подаваемой станциями исследуемой генерирующей компании. Это свидетельствовало о возможности дефицита в регионе из-за смоделированного «увода» мощностей генерирующей компании (система не может обойтись без ее электроэнергии, раз принимает даже по таким ценам). Если результаты этого расчета не говорили о дефиците, но показывали увеличение узловых цен по сравнению с базовым расчетом в 2 раза (или более), то делался вывод о наличии рыночной силы генерирующей компании в той части региона, где отмечено подобное повышение цен. Несмотря на то, что дефицит отсутствует, в подобных случаях для обеспечения потребления региона придется передавать электроэнергию из отдаленных мест - нагружать контролируемые сечения, резко увеличивать потери в сетях, что является отрицательным моментом для надежности системы.
Кроме того анализировался вопрос, насколько генерирующей компании выгодно воспользоваться своим монопольным положением, т.е. насколько реальна для рынка эта угроза. Для ответа на данный вопрос при указанных ценах в заявках участников проводился финансовый расчет, по которому определялось следующее: если суммарная выручка станций генерирующей компании в расчете с их монополистическим поведением больше, чем для базового сценария, то монопольное положение генерирующей компании безусловно опасно для рынка.
Таким образом, в процессе реформирования формирование генерирующих компаний производилось исходя из принципа обеспечения на рынке конкурентной среды и недопущения возможности создания для отдельной компании возможностей для использования рыночной силы. При этом две или несколько генерирующих компаний, включающих станции, которые находятся в одном регионе или соседних регионах, вполне могут обладать таким положением. Ситуация, при которой такие генерирующие компании будут контролироваться одним хозяйствующим субъектом, в настоящее время вызывает наибольшую обеспокоенность антимонопольных органов. В связи с этим, в частности, планируется утвердить Постановление Правительства РФ об осуществлении принудительного разделения хозяйствующих субъектов, осуществляющих монополистическую деятельность в сфере электроэнергетики.