6.3.2. Основные принципы функционирования переходного оптового рынка электроэнергии (мощности)
В настоящее время в российской электроэнергетике взят курс на формирование конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности.
При этом на дату создания настоящей Главы рынки системных услуг, финансовых прав на передачу и производных финансовых инструментов пока в России отсутствуют.
Оптовый рынок функционирует на всей территории ЕЭС России, при этом она разделена на ценовые и неценовые зоны оптового рынка. Ценовые зоны – территории РФ, где возможна конкуренция между производителями электроэнергии, куда входит вся европейская часть РФ, включая Урал, а также Сибирь. Исключение составляют Архангельская область, Республика Коми, Калининград, входящие в неценовые зоны оптового рынка. Самая большая территория неценовой зоны оптового рынка – Дальний Восток.
Кроме того, на территориях, являющихся изолированными от ЕЭС России (включая Камчатскую обл., Магаданскую обл., западный и центральный районы электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия), Сахалинскую обл., Чукотский АО, Таймырский (Долгано-Ненецкого) АО), где оптовый рынок отсутствует вовсе. Вся торговля электроэнергией происходит в рамках регулируемого государством розничного рынка.
В неценовых зонах оптового рынка отсутствует возможность для конкуренции между производителями электроэнергии. Соответственно, торговля электроэнергией и мощностью осуществляется на основе цен и объемов, ежегодно регулируемых ФСТ РФ.
На территории ценовых зон действует так называемая переходная модель оптового рынка, обозначающая переход от регулируемого государством в части цен и объемов к полностью конкурентному рынку. Указанная модель представляет собой:
Переходный оптовый рынок электроэнергии, состоящий из:
Рынка двусторонних договоров (регулируемых и свободных)
Конкурентного рынка на сутки вперед
Конкурентного балансирующего рынка, И
Переходный оптовый рынок мощности, состоящий из:
Рынка двусторонних договоров (регулируемых и свободных)
Конкурентного отбора мощности
Правила, по которым функционирует оптовый рынок с 1 сентября 2006 года, в корне изменили всю систему взаимоотношений покупателей и поставщиков электрической энергии и мощности.
С указанной даты начала действовать система регулируемых договоров между продавцами и покупателями электроэнергии. Договоры называются регулируемыми, поскольку цены на электроэнергию и мощность в рамках этих договоров устанавливаются Федеральной службой по тарифам (ФСТ). Такие договоры действуют в течение периода регулирования. Начиная с 2007 г., продавцам и покупателям оптового рынка было предоставлено право заключать долгосрочные регулируемые договоры (от 1 года).
Регулируемые договоры в 2006 -2007 гг. заключались на полные объемы производства и потребления электроэнергии в соответствии с прогнозным балансом ФСТ России на соответствующий год. Начиная с 2007 г. объемы электрической энергии (мощности), продаваемые на оптовом рынке по регулируемым ценам, начали планомерно уменьшаться. Темпы такого снижения были установлены Правительством Российской Федерации 07.04.2007г и приведены ниже.
Конструкция регулируемых договоров позволяет без изменения ее конфигурации, постепенно снижая объемы электроэнергии (мощности) по регулируемым договорам, расширять сферу действия свободных (нерегулируемых) цен. Таким образом, к моменту окончания переходного периода реформирования электроэнергетики произойдет переход к полностью конкурентному оптовому рынку, что предусмотрено законодательством Российской Федерации об электроэнергетике.
Объемы электроэнергии и мощности в регулируемых договорах определяются на основе прогнозного баланса ФСТ России 2007 года (для электроэнергии и мощности поставщиков) и 2008 года (для мощности покупателей). Формулы индексации тарифов поставщиков (установленные приказом ФСТ России № 348-э/12 от 5 декабря 2006 года) учитывают прогнозный индекс инфляции на соответствующий год, изменения цен на топливо, изменение ставок водного налога для ГЭС, технологические особенности процесса производства электроэнергии, а также обязательные платежи (например, оплата услуг инфраструктурных организаций).
Регулируемые договоры заключаются в отношении раздельно торгуемых мощности и электроэнергии. Контрагенты по регулируемым договорам (поставщики и покупатели) определяются коммерческим оператором, называемым Администратор торговой системы (АТС). Каждый покупатель заключает договор с несколькими поставщиками, а каждый поставщик – с несколькими покупателями. При этом «доля либерализации», на которую раз в полгода уменьшаются объемы регулируемых договоров, до 1 июля 2008 года применялась только к объемам регулируемых договоров для электроэнергии, но не для мощности. Постановлением Правительства Российской Федерации № 205 от 7 апреля 2007 года установлена следующая динамика либерализации рынка электроэнергии:
Диаграмма № 1
Динамика доли либерализации торговли электроэнергией
Снижение объемов электроэнергии, торгуемых по регулируемым ценам (тарифам)
В процентах к объемам электроэнергии в прогнозном балансе 2007г. (2008г. – для мощности покупателей) и без учета потребления населения |
Таким образом, к 1 января 2011 года все объемы потребления электроэнергии на территориях ценовых зон оптового рынка за исключением населения будут продаваться по рыночным, конкурентным ценам.
Аналогичная динамика доли либерализации начала действовать с 1 июля 2008 года и к объемам торговли мощностью.
Почасовые объемы электроэнергии в регулируемых договорах определяются АТС путем распределения по часам годовых объемов, содержащихся в прогнозном балансе соответствующего года, на основании статистики по фактическим объемам поставки и покупки электроэнергии (мощности) предыдущих лет.
Покупатель обязан оплатить дополнительно 3% сверх объема покупки электроэнергии в регулируемых договорах для компенсации стоимости нагрузочных потерь.
Цена электроэнергии (мощности) в каждом регулируемом договоре – утвержденный ФСТ России тариф поставщика по договору. При этом сохранение регулируемых тарифов для покупателей, являющееся основным принципом системы регулируемых двусторонних договоров, было бы невозможным в случае, если стороны таких договоров определялись по желанию субъектов рынка. Поэтому поставщики и покупатели в централизованном порядке «прикрепляются» АТС как стороны регулируемых договоров в соответствии с довольно сложным алгоритмом, согласованным участниками оптового рынка. Указанный алгоритм основывается на необходимости поддержания количественных ограничений по а) объемам купленной (проданной) электроэнергии и мощности, б) сохранению тарифов на электроэнергию и мощность по набору регулируемых договоров покупателя, а также в) по сохранению “физического” баланса между производством и потреблением электроэнергии в каждый час с учетом системных и технологических ограничений, включая технические и технологические минимумы электростанций, сетевые ограничения, электрические режимы и пр.
Регулируемые договоры основываются на принципе «take or pay», то есть обязательной поставки и покупки. Поставщик обязан либо произвести указанный в договоре объем электроэнергии самостоятельно, либо купить его по нерегулируемым ценам на рынке на сутки вперед или по заключенному с другим поставщиком свободному двустороннему договору. Покупатель обязан заплатить за объем электроэнергии, включенный в регулируемый договор, вне зависимости от того, был ли им потреблен весь объем или нет. Если покупатель потребляет объем, меньше объема электроэнергии, включенного в регулируемые договоры, он продает превышение (разницу) по нерегулируемым ценам на рынке на сутки вперед (либо по свободному двустороннему договору). Если объем потребления больше объема регулируемого договора, покупатель докупает необходимую электроэнергию по нерегулируемой цене.
АТС является третьей стороной регулируемого договора, но исключительно по выполнению инфраструктурных функций и без взимания дополнительных платежей, оно также администрирует систему платежей и следит за выполнением условий регулируемых договоров. Регулируемые договоры представляют собой достаточно жесткую систему, однако стороны каждого договора вправе изменить условия оплаты и объем электроэнергии, заложенный в договоре, но только в рамках добровольной либерализации, не превышающей 5%.
Объемы электроэнергии, на которые не заключены регулируемые договоры, продаются по свободным ценам посредством заключения свободных двухсторонних договоров и на рынке «на сутки вперед», или, когда происходит отклонение от запланированных за сутки вперед объемов поставки, уже на более дорогом балансирующем рынке.
При этом свободные двусторонние договоры являются финансовыми договорами. Наличие двусторонних договоров не влияет на планирование и управление режимами ЕЭС России. Стороны договоров регистрируют договоры в АТС в части договорных почасовых объемов для определения обязательств участников оптового рынка с учетом данных договоров, а также для прогноза их потребления.
На рынке на сутки вперед и балансирующем рынке используется описанная в предыдущем разделе узловая модель ценообразования. В расчетной модели ЕЭС России 7200 узлов расположены на территории Европы и Урала, 600 узлов - в Сибири (см. рис. 6.3.1). Следует отметить, что модель такой большой размерности и с такой детализацией не имеет аналогов в мире.
|
Рис. 6.3.1. Пример из расчетной модели ЕЭС России (для редакторов – цифру 5200 необходимо заменить на 7200)
Цены на рынке на сутки вперед и балансирующем рынке формируются в почасовом режиме и для каждого из названных узлов расчетной модели и отражают равновесие между спросом и предложением электроэнергии в заданный час в заданном узле.
Приведенная на рисунке ниже картинка динамики узловых цен показывает, что цены действительно зависят от изменений в спросе и предложении и отражают реальную рыночную стоимость электроэнергии.
|
Рис. 6.3.2. Динамика равновесных цен рынка на сутки вперед
По сути, новая модель оптового рынка электроэнергии переходного периода является базой для формирования целевой (полностью конкурентной) модели. Механизмы формирования равновесных цен и объемов на рынке «на сутки вперед» и балансирующем рынке, механизмы учета двухсторонних договоров, принципы оплаты отклонений — все эти ключевые элементы рынка в дальнейшем будут сохранены. Впоследствии будут сформированы: рынок системных услуг; рынок торговли правами на использование пропускной способности электрической сети; рынок производных финансовых инструментов.
Особенности российского рынка мощности
В настоящее время в России внедрен так называемый переходный рынок мощности. Торговля мощностью в переходной модели формально основана на проведении ежегодных конкурентных отборов мощности. Однако такие конкурентные отборы проводятся на основании прогнозного баланса, ежегодно формируемого государственным регулирующим органом – ФСТ РФ. Таким образом, в переходной модели и перечень поставщиков мощности, и объемы продаваемой ими мощности, и в большинстве случаев цены продолжает формировать государство.
При этом значительным шагом к либерализации торговли мощностью стало введение возможности двусторонних договорных отношений поставщиков и покупателей на оптовом рынке. Именно при заключении двусторонних договоров в переходной модели рынка мощности возникает конкурентная среда, и формируются конкурентные цены. В качестве механизма поиска контрагентов по таким договорам и определения конкурентных цен на мощность в переходной модели рынка мощности было предложено использовать, в том числе, и механизмы биржевой торговли.
Поставщики, не продавшие свою мощность по свободным договорам, продают ее по цене, указанной ими в заявке на конкурентный отбор мощности. Также и покупатели на оптовом рынке могут исполнить свои обязательства по покупке мощности, как по свободным договорам, так и покупая мощность, продаваемую поставщиками по цене в заявке. В последнем случае покупка будет осуществляться по средневзвешенной цене мощности таких поставщиков.
Одновременно с введением на оптовом рынке механизмов торговли мощности по свободным ценам началось снижение объемов мощности, торгуемых на оптовом рынке по регулируемым ценам. Либерализация торговли мощностью на оптовом рынке осуществляется постепенно, теми же темпами, что и либерализация торговли электрической энергией.
Необходимо отметить, что на дату создания настоящей Главы целевая модель рынка мощности не была утверждена нормативными документами. Всё, что указано ниже в отношении целевой модели рынка мощности, является одной из возможных версий построения такого рынка, предлагаемых авторами настоящего пособия.
В целевой модели рынка мощности поставщики и объемы мощности определяются по итогам долгосрочных конкурентных отборов, проводимых за несколько лет до начала поставки этой мощности – срок, достаточный для строительства новой электростанции. Это дает возможность принимать решение об инвестировании в строительство генерации зная, что мощность этой станции будет востребована на рынке.
Конкурентные отборы мощности должны проводиться с учетом разбивки территории России на зоны свободного перетока мощности — территории, в границах которой большую часть времени отсутствуют существенные системные ограничения и мощность одного генерирующего объекта может быть замещена мощностью иного генерирующего объекта с аналогичными характеристиками, расположенного в той же зоне свободного перетока.. Для обеспечения наличия в системе генерирующего оборудования, способного покрыть не только пиковое потребление с необходимым резервом, но и обеспечить выработку электроэнергии с учетом сезонных и суточных неравномерностей графиков потребления, при проведении отборов мощности будут приниматься во внимание параметры генерирующего оборудования, такие как маневренность, диапазон регулирования и другие. По итогам отбора должен быть сформирован набор генерирующих объектов, которые бы по совокупности обладали необходимыми в каждой зоне свободного перетока параметрами и обеспечивали необходимый в каждой зоне свободного перетока объем мощности с учетом резервов.
Критерии отбора генерирующего оборудования формируются с учетом минимизации стоимостной нагрузки на покупателей, причем не только в части оплаты мощности. Отбор осуществляется по принципу минимизации совокупных затрат на оплату и электроэнергии и мощности генерирующего оборудования.
Границы зон свободного перетока мощности, объемы и параметры мощности, необходимой в каждой зоне свободного перетока, а также возможные перетоки мощности между зонами, должны определяться Системным оператором на основе среднесрочных и долгосрочных прогнозов потребления электроэнергии, и данных о системных ограничениях по перетокам мощности с учетом планов развития сетей.
Понятно, что для принятия решения, какой объем мощности и с какими параметрами необходим в энергосистеме, необходимо выстроить достаточно адекватную систему прогнозирования потребления на всей территории России и в каждой зоне свободного перетока, разработать систему отбора генерирующих объектов, необходимых для покрытия этого потребления, создать надежную систему обеспечения гарантии оплаты мощности отобранных генерирующих объектов – договорную систему.
При этом механизмом обеспечения гарантии оплаты мощности может являться упомянутая выше система обязательной покупки мощности покупателями, закрепленная в законодательстве и уже действующая в России.
Поставщики, не продавшие свою мощность по двусторонним договорам, должны иметь возможность воспользоваться гарантией оплаты мощности, полученной по итогам конкурентного отбора, и оплаты электроэнергии по цене, отвечающей его топливным затратам. Использование поставщиком такой гарантии позволит ему окупить затраты на производство электроэнергии, но не даст возможности дополнительно заработать на рынке. В такой модели наиболее эффективным поставщикам будут более выгодны двусторонние отношения с покупателями, дающие им возможность получения дополнительной маржи от участия в рынке электроэнергии.
Описанная модель рынка мощности, с одной стороны, решает задачу обеспечения надежного энергоснабжения – давая инвесторам гарантию окупаемости вложенного капитала в результате работы их станций на таком рынке, с другой, позволяет достичь этого с минимальной нагрузкой на покупателей. С учетом острой проблемы дефицита мощностей в ряде регионов и того, что на привлечение инвесторов и последующее строительство новых мощностей может потребоваться не менее четырех лет, решать данную проблему нужно незамедлительно, еще на переходном этапе реформирования электроэнергетики.