Структура продаж электроэнергии на оптовом рынке в 2012 г.
Учитывая, что при текущем ведении суточных режимов ЭЭС по ценовым зонам возможны отклонения объемов и графиков нагрузок энергоузлов от заявленных на прогнозные сутки, наряду с рынком на сутки вперед действует балансирующий рынок. На данном рынке в соответствии с фактическими объемами потребления электроэнергии (мощности) в текущих режимах определяются величины отклонения фактических объемов потребления от объемов, планировавшихся в на рынке на сутки вперед, и связанные с этим отклонения в объемах поставок электроэнергии от отдельных поставщиков. Одновременно для указанных объемов отклонений по точкам поставки в модели оптового рынка по аналогии с рынком на сутки вперед определяются маржинальные цены на поставляемую электроэнергию.
Ниже по данным [ 44 ] в таблице 11.2 представлены данные по ценам поставок электроэнергии покупателям по зонам и секторам оптового рынка в 2012 г.
Как видно из таблицы, цены поставок электроэнергии с оптового рынка в европейской части страны по регулируемым договорам почти на 40% ниже, чем на рынке на сутки вперед и на балансирующем рынке, что обусловлено наличием перекрестного субсидирования в тарифах на электроэнергию для населения и в ценах на электроэнергию для прочих потребителей.
Наряду с продажей покупкой электроэнергии на оптовом рынке осуществляется и торговля электрической мощностью. При этом, как показано на рис. 11.6 [ 19 ], на оптовом рынке используются следующие виды покупки мощности у субъектов генерации
По регулируемым ценам (тарифам) на основании регулируемых договоров. Эта форма покупки используется:
при приобретении мощности у поставщиков, генерирующих мощность в вынужденном режиме. К таким поставщикам относятся, в частности, теплоэлектроцентрали, генерирующие и электрическую и тепловую мощность и энергию, стоимость поставки киловатта мощности от которых выше, чем у конденсационных электростанций (КЭС).
Таблица 11.2
Цены на поставки электроэнергии покупателям с оптового рынка в 2012 г.
при оплате подлежащих вводу в перспективе мощностей новых ГЭС и АЭС предусмотренных утвержденными правительством РФ инвестиционными программами ГК «Росэнергоатом» и ОАО «Русгидро».
при покупке мощности по договорам экспорта-импорта электроэнергии;
По нерегулируемым конкурентным ценам. Эта форма покупки используется:
при покупке мощности у поставщиков – объектов действующей генерации по результатам конкурсного отбора мощности (КОМ) на предстоящий год. Действующие ГЭС и АЭС участвуют в конкурсах на общих основаниях. Однако, при установлении для них платы за мощность к конкурсной цене добавляются надбавки для обеспечения их безопасной эксплуатации;
при оплате подлежащих вводу в перспективе мощностей новых ТЭС по договорам предоставления мощности ДПМ);
при покупке мощности по свободным двусторонним договорам (СДМ) между поставщиками мощности и потребителями;
при покупке на конкурсной основе резервов мощности у поставщиков, исходя из технических и эксплуатационных требований к поставщикам по условиям поставки резервной мощности при ведении режимов ЕЭС страны.
при покупке на конкурсной основе системных услуг генерирующих источников и отдельных крупных потребителей, по регулированию частоты и мощности в ЕЭС;
Затраты на
приобретение
мощности
в зонах оптового рынка
Мощность новых
ГЭС и АЭС
Мощность новых
ТЭС по ДПМ
Мощность новых
ВИЭ
Резервы мощности
Надбавки за
безопасность АЭС и ГЭС
Мощность,
отобранная по КОМ
Мощность по
двухсторонним договорам
Вынужденная
мощность
Мощность по
договорам экспорта-импорта
Рис. 11.6. Схема формирования суммарных затрат на мощность по зонам оптового рынка
при оплате подлежащих вводу в перспективе мощностей новых ВИЭ, выработка электроэнергии которых должна приобретаться сетевыми компаниями для компенсации потерь электроэнергии в сетях [10] ;
В ЕЭС страны (без ОЭС Дальнего Востока) конкурентный отбор мощности (КОМ) осуществляется в зонах свободного перетока (ЗСПМ), показанных на рис. 11.7 [ 19 ] и представляющих собой зоны энергоснабжения, в границах которых пропускная способность сетевых связей обеспечивает возможность поставки на конкурентной основе мощности для покрытия максимальных электрических нагрузок в энергоузлах ЗСПМ и для целей резервирования от генерирующих источников, расположенных как непосредственно на территории ЗСПМ, так и вне их.
Цена мощности, приобретаемой сбытовыми компаниями на ОРЭМ для последующей поставки потребителям, формируется, как средневзвешенная по всем видам покупки мощности, показанным на рис. 11.6. При этом учитывается, что услуги Системного Оператора по диспетчерско- технологическому управлению режимами ЕЭС оплачиваются генерирующими компаниями, потребителями, выведенными на ОРЭМ, операторами экспорта-импорта электроэнергии (мощности), а системные услуги по регулированию частоты и мощности в ЕЭС оплачиваются Системным Оператором.
Результаты отбора мощности на 2014 г. представлены ниже в таблице 11.3..
Рис. 11.7. Зоны свободного перетока мощности (ЗСПМ) для проведения конкурса по отбору мощности на 2014 г.
Величины цен на мощность генерирующих источников, отобранных по результатам конкурсов в 2012 – 2013 г. г., и плата за мощность для объектов тепловой генерации по договорам предоставления мощности иллюстрируются данными таблиц 11.4 и 11. 5. [ 42, 44 ] .
Как видно из таблиц, плата за мощность цена на мощность для планируемых к вводу объектов генерации по ДПМ существенно выше цен на мощность, поставляемую на ОРЭМ действующими объектами генерации. Указанная плата устанавливается для отдельных объектов по конкурирующим предложениям генерирующих компаний решениями Правительством РФ на срок 10 лет, и предусматривает включение в ее состав средств для возврата инвестиций, как правило, привлекаемых частными инвесторами на заемной основе.
Таблица 11.3.
Для объектов вынужденной генерации цена поставляемой мощности, может достигать 300 т. руб./МВт*мес. и более против 130 – 140 т. руб./МВт*мес. для объектов, отобранных по КОМ.
Учитывая, что почти 15% общего спроса на мощность в ЕЭС, включающего необходимый резерв мощности, обеспечивается за счет покупки мощности от вынужденной генерации (преимущественно ТЭЦ) и от новых ГЭС, АЭС и ТЭС по договорам покупки и предоставления мощности, именно эта наиболее дорогая мощность существенно увеличивает средневзвешенную цену мощности, поставляемой с ОРЭМ для последующей продажи конечным потребителям электроэнергии и мощности.
Таблица 11.4