Совершенствование оптового рынка электроэнергии Российской Федерации

1. Совершенствование оптового рынка электроэнергии Российской Федерации Некоммерческое Партнерство «Администратор Торговой Системы» Начальник Департамента информационной политики НП «АТС» Пикин Сергей Сергеевич г. Сочи 25 октября 2005 г. Россия,123610, Москва, Краснопресненская набережная, д.12, подъезд 7 Тел: (095) 967-00-05 www.np-ats.ru

2. Содержание выступления • Организационная структура оптового рынка электроэнергии • Итоги функционирования оптового рынка электроэнергии в 2005 году • Проблемные вопросы функционирования оптового рынка электроэнергии • Перспективы совершенствования модели рынка

3. Организационная структура оптового рынка электроэнергии

4. Структура «рыночных» отношений в отрасли ВЧЕРА

5. Оптовый рынок АТС ГК ФСК СО КП покупка продажа РСК ГП ЭСК Розничный рынок Потребители Субъекты оптового и розничного рынков ЗАВТРА • не существует физической границы между оптовым и розничным рынками – граница задается условиями участия на оптовом рынке • всем поставщикам и покупателям, удовлетворяющим критериям оптового рынка, транслируется цена и правила оптового рынка • через сбытовые компании оптовые цены влияют на розничные

6. Секторы оптового рынка электроэнергии

7. Запуск сектора свободной торговли ОРЭ Переходный оптовый рынок электроэнергии – запущен в Европейской части России и на Урале с 1.11.03 и в Сибири - с 1.05.05 • Создана новая институциональная и технологическая инфраструктура оптового рынка • Создана новая система планирования потребления – на почасовой основе за сутки до реального времени • Отработана новая система планирования загрузки генерации за сутки до реального времени – постанционно, на формальной основе с учетом ценовых заявок поставщиков • Внедрены механизмы конкурентного ценообразования на электроэнергию в секторе свободной торговли ОРЭ • свободное определение цен и объемов поставки электроэнергии в рамках двусторонних договоров купли-продажи; • механизм, основанный на конкурентном отборе ценовых заявок участников, обеспечивающий установление свободных цен, уравновешивающих спрос и предложение электроэнергии. • Изменены принципы определения отклонений участников рынка – расчет стоимости отклонений на почасовой основе в рамках балансирующего рынка

8. Итоги функционирования оптового рынка электроэнергии в 2005 году

9. Итоги сектора свободной торговли ОРЭ • С 1 ноября 2003 года: • суммарный объем покупки в секторе свободной торговли составил 102,5 млрд. кВтч электроэнергии; • сумма сделок в секторе свободной торговли составила 117,5 млрд. рублей. • С 1 января 2005 года по 1 октября 2005 года: • 173 участника договора о присоединении к торговой системе оптового рынка (89 – ДЗО РАО «ЕЭС России», 84 – независимые организации), при этом с начала 2005 года количество участников выросло на 31% (со 133 до 174 субъектов); • с учетом покупки через энергосбытовые организации 122 независимых предприятия участвуют в секторе свободной торговли оптового рынка электроэнергии; • объем покупки увеличился на 31,5% по сравнению с соответствующим периодом 2004 года (с 34 млрд. кВтч до 45 млрд. кВтч); • средневзвешенная цена покупки в Европейской ценовой зоне составила 549,49 руб./МВтч, что ниже регулируемого тарифа (566,54 руб./МВтч) на 3%, • средневзвешенная цена покупки по Сибирской ценовой зоне составила 356,52 руб./МВтч, что ниже регулируемого тарифа (396.12 руб./МВтч) на 10%

10. Динамика цен и объемов (Европа) 2005 г. Доля ССТ приблизилась к 11% от общего объема производства электроэнергии в Европейской ценовой зоне, при этом доля двусторонних договоров выросла до 30% от ССТ ОРЭ.

11. Динамика цен и объемов (Сибирь) 2005 г. Доля ССТ в Сибирской ценовой зоне достигла в сентябре 5,4% от общего объема производства электроэнергии, при этом доля двусторонних договоров составила 54% от ССТ (максимум с начала торгов в Сибири), что обусловлено работой Саяно-Шушенской ГЭС в вынужденном режиме в связи с угрозой холостых сбросов (в соответствии с правилами ОРЭ выросла максимальная доля участия ГЭС в ССТ с 2% до 15% от плановой выработки электроэнергии).

12. Динамика регулируемого сектора ОРЭ • Субъектный состав регулируемого сектора ОРЭ: • Количество субъектов ФОРЭМ всего - 220 субъекта • Европейская часть России и Урал - 183 субъектов • Сибирь - 27 субъектов • Дальний Восток - 10 субъектов В целом за 9 месяцев 2005 г. объем покупки в регулируемом секторе ОРЭ увеличился на 4,3% по отношению к объемам соответствующего периода 2004 г.

13. Проблемные вопросы функционирования оптового рынка электроэнергии

14. Проблема неплатежей и санкции 1) Несвоевременная оплата услуг по организации функционирования торговфой системы ОРЭ (более 8, 5 млн. руб.) Примененные санкции: приостановление допуска в ССТ • 2) Задолженность в регулируемом секторе (6,8 млрд. рублей) • Примененные санкции: • Отключение участников ОРЭ от торгов в ССТ ОРЭ в ценовой зоне «Европа + Урал» и «Сибирь» • Исключение из Реестра субъектов ОРЭ по решению Наблюдательного совета НП «АТС» (Балашовский текстиль) Планируемые санкции: исключение из Реестра субъектов ОРЭв случае наличия просроченной задолженности в течение 4-х месяцев по решению Наблюдательного совета НП «АТС»

15. Регулируемый сектор – основные данные • За 9 месяцев 2005 года • Стоимость поставки на внутренний рынок составила 107,1 млрд. руб. (с НДС), при оплате 97% от фактической стоимости товарной продукции и 101,6% от стоимости распределенной товарной продукции. • Стоимостной небаланс вырос на 7,0 млрд. руб. (дефицит) и достиг по состоянию на 01.10.2005 20,2 млрд. рублей. • Темпы погашения задолженности на ОРЭ не компенсируют потери поставщиков по стоимостному небалансу. В целом, с учетом небаланса, задолженность ОРЭ перед Поставщиками за 9 месяцев выросла на 6,2 млрд. руб. и составляет 27,0 млрд. руб.

16. Стоимостной небаланс Рост дефицита стоимостного баланса ОРЭ за январь – сентябрь 2005 г. составил: 5953,0 млн.руб. , в т.ч. январь – 227,0 млн.руб., февраль – 440,2 млн.руб., март – 182,2 млн.руб., апрель – 395,7 млн.руб., май – 947,0 млн.руб., июнь – 846,0 млн.руб., июль – 971,7 млн.руб, август – 975,2 млн.руб., сентябрь – 968,0 млн.руб.

17. Причины стоимостного небаланса 1. В связи с действиями участников оптового рынка, инфраструктурных организаций, определяемыми Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода: • рост дефицита на 14 462,8 млн.руб. (оперативные данные) из-за возможности участников планировать свое потребление по часам суток; участия в ССТ «дешевых» поставщиков и «дорогих» покупателей, что привело к «заполнению» регулируемого сектора объемами более «дорогих» поставщиков и менее «дорогих» покупателей; • снижение дефицита на 9 574,5 млн.руб. за счет снижения оплаты стоимости установленной мощности. 2. Влияние фактического режима работы – рост дефицита стоимостного баланса на 471,7 млн.руб. (оперативные данные). 3. Нераспределенная стоимость: • покупки электрической энергии в регулируемом секторе ОРЭ ОАО «Нурэнерго» и ОАО «Татэнерго» - рост дефицита стоимостного баланса на 643,4 млн.руб.; • продажи электрической энергии в регулируемом секторе ОРЭ ОАО «Татэнерго» - снижение дефицита стоимостного баланса на 50,4 млн.руб.

18. Организация системы сбора данных коммерческого учета на ОРЭ Ситуация в настоящее время: • Несоответствие систем КУ участников требованиям АТС и риск применения санкций • Принятие АТС «стимулирующей» поправки в регламенты АТС • Появление на ОРЭ большого количества новых сечений Планы АТС: • Возможность отмены санкций через новое ППРФ и делегирование АТС полномочий по установлению санкций /стимулов • Возможность отказа АТС от выдачи временных актов соответствия • Применение в качестве замещающей информации данных АИИС • Совершенствование договоров информационного обмена • Начало функционирования метрологической службы АТС

19. Перспективы совершенствования модели рынка

20. Причины реформирования модели «5-15» • Отсутствие внутренних ресурсов к развитию и совершенствованию у действующей модели: • убытки Поставщиков (рост стоимостного небаланса на регулируемом секторе ОРЭ); • неизменность тарифов по дням и часам суток; • Несовершенный механизм ценообразования: • ограничение цены в конкурентном секторе; • неизменность тарифов по дням и часам суток; • Несовершенный учет предпочтений Поставщиков при: • выборе состава генерирующего оборудования; • составлении предварительного графика нагрузки и управлении режимами; • выборе поставщиков системных услуг • Стоимостной небаланс регулируемого сектора

21. Усовершенствованная переходная модель • Основные задачи • Усовершенствованный оптовый рынок в 2006г. • «Упорядочение» отношений и регулирования в рознице • Во исполнение этих задач • Запуск конкурентного балансирующего рынка – октябрь 2005г. • «Переложение» регулируемого сектора в регулируемые двусторонние договоры – 2006г. • Подготовительные шаги к запуску – 2005-2006 гг. • Запуск рынка мощности и рынка системных услуг – 2006г. • Определение участников розничного рынка, фиксация общих для всех регионов принципов и установление розничных и сетевых тарифов – 2005-2006гг.

22. Основные мероприятия 2005-2006 гг. Вывод генерации на ОРЭ Вывод ФСК на ОРЭ Перекрестка - неналоговый сбор Запуск РД + модификация ССТ Открываем ОРЭ Балансирующий рынок Долгосрочные РД 1 января 2007 20 октября 2005 1 января 2006 ------------2006------------ Долгосрочные тарифы генерации Трансляция цен ОРЭ на розничные рынки 20 октября 2005 г. – Балансирующий рынок • Конкурентное ценообразование в секторе отклонений • Цены – «срезки» из конкурентных цен и тарифов регсектора • Субъектный состав: участники регсектора + «частичные» участкник с розницы (по старым правилам - тарифам сектора отклонений) • Идет имитация

23. От сектора отклонений к балансирующему рынку Отличие от сегодняшнего сектора отклонений: • Отход от жестких регулируемых тарифов и системы штрафных коэффициентов при расчете стоимости отклонений участников ОРЭ • Переход от загрузке по ранжированному списку к загрузке по заявкам • Расчет стоимости отклонений на основе рыночного способа ценообразования • Поставщики на БР – электростанции федерального и регионального уровня, а также потребители с регулируемой нагрузкой Этапы развития БР: • С 20 декабря 2005 г. – участники смогут подавать оперативные ценопринимающие заявки в течение операционных суток, направляемые для корректировки заявок поданных в торговые сутки. Оперативные заявки будут подаваться в СО • С 20 января – возможность заключения двусторонних договоров на БР. Двусторонние договоры подлежат регистрации НП «АТС»

24. Условиярегулируемых двусторонних договоров • «Take or pay» • Покупатель оплачивает запланированные объемы договора независимо от сложившейся у него потребности в электроэнергии • «Лишние» объемы покупатель может продать в рынке на сутки вперед по конкурентным ценам или там же купить недостающие • Генератор может выбрать, производить самому объем договора или купить в рынке на сутки вперед по конкурентным ценам у других поставщиков • Генератор обязан предоставить мощность, закупленную по договору • Объемы поставки • Снижаются с течением времени • Цена договора • Формула с динамикой цен на топливо, налогов, цен на продукцию потребителей, с корреляцией по ценам РСВ • Оплата потерь • Увеличенными объемами производства по договору • Учет системных (сетевых) ограничений при выборе контрагентов • Планирование договоров происходит в самых «жестких» предположениях о состоянии сети • Выход из договора разрешен только покупателям, только раз в год и сразу из всего пакета договоров

25. Условия подбора парпо регулируемым договорам • Подбор пар по договору должен происходить таким образом, чтобы: • исключить риски системных ограничений между генератором и потребителем (производственные комплексы, региональная генерация) • в среднем по пакету договоров для потребителя обеспечить уровень существующего тарифа покупки э/э (мощности) • обеспечить симметричность почасового графика производителя и потребителя • Заключение договоров должно происходить по схеме, исключающей выход из части договоров пакета.

26. Основные мероприятия 2005-2006 гг. 1 января 2006 г. – Вывод региональной генерации на ОРЭ (включая нераспакованные АО-энерго) • Нерешенный с ФСТ вопрос:постанционные тарифыИЛИдля генерации региона • идеально, но есть риск не успеть к 1 января 2006 г. • в любом случае отдельно для ГЭС, ТЭС и станций ОГК (предлагаемое решение) 1 января 2006 г. – Вывод ФСК на ОРЭ Покупка фактических потерь в сетях ЕНЭС (ФСК, МСК) по регулируемым тарифам

27. Выход региональной генерации С 1 января запланирован выход всей региональной генерации на ОРЭ, для чего необходимо представить в АТС • до 10 ноября: • Заявление и корпоративные документы • Договор на передачу и на оперативно – диспетчерское управление • В случае регистрации ГТП потребления – однолинейную схему, акты разграничения БП, характеристики генерирующего/ энергопотребляющего оборудования • Подписать договор о присоединении • Подтвердить право собственности/аренды генерирующего оборудования • до 15 декабря: • Выполнить процедуры допуска к торговой системе ОРЭ • Подписать соглашения информационного обмена и • Представить перечень средств измерений

28. Выход ФСК на рынок 1 января 2006 года запланирован выход ОАО «ФСК ЕЭС» на ОРЭ • Действия, необходимые для осуществления данного процесса: • Разработка и согласование регламента представления ОАО «ФСК ЕЭС» информации о потерях, а также иной информации по итогам торгов (в том числе формы и форматы передачи данных) • Описание технологии финансовых расчётов ФСК на ОРЭ • Изменение Договора о присоединении и Регламентов ОРЭ • Проведение договорной компания в части КУ • Согласование перечня новых точек поставки ЭСК и ФСК • Подписание новых и изменение действующих Соглашений об информационном обмене (т.ч. изменение перечней средств измерений) • Регистрация ГТП потребления ФСК и перерегистрация ГТП участников ОРЭ • Прохождение процедуры допуска ФСК к торговой системе • Доработка ПО • Тестирование, имитационное моделирование и проведение учебных торгов • Организация обучения участников рынка в условиях выхода на ОРЭ ФСК

29. Основные мероприятия 2005-2006 гг. 2006 г. (как только выходит ПП) – преобразование регулируемого сектора ОРЭ в систему РД + модификация ССТ + модификация БР • Субъектный состав ОРЭ: участники регулируемого сектора + «частичные» участники с розницы • Регулируемый сектор Система РД на основе баланса на 100%; • ССТ Рынок на сутки вперед : • Меняется объем сектора: торгуются «лишние / недостающие» объемы по РД • Обязательность РСВ для покупателей. Не купил на РСВ ушел на БР • Балансирующий рынок - «полноценное» конкурентное ценообразование (нет «срезок» с тарифами) для всех участников ОРЭ (включая «частичных» с розницы)

30. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ! Некоммерческое Партнерство «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии» www.np-ats.ru E-mail: pss@rosenergo.com Россия,123610, Москва, Краснопресненская набережная, д.12, подъезд 7 Тел: (095) 967-00-05 www.np-ats.ru