Рынок мощности в 2008-2011гг. и изменение стратегий покупателей с вводом рынка мощности

1. Рынок мощности в 2008-2011гг.и изменение стратегий покупателей с вводом рынка мощности 17 октября 2007г.

2. Оптовый рынок С 1 сентября 2006 года: мощность – отдельный объект торговли Вся мощность торгуется по регулируемым ценам (по регулируемым договорам): Поставщики продают всю установленную мощность по тарифу, НО обязаны выполнять требования к ген. оборудованию Покупатели обязаны купить определенный объем мощности – плановый (по балансу) и отличие факта от плана Либерализация не затрагивает мощность Розничный рынок Оплата всей мощности по регулируемым ценам Двуставочники: э/э – часть по тарифу, часть по нерегулируемым ценам оптового рынка, мощность – вся по тарифу Одноставочники: э/э – часть по тарифу, часть по нерегулируемым ценам оптового рынка с учетом регулируемой стоимости мощности Торговля мощностью сегодня

3. Эволюция торговли мощностью 2006 – 2007 годы - торговля мощностью только по тарифам (по регулируемым договорам) С 2008 года – предлагается ввести конкурентные механизмы торговли мощностью • либерализация торговли мощностью (снижение объемов мощности по тарифам (по регулируемым договорам) теми же темпами, что и электроэнергии) • покупка/продажа остальной мощности (освободившейся от регулируемых договоров + мощности новых станций/нового потребления) по свободным (нерегулируемым) ценам • трансляция нерегулируемых цен мощности на розничный рынок

4. Конкурентные отборы мощности Долгосрочные – на 4 года вперед (первый в 2008 году на 2012 год) - возможность продажи мощности по результатам отбора в течение 10 лет Как проводятся отборы: Краткосрочные (переходные) – на год вперед (первый в 2007 году на 2008 год) - цена в заявке не выше тарифа на мощность • Территория делится на зоны свободного перетока мощности • Для каждой зоны свободного перетока системный оператор определяет • величину необходимой мощности (планируемое пиковое потребление с учетом резерва) • технические параметры (например, маневренность мощности, достаточная для прохождения суточной неравномерности потребления) • Поставщики подают ценовые заявки на конкурентный отбор мощности • Отбираются поставщики, указавшие наиболее низкие цены в заявке и обеспечивающие наличие необходимой мощности в каждой зоне свободного перетока с требуемыми техническими параметрами • Отобранные поставщики: • - должны обеспечить наличие мощности (вводится система финансовых гарантий) • - получают гарантию оплаты мощности в течение 10 лет – возможность продать мощность по цене в заявке (но при этом продавать э/э не дороже предельной цены)

5. Необходимая мощность (прогноз СО) Руб./Мвт Мощности, не отобранные в аукционе КОМ на 2008г. Проводится в октябре 2007г. Системный оператор определяет величину мощности, которая необходима стране. Генераторы подают заявки на КОМ 2008г. Заявки – это величина рабочей мощности действующего и вводимого в 2008г. генерирующего оборудования (в МВт). Генераторы подают ценовые заявки на объем либерализации мощности (15-25%) и на объем вводимой мощности. Оплата мощности в 2008г., отобранной на КОМе: • Действующая мощности – регулируемая часть = тариф ФСТ • Действующая мощность – нерегулируемая часть = min (заявка, тариф ФСТ) • Новая мощность = min (заявки, 15% самых дорогих действующих по тарифам ФСТ)

6. Зоны свободного перетока Предварительный перечень зон свободного перетока:

7. Возникновение зон свободного перетока • Принципы определения зон свободного перетока • Снижение количества «игроков» внутри зоны свободного перетока – возможность планирования стратегии • В «запертых» зонах – интерес поставщиков завышать цену на мощность. Как следствие – интерес инвестора строить новые мощности в таких зонах. • Риск энергосбытовой компании оказаться в одной зоне с дорогими поставщиками. Инструмент хеджирования – трансляция на розницу. • Количество зон свободного перетока должно снижаться с поэтапным строительством электросетевого хозяйства и новых мощностей.

8. Экономические стимулы участников рынка в такой модели • Поставщики – нужно окупить свои средние затраты на производство э/э (average total cost) • Поставщики по свободномумеханизму – по рыночным ценам • Цена двусторонних договоров должна включать и переменные и постоянные затраты • Имеют «маржу» от продажи э/э по равновесным (маржинальным) ценам • Поставщики по гарантированному варианту – через индивидуальную плату за мощность по цене в заявке и предельный уровень цен на э/э – не выше переменных затрат • Покупатели – постараться не остаться только с дорогими тарифными поставщиками - всех дешевых «разберут» более «проворные» покупатели • Выбор «гарантированного» варианта интересен наименее эффективным поставщикам, которые не смогли продать мощность по СДД – является хеджирующим вариантом

9. Типы СДД • Новый тип договора – СДЭМ. Оценка эффективности по одноставочному тарифу. • СДМ – договор на мощность. • СДД – старый договор на электроэнергию • СДЭМ интересен станциям с высоким тарифом на мощность и дешёвой электроэнергией. • Объёмы ДД исключаются из КОМ. • ДД можно заключить до КОМ с необходимостью регистрации в АТС. • ДД можно заключать ежемесячно до 22 числа до начала отчётного месяца.

10. Потенциальные контрагенты Совокупные удельные затраты станций (условно-постоянные и предельные переменные) Будут вынуждены выбрать гарантированный вариант существующие

11. Спрос Маржинальные затраты полные Руб./МВтч Маржинальные затраты по электроэнергии Маржинальные затраты по мощности Объем Дорогая М и дешевая э / Дешевая м и дорогая Э

12. Возможные стратегии сбытовой компании • В рынке мощности небаланс устраняется введением фактического объёмного индекса как отношение оплачиваемой мощности к среднепиковому потреблению. • Возможность сбыта выбрать вариант планирования: формирует СО – оплата по фактическому объёмному индексу и отсутствие штрафов; формирует сбыт – фиксация индекса и штрафы за отклонения. • Выбор варианта планирования зависит от умения компании правильно планировать (статистика, приборы ком. учёта, ПО, наличие персонала). • В случае планирования СО – планирование фактического индекса. • Заключение СДД между зонами – изменение индекса в зоне. Негативный момент – его могут изменить за тебя соседи по зоне. • Отсутствие возможности продать лишние объёмы по СДД.

13. Пример расчёта стоимости сбытовой компании ЗСП с ценой=50 Генератор 1: Vмощн.=100 МВт Потребитель 1: Vпотр=120 МВт, в т.ч. Vрд=100 МВт, Vрынка=20МВт, Црд=40 Суммарный объём потребления в зоне = 280 МВт. Суммарная оплачиваемая мощность в зоне = 300 МВт Т.о.: Фактический объёмный индексIф = 300/280 = 1,07 Тогда: Стоимость оплаты Сбыта С=Vрд*Црд+Vсдд*Цсдд+(Vпотр*i-Vрд-Vсдд)*Црынка С1=100*40+(120*1,07-100)*50=5420 С2=130*45+(160*1,07-130)*50=7910 Генератор 2: Vмощн.=200 МВт Потребитель 2: Vпотр=160 МВт, в т.ч. Vрд=130 МВт, Vрынка=30МВт, Црд=45

14. Возможные варианты развития событий Потребителю 2 предложили заключить СДД с Генератором Х из соседней зоны на 20 МВт по цене 40, тогда i=(100+200+20)/280=1,14 С1=100*40+(120*1,14-100)*50=5840 С2=130*45+20*40+(160*1,14-130-20)*50=8270 Вывод: затраты обоих сбытов выросли!!! Тогда генератор Х снижает цену СДД до 30.Индекс остаётся прежним 1,14 С1=100*40+(120*1,14-100)*50=5840 С2=130*45+20*30+(160*1,14-130-20)*50=8070 Вывод: стоимость Потребителя 2 всё равно выше, чем без договора. Тогда Генератор Х снижает цену до 20 и увеличивает Vсдд до 30 Меняется индекс i=(100+200+30)/280=1,18 С1=100*40+(120*1,18-100)*50=6080 С2=130*45+30*20+(160*1,18-130-30)*50=7890 Вывод: только теперь Потребителю 2 стало выгодно заключать СДД При изменении стратегии любого участника зоны меняется финансовый результат всех сбытовых компаний внутри зоны. При формировании стратегий необходимо учитывать все факторы.

15. Торговля между ЗСП Генератор 1 со сбытом могут заключить ДД только на 40 МВт. Чтобы выйти на 100 МВт Генератор 1 должен договориться с Генератором 2 на получение ПРАВА на переток 60 МВт Вывод: создание производных финансовых инструментов Генератор 2 600 МВТ ЗСП 2 ЗСП 1 Доля в перетоке – 40 МВт Генератор 1 400 МВТ Переток 100 МВт Сбыт Доля в перетоке – 60 МВт