Москва, ноябрь 2010 г.

Ценообразование на ОРЭ в 2011 году Заместитель директора департамента развития бизнеса и нормативного регулирования Орешкин Е.Н. О ОА« Москва, ноябрь 2010 г.

Ключевые изменения на ОРЭ с 2011 года • Запуск рынка мощности • Формирование регулируемых договоров только для населения, а также только в отдельных субъектах РФ • Рынок электроэнергии – без существенных изменений

Оплата мощности на ОРЭ с 2011 года • Рынок мощности: • Мощность, отобранная по итогам конкурентного отбора мощности (КОМ) на соответствующий год, продаваемая по договорам коммерческого представительства, заключенным по итогам КОМ • Мощность, в отношении которой заключены свободные договоры купли-продажи мощности (СДМ) – при условии, что она отобрана на КОМ • Мощность генерирующих объектов, в отношении которых заключены ДПМ • Мощность новых АЭС и ГЭС, в отношении которых заключены договоры купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС • Мощность вынужденных генераторов (генерирующих объектов, не отобранных на конкурентном отборе, но продолжение работы которых необходимо по технологическим и иным причинам) • Регулируемый сектор: • Оплата мощности по регулируемым договорам, заключаемым в целях поставки населению

Долгосрочный рынок мощности Конкурентный отбормощности З Заключение ДПМ и договоров с новыми АЭС и ГЭС Строительство новой, поддержание действующей мощности 4 года КОМ на 4 года вперед Период поставки и оплаты - 1 год • На первые годы: конкурентный отбор проводится менее, чем за 4 полных года • на 2011 год – до 1 октября 2010 года (если вступили в силу все нормативно-правовые акты) • на 2012, 2013, 2014 и 2015 годы – до 1 июля 2011 года • В рамках конкурентного отбора ежегодно на четыре года вперед: • Системный оператор определяет (с учетом заявок потребителей) прогноз и структуру потребления, величину необходимого резерва и задает кривую спроса • Поставщики подают ценовые заявки, формируя ценовое предложение • По итогам конкурентного отбора определяются: • генерирующие объекты, мощность которых необходима в году поставки • цены продажи мощности по итогам конкурентного отбора • цены покупки мощности по итогам конкурентного отбора по ЗСП и формируются обязательства поставщиков по поставке мощности 4

Антимонопольное регулирование На этапе подготовки к конкурентному отбору • ФАС России проводит анализ конкуренции в зонах свободного перетока и определяет • зоны свободного перетока с ограниченной конкуренцией –при проведении отбора мощности предельный уровень, утверждаемый Правительством РФ • зоны свободного перетока, в которых есть конкуренция – отбор проводится без предельного уровня • Участники оптового рынка направляют в ФАС России сведения об аффилированности (после выхода постановления о правилах антимонопольного контроля) • ФАС может определить особые условия участия в конкурентном отборе некоторых поставщиков При проведении отбора • Контроль экономической обоснованности цен в заявках После проведения отбора • При выявлении ФАС случаев манипулирования ценами возможность отмены результатов конкурентного отбора по решению Наблюдательного совета НП «Совет рынка» и проведения повторного отбора З 5

Предельные уровни • При выявлении ФАС оснований для установления и применения максимальной цены в 2011 году применяется: Максимальная цена на мощность на 2011 год: • 112,5 тыс.руб. за МВт для первой ценовой зоны (118,125 тыс.руб/МВт с учетом СН) • 120,35 тыс.руб. за МВт для второй ценовой зоны (126,37 тыс.руб/МВт с учетом СН) Для проведения конкурентных отборов на последующие годы значения максимальной цены на мощность устанавливаются Правительством РФ по предложению ФСТ России Минимальная цена продажи мощности по результатам конкурентного отбора: • Минимальный тариф тепловой генерации в ценовой зоне с ежегодной индексацией – 37,4 тыс.руб за МВт для первой ценовой зоны – 52,2 тыс.руб за МВт для второй ценовой зоны • Применяется только в тех ЗСП, где при проведении конкурентного отбора применяется Максимальная цена на мощность З 6

Конкурентный отбор мощности при наличии ценового ограничения • При проведении конкурентного отбора: • Поставщики подают заявки с ценами, не выше предельного уровня цены на мощность, формируя кривую предложения (заявки с ценами выше предельного уровня не рассматриваются) • Отбирается мощность, генерирующих объектов, технические параметры которых обеспечивают функционирование энергосистемы З Спрос Цена Предельный уровень цены Цена конкурентного отбора Мощность не прошла отбор – не будет оплачена, если не отнесена к «вынужденным» генераторам Приоритетно учитываются объемы обязательных инвестиционных проектов (ДПМ, новые АЭС и ГЭС) Объем Отобранный объем мощности 7

Особенности конкурентного отбора в отсутствие ценового ограничения • Особенности проведения конкурентного отбора без ценового ограничения: • Поставщик, владеющий значительной долей генерации в ЗСП, может подать ценовую заявку только на объем мощности, не превышающий 15% (10% во 2-ой ценовой зоне) мощности в ЗСП, а на остальной объем – подается ценопринимающая заявка • 15% наиболее дорогого предложения (10% во 2-ой ценовой зоне) не формирует маржинальную цену конкурентного отбора • Отбирается мощность, генерирующих объектов, технические параметры которых обеспечивают функционирование энергосистемы, НО цена отбора определяется без учета технических параметров З Отбор с учетом технических параметров Определение цены без учета технических параметров Спрос Цена Оплата по минимуму из заявки и тарифа Маржинальная цена конкурентного отбора • Приоритетно учитываются • ДПМ, новые АЭС и ГЭС • Ценопринимающие заявки Оплата по маржинальной цене 15% самого дорогого предложения Не отобраны Объем Объем 8

Если на конкурентном отборе не отобрано достаточно мощности Предложение на конкурентном отборе не покрывает спрос З Цена СПРОС Цена конкурентного отбора Отбор новой мощности на условиях ДПМ Учет ДПМ Объем Отобранный объем мощности В отношении инвестиционные проекты, отобранных на дополнительном отборе, заключаются договоры, аналогичные ДПМ, цена в которых соответствует цене в заявке на отбор (но не выше, чем цена мощности в ДПМ для объекта соответствующего типа) 9 9

Результаты КОМ По итогам проведения КОМ СО формирует результаты КОМ • перечень отобранных ГЕМ • объем отобранной мощности в отношении каждой ГЕМ • цена продажи мощности для каждой ГЕМ • цена покупки мощности для каждой ЗСП После проведения КОМ АТС рассчитывает предварительные цены по ЗСП для покупателей с учетом «небаланса» ГЕМ, мощность которых не отобрана на КОМ З Не продают мощность и могут вывестись из эксплуатации Не могут быть выведены из эксплуатации – ВЫНУЖДЕННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ Продажа э/э по ценам РСВ/БР без продажи мощности Продажа и э/э и мощности по ценам, установленным ФСТ Мощность вынужденных генераторов оплачивается покупателями ЗСП (увеличивается коэффициент резервирования). Мощность вынужденных из-за теплоснабжения – покупателями субъекта РФ 10

Оплата мощности покупателями Объем покупки мощности на оптовом рынке: • объем покупки пропорционален фактическому пиковому потреблению • для крупных потребителей – возможность самостоятельного планирования (с ответственностью за непревышение плана) и фиксации объема покупки мощности заранее – с учетом планового коэффициента резервирования • оплата новой мощности по ДПМ – равномерно потребителями ценовой зоны • оплата отобранной на конкурентном отборе мощности по ценам в ЗСП (ценовые сигналы локализованы) • оплата новой мощности, отобранной при нехватке предложения на конкурентом отборе, – равномерно потребителями зоны свободного перетока (ценовые сигналы локализованы) Механизмы покупки мощности • по ДПМ и договорам с новыми АЭС и ГЭС • покупка мощности генерации, поставляющей мощность в вынужденном режиме • по свободным договорам • по цене конкурентного отбора мощности З 11

Оплата мощности ДПМ • ДПМ заключаются в отношении всех ГТП потребления в ценовой зоне (в т.ч. ГТП потребления на собственные нужды станций) • При заключении ДПМ в каждом договоре фиксируется исходный объем мощности исходя из пикового потребления за 1-ый квартал 2010г., но не менее 1 кВт • По итогам месяца – распределение фактически поставленного объема объекта ДПМ пропорционально фактическому пиковому потреблению (сверх норматива собственных нужд) • Фактически поставленный объем объекта ДПМ определяет СО исходя из аттестованного объема и выполнения требований по готовности (минус потребление на собственные нужды в рамках норматива) • Штрафы начисляются на объем неаттестованной мощности З ГТП потребления Начальный объем – распределение установленной мощности ДПМ пропорционально пиковому потреблению 1-го квартала 2010 года за вычетом норматива потребления на собственные нужды Ген.объект ДПМ ГТП потребления ГТП потребления 12

Свободные договоры Свободные договоры купли-продажи мощности (СДМ) регистрируются до начала периода поставки мощности • если СДМ зарегистрирован до КОМ, то ценопринимающая заявка на КОМ имеет больший приоритет Объем мощности, продаваемый/покупаемый по СДМ учитывается • при определении для покупателя объема мощности, который он должен купить по цене конкурентного отбора мощности, путем его уменьшения • при определении для поставщика объема мощности, который он продает по цене конкурентного отбора мощности, путем его уменьшения Объем мощности, продаваемый по СДМ не может превышать • объема мощности, фактически произведенной поставщиком (приходящегося на данный СДМ) • объема мощности, фактически потребленной покупателем, и не покрытый иными механизмами (приходящегося на данный СДМ) З 13

Очередность выполнения обязательств по покупке мощности • По итогам месяца определяется объем мощности, подлежащий покупке на оптовом рынке З • Различные механизмы покупки мощности КОМ 1 МВт Объем покупки по ценам КОМ определяется по остаточному принципу КОМ Зарегистрированный СДМ СДМ Фактический СДМ СДМ Пик·k Вынуж-денные Вынуж-денные ДПМ, АЭС/ГЭС ДПМ, АЭС/ГЭС 14

СДЭМ • ДРМ: • Заключение СДЭМ существенно НЕ влияет на цену покупки мощности на ОРЭ: • Большинство производителей имеют одинаковый гарантированный уровень оплаты мощности • Нет возможности перепродажи мощности, излишне приобретённой по СДЭМ • Рынок мощности переходного периода: • Заключение СДЭМ существенно влияет на цену покупки мощности на ОРЭ: • Существует большая дифференциация между гарантированным уровнем оплаты мощности для поставщиков (различные тарифы) • Существует возможность перепродажи мощности, излишне приобретённой по СДЭМ З Существенные стимулы для заключения СДЭМ Стимулы для заключения СДЭМ практически отсутствуют 15

Действующий порядок трансляции нерегулируемых цен оптового рынка О ОА«

Основные принципы трансляциинерегулируемых цен на электроэнергию • Объём э/э, купленный ГП по регулируемым ценам (на оптовом и розничном рынках) = объём э/э проданный по регулируемым ценам потребителям • Население – 100 % по тарифам • Оставшийся объём, купленный ГП по регулируемым ценам, распределяется между остальными потребителями • частичные участники оптового рынка – пропорционально договорному объёму на розничном рынке • остальные покупатели – пропорционально факту потребления • То, что не поставлено по тарифам – по нерегулируемым ценам в рамках соответствующих предельных уровней З 17

Определение предельного уровня нерегулируемых цен • Предельный уровень нерегулируемой цены: • средневзвешенная стоимость покупки э/э (мощности) на оптовом рынке – публикуется ОАО «АТС» • стоимость инфраструктурных услуг • Стоимость инфраструктурных услуг определяется вычитанием их конечного тарифа тарифа покупки на ОРЭ З Сбытовая надбавка Прочие инфраструктурные платежи (АТС, ЦФР, СО) + Услуги по передаче Перекрестное субсидирование Тариф покупки на ОРЭ (на розничном рынке) Нерегулируемая цена с сайта АТС Стоимость инфраструктурных услуг Предельный уровень нерегулируемых цен ГП включает в себя перекрёстное субсидирование 18

Расчёт одноставочной нерегулируемой цены • Существует три варианта расчёта одноставочной нерегулируемой цены: • Соотношение нерегулируемых объёмов э/э и мощности ГП на ОРЭ – базовый вариант • Диапазоны ЧЧИ в соответствии с Методикой 20-э/2 Вариант 1 • Применяется в случае, если ГП прислал соответствующее уведомление в ОАО «АТС» с приложением решения РЭК об установлении тарифов, предусматривающее дифференцацию по ЧЧИ, предусмотренной Методикой 20-э/2 • ЧЧИ, учтённое РЭКом в конечных тарифах Вариант 2 • Применяется в случае, если ГП прислал соответствующее уведомление в ОАО «АТС» с приложением справки от РЭК, содержащей среднее ЧЧИ, учтённое при устанолвнении тарифов для одноставочных потребителей З 19

Потребители > 750 кВА • Должны обеспечить почасовое планирование и учет • Отвечают за отклонения по часам • Отклонения «вверх» - через нерегулируемую цену • Отклонения «вниз» - через компенсацию отклонения факта от плана • Могут влиять на стоимость приобретаемой электроэнергии (мощности) посредством: • Точного планирования • Переноса потребления в часы с более низкими ценами З 20

ППП Факт Факт цена БР тариф цена РСВ ППП Факт Факт Компенсация тариф цена РСВ Факт Факт ППП Компенсация тариф цена БР Оплата отклонений крупными потребителями 1 З 2 Разница цен: РСВ – БР (продажа) 3 Разница цен: БР(покупка) - РСВ 21

Расчёт нерегулируемой цена ОАО «АТС» • ОАО «АТС» рассчитывает и публикует следующие виды нерегулируемых цен: • Одноставочная нерегулируемая цена (один из трёх вариантов) • Зонная одноставочная нерегулируемая цена • Нерегулируемая цена на электрическую энергию • Нерегулируемая цена на мощность • Нерегулируемые почасовые цены, применяемые для потребителей, осуществляющих почасовое планирование З 22

Механизмы трансляции цен ОРЭ на розничных потребителей с января 2011 г. О ОА«

Нормативное регулирование • С 1 января 2011 года должны вступить в силу Основные положение функционирования розничных рынков • Правила функционирования розничных рынков переходного периода с 1 января 2011 года автоматически силу не утрачивают • Положения Правил функционирования розничных рынков переходного периода в части расчёта стоимости поставляемой электроэнергии (мощности) с 2011 года не применимы: • с 2011 года не нужно рассчитывать коэффициент «бета» • Тарифы используются для определения стоимости услуг

Формирование предельного уровня нерегулируемой цены 2010 год 2011год З Вариант 1 Предельный уровень – сумма компонент Стоимость инфраструктурных услуг – определяется регулятором Нерегулируемая цена с сайта АТС Вариант 2 РЭКи публикуют стоимость услуг для целей расчёта предельных уровней 25

Предельный уровень нерегулируемых цен • Предельный уровень нерегулируемых цен: • Нерегулируемая цена покупки электрической энергии (мощности) на оптовом рынке - определяется ОАО «АТС» • Стоимость инфраструктурных услуг - определяется региональным регулирующим органом • услуги по передаче • сбытовая надбавка • оплата услуг АТС, ЦФР, СО +

Варианты расчёта предельных уровней нерегулируемых цен (предложение НП ГП) З 27

Расчёт цен, дифференцированных по ЧЧИ (предложение НП ГП) Диапазоны ЧЧИ: • В 2011-2013 годах региональные регулирующие органы вправе принимать решение: • об объединении диапазонов согласно тарифному решению на 2010 год • о расчёте одноствочной цен по среднему ЧЧИ

Порядок отнесения к диапазонам ЧЧИ • Порядок определения ЧЧИ • исходя из годового объёма потребления э/э и заявленной мощности; • исходя из среднего и максимального объёма мощности; • исходя из графика работы покупателя; • исходя из вида экономической деятельности; • исходя из результатов контрольного замера; • согласованный ГП и покупателем способ.

Расчёты с потребителями, осуществляющими почасовое планирование (предложение НП «ГП») Многоставочный тариф (на примере шестой ценовой категории): З 30

Принципы расчёта нерегулируемых цен АТС с 2011 года • Нерегулируемая цена на электроэнергию: • Сохранение действующего порядка • Трансляция БР в размере 6% (предложение НП ГП). • Нерегулируемые цены на мощность: • Трансляция мощности, купленной по ДПМ, мощности новых АЭС/ГЭС, мощности станций работающих в вынужденном режиме в полном объёме • Изменение принципов трансляции СДЭМ: • СДМ не влияют на нерегулируемую цену (трансляция по цене КОМ) З + 31

З Спасибо за внимание! 32

Москва, ноябрь 2010 г.