Электроэнергетика – базовая отрасль российской экономики (стр. 18 )

6.2.4. Рынок системных услуг

Понятие о системных услугах было введено в употребление в 1989 г., когда проектировался первый в мире полностью конкурентный рынок электроэнергии в Англии и Уэльсе. Оно возникло вследствие следующих двух соображений: рынок должен быть устроен так, чтобы генерирующая компания следовала его правилам не только по командам диспетчера, а еще и потому, что это выгодно; обеспечить выгоду генератору можно, если компенсируются его расходы на поддержание резервов, регулирование частоты и регулирование напряжения, так как эти действия требуют либо дополнительных затрат, либо влекут за собой потерю некоторой доли потенциальной прибыли от продажи электроэнергии. На основании этих двух соображений и было принято решение выделить поддержание резервов, регулирование частоты, напряжения и некоторые другие услуги в отдельный класс, получивший тогда название «вспомогательных услуг» (ancillary services). Ввиду важности этих услуг для поддержания надежности системы, в такие услуги получили также название «системные услуги».

Системные услуги — один из существенных элементов работы энергосистемы, обеспечивающий ее исправное функционирование и способствующий выполнению четырех важнейших задач по обеспечению надежности:

· поддержание постоянного баланса производства и потребления электроэнергии;

· поддержание надежности передающей сети;

· готовность к устойчивой работе при аварийных нарушениях режима;

· контроль над работой энергосистемы, который включает в себя управление перечисленными выше мероприятиями и их интеграцию.

Каждой энергосистеме присущ свой особый набор системных услуг, который складывается в силу технологических особенностей системы, законодательных требований к надежности и качеству электроэнергии и других исторических факторов, многие из которых трудно объяснить иными соображениями, кроме сложившихся за десятилетия традиций.

Как правило, действия, направленные на мобилизацию ресурсов по регулированию частоты электрического тока, функционированию системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности, системной и противоаварийной автоматики в энергосистемах осуществляют субъекты оперативно-диспетчерского управления. Для этого им необходимо обеспечить наличие и возможность использования достаточных резервов мощности разного рода (включая потребителей с регулируемой нагрузкой, снижение которой эквивалентно дополнительному резерву мощности), систем автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ), различную иную системную и противоаварийную автоматику. Субъекты оперативно-диспетчерского управления должны иметь возможность регулировать напряжение и перетоки реактивной мощности с помощью статических или динамических компенсирующих устройств, обычно находящихся во владении сетевых компаний (иногда конечных потребителей), и управления системами возбуждения генераторов. Предоставление указанного выше арсенала средств обеспечения надежности в распоряжение субъекта оперативно-диспетчерского управления и означает собой системные услуги.

Эксперты, специализирующиеся на исследовании энергетических рынков, насчитывают до двух десятков разного рода системных услуг, используемых в разных странах для обеспечения надежного и бесперебойного функционирования энергосистемы. При этом можно выделить три основные их категории:

·  услуги по регулированию частоты и перетоков активной электрической мощности;

·  услуги по регулированию напряжения в сети и перетоков реактивной электрической мощности;

·  иные услуги, такие как запуск «с нуля», участие в работе специальной противоаварийной автоматики и т. п.

Каждая из этих категорий может включать в себя набор услуг, которые отличаются конкретными техническими параметрами, но используются для той же цели, включая регулирование частоты, напряжения и т. д.

К поставщикам системных услуг, в зависимости от вида услуги, относятся производители электроэнергии, сетевые организации и отдельные потребители электрической энергии.

Затраты, связанные с оказанием системных услуг, значительно различаются и зависят от типа услуги. К возможным, требующим компенсации издержкам, связанным с оказанием таких услуг, относятся:

·  капитальные затраты, связанные с установкой соответствующего оборудования и(или) его техническим перевооружением;

·  эксплуатационные расходы на обслуживание оборудования, обеспечивающего производителю возможность предоставлять соответствующую услугу;

·  затраты, связанные с изменением режимов использования оборудования производителя электроэнергии вследствие того, что он предоставляет системную услугу;

·  упущенная выгода, возникающая из-за необходимости поддержания на данном генераторе некоторого резерва мощности;

Все перечисленные выше издержки вызваны или связаны с оказанием системных услуг и требуют компенсации. В зависимости от модели рынка могут применяться разные методы ценообразования на системные услуги, но, очевидно, некий регулируемый тариф, в котором учтены все затраты, сконструировать не удастся.

Возможен подход, в котором постоянные затраты, которые могут быть оценены регулирующим органом заранее, оплачиваются через регулируемый тариф, а переменные, например упущенная выгода, оплачиваются через рыночный механизм. Тогда плата за системные услуги может состоять:

·  из платы за готовность предоставлять услугу, которая учитывает затраты поставщика услуги, необходимые для установки оборудования и его поддержания в состоянии постоянной готовности к оказанию услуги;

·  платы за факт предоставления услуги, которая учитывает затраты поставщика услуги, связанные с ее фактическим оказанием.

Как правило, плата за готовность постоянна и не зависит от того, оказывает поставщик услугу или нет, тогда как плата за факт предоставления услуги производится только по факту ее оказания.

При этом оптимальный подход к ценообразованию на системные услуги — это закупка системных услуг на основе конкуренции между альтернативными поставщиками в случае, если таки поставщики имеются.

6.2.5. Финансовые права на передачу

Двухсторонние договоры на рынке электроэнергии между продавцами и покупателями электроэнергии ограждают стороны этих договоров от ценовых рисков, возникающих в результате действия рынка «на сутки вперед». Однако риски, связанные с разницей узловых цен между точкой, в которой продавец электроэнергии осуществляет ее поставку в электрическую сеть и точкой, в которой покупатель электроэнергии осуществляет ее изъятие из электрической сети, остаются непокрытыми. Так как двухсторонние договоры заключаются на добровольной основе, то возможна ситуация, когда перетоки мощности, обусловленные выполнением всего набора таких договоров, вызовут недопустимые режимы работы системы. Избежать этого можно, препятствуя заключению двухсторонних договоров административным путем, но это неэффективный подход. Рыночное решение проблем хеджирования рисков, вызванных разницей узловых цен и необходимостью эффективного распределения пропускной способности сети, достигается при использовании «финансовых прав на передачу» (ФПП).

Финансовые права на передачу (ФПП) — финансовый инструмент, дающий его владельцу право получать компенсацию (или обязывает его платить) за ту компоненту разницы узловых цен, которая из соображений надежности вызвана необходимостью отклониться от экономического диспетчирования поставщиков, т. е. планировать не экономически эффективные режимы их загрузки, а режимы, которые не влекут за собой нарушений системных ограничений.

ФПП определяются в мегаваттах и имеют направление — от точки поставки электроэнергии в электрическую сеть к точке ее потребления из электрической сети. Они не дают их владельцам права на физическую поставку электроэнергии, но по ним владелец получает компенсацию (или платит) вне зависимости от того, заключил он сделку купли-продажи электроэнергии или нет. То есть они представляют собой исключительно финансовое обязательство.

Владелец ФПП получит компенсацию, пропорциональную его праву и разнице узловых цен в том случае, когда в результате аукциона рынка «на сутки вперед» возникнет положительная (без учета стоимости маржинальных потерь при передаче электроэнергии) разница узловых цен в направлении ФПП. Он должен будет заплатить сумму, пропорциональную его праву и разнице узловых цен в том случае, когда в результате аукциона рынка на сутки вперед в направлении ФПП возникнет отрицательная разница узловых цен. ФПП не покрывают стоимости технологических потерь электроэнергии при передаче.

Лицо, продающее ФПП, должно продавать только их ограниченное количество — не более того, сколько мощности энергосистема может пропустить без нарушения системных ограничений при нормальных условиях ее функционирования. Чтобы определить указанные границы, проводятся «тесты на допустимость». При проведении теста на допустимость моделируются перетоки мощности, которые должны возникнуть, если осуществляются все сделки, по которым поступили заявки на покупку ФПП и проверяется, как это соотносится с пропускной способностью электрической сети в направлениях, по которым заключены ФПП.

Финансовые права на передачу можно приобрести следующим образом:

· при первичном распределении;

· на аукционе ФПП;

· на вторичном рынке ФПП;

· путем инвестиций в сетевую инфраструктуру.

Цель первичного распределения ФПП — сохранение положения существующих пользователей электрической сети в отношении расходов, связанных с оплатой разницы узловых цен. Результаты первичного распределения ФПП должны быть справедливыми и удовлетворять тесту «на допустимость».

Аукционы ФПП могут проходить с участием заявок как продавцов, так и покупателей по тому же принципу, что и аукцион рынка «на сутки вперед». ФПП могут также предоставляться лицам, вкладывающим средства в сетевую инфраструктуру оптового рынка.

6.2.6. Производные финансовые инструменты

Еще один инструмент хеджирования рисков, вызванных колебаниями и непредсказуемостью цен на рынке «на сутки вперед» — производные финансовые инструменты. Необходимо учитывать: модели, применяемые для оценки стоимости финансовых производных в других рынках, на рынке электроэнергии работают достаточно плохо.

На мире широко применяются следующие стандартные производные инструменты: форвардные контракты, фьючерсы, свопы, опционы, спарк спреад.

Форвардный контракт — основной инструмент торговли, типичный двухсторонний договор, практически неотличимый от уже описанного двухстороннего договора, заключаемого на оптовом рынке. Контракт оговаривает поставку определенного объема электроэнергии, в соответствии с неким графиком поставки и по фиксированным ценам в какой-либо период времени в будущем. Оплата поставленной электроэнергии осуществляется после ее поставки. Стороны форвардного контракта знают, кто их контрагент.

Фьючерсный контракт отличается от форвардного тем, что является высоко стандартизированным продуктом. Фьючерсы торгуются только на биржах. Стороны фьючерсного контракта не знают, кто их контрагент по сделке. Если покупатель фьючерса намерен его продать до момента начала исполнения обязательств по поставке электроэнергии, биржа обязана его купить. Фьючерсный контракт устанавливает фиксированную цену за определенный объем электроэнергии, поставляемый в будущем (часто в пиковые часы на протяжении месяца).

Типичный фьючерсный контракт может выглядеть следующим образом: «Поставка 422 МВт·ч в определенной точке электрической сети порциями в 1 МВт·ч в каждый из 16 пиковых часов каждого дня определенного месяца в будущем». Чтобы дать возможность покупателю хеджировать риски от непредсказуемых колебаний рыночных цен, трейдеры обычно комбинируют набор таких контрактов в полосу (strip), т. е. таким образом, чтобы покрыть график нагрузки покупателя. В момент покупки фьючерса покупатель платит только некую долю от его полной цены (обычно 10 %). В дальнейшем оплата производится покупателем в период между датой покупки и моментом, когда начинается поставка. В этот период покупатель должен оплатить разницу между рыночной ценой электроэнергии в данный момент и ценой фьючерса, если рыночная цена электроэнергии выше цены фьючерса, или получить кредит, если рыночная цена ниже цены фьючерса (это носит название «mark to market»). С момента начала поставки цена электроэнергии равна цене фьючерса и покупатель должен оплатить оставшиеся 90 % этой цены.

Свопы, или контракты на разницу (Contract for Differences) — контракты, по которым покупатель согласился оплатить разницу между ценой, зафиксированной в договоре, и узловой ценой в определенной точке электрической сети за оговоренное количество электроэнергии. Точкой электрической сети, в отношении узловой цены которой рассчитывается разница, может быть точка поставки электроэнергии в электрическую сеть поставщиком или точка потребления электроэнергии из электрической сети потребителем. Своп дает его владельцу возможность в определенной точке электрической сети купить договорный объем электроэнергии фактически по заранее фиксированной договорной цене.

Опционы дают возможность зафиксировать цену на нефиксированный объем электроэнергии. Многие покупатели предпочитают иметь возможность изменить договорный объем потребления. Иными словами, они хотят платить фиксированную заранее цену за любой объем потребляемой электроэнергии. Поставщик электроэнергии, заключивший фьючерсный контракт, покрывающий фиксированный объем электроэнергии, несет риски, обслуживая таких покупателей. Хеджируя себя от таких рисков, поставщик может купить опционный контракт, дающий право купить дополнительный объем электроэнергии по фиксированной цене, но при этом не обязывает к такой покупке. Фьючерсный контракт в сочетании с опционом значительно уменьшит риск такого поставщика.

Спарк спред (в дословном переводе «ширина искры») — контракт, хеджирующий разницу между ценой топлива и рыночной ценой электроэнергии. Он предназначен для снижения риска генерирующих объектов, которые работают на топливе, (например, природный газ) покупаемом по цене спотового рынка и продают электроэнергию на рынке «на сутки вперед».

6.2.7. Розничный рынок электрической энергии

Рынки, на которых торгуется электроэнергия, разнятся по ряду характеристик. Их также принято подразделять на оптовые и розничные. Для облегчения понимания целесообразно представлять себе оптовый рынок электроэнергии как тем или иным образом организованную систему по сути прямых взаимоотношений между производителями электроэнергии и ее покупателями. Под прямыми взаимоотношениями подразумеваются такие, при которых нет необходимости в посредниках. Деятельность различного рода торговых площадок или инфраструктурных организаций, невзирая на юридические тонкости, не является посреднической. Они лишь способствуют заключению сделок между производителями электроэнергии и ее покупателями. Здесь особенно важно осознать, что большинство покупателей электроэнергии, участвующих в оптовых рынках, не являются ее конечными потребителями. Они покупают электроэнергию для ее перепродажи конечным потребителям, а система взаимоотношений между ними и большим числом конечных потребителей и есть розничный рынок. Мы называем таких посредников сбытовыми компаниями.

При отсутствии у потребителя электрической энергии возможности сменить сбытовую компанию розничный рынок является монопольным. Самым ярким проявлением этого являются вертикально-интегрированные компании, совмещающие деятельность по передаче электрической энергии и по ее продаже. Как правило, в процессе либерализации электроэнергетики за счет того, что право работать на розничном рынке получают многие сбытовые компании, у конечных потребителей появляется возможность выбрать альтернативного поставщика электроэнергии. Сбытовые компании начинают конкурировать между собой за право продавать электроэнергию конечным потребителям, что делает розничный рынок конкурентным. Однако, исходя из мировой практики, право выбора поставщика вначале обычно получают не все конечные потребители, а только достаточно крупные. Это связано с разными факторами, среди которых, наряду с защитой интересов существующих энергоснабжающих организаций и в некоторых случаях мелких потребителей, включая население и приравненных к нему потребителей, есть и чисто инфраструктурные соображения. Среди них состояние систем коммерческого учета; наличие информационных систем, позволяющих справиться с постоянными сменами потребителями своих поставщиков и т. п.

Особого внимания заслуживает вопрос о компетенции вновь возникающих сбытовых компаний. От них требуется: наладить системы сбора и обработки данных коммерческого учета; в некоторых случаях организовать систему сдачи счетчиков в аренду; иметь автоматизированные системы для расчета и выставления счетов, службу сбора средств, эффективные службы взаимодействия с потребителями; установить договорные отношения с сетевыми организациями. Но этого недостаточно. Чтобы быть конкурентоспособной, сбытовая компания должна обладать инструментарием массового маркетинга и быть эффективным участником оптового рынка, а это означает владение инструментами хеджирования и грамотное управление с их помощью рисками. Достаточно хорошо известны случаи банкротства сбытовых компаний, не справившихся с задачей управления рисками как из-за неудачных операций на оптовом рынке, так и в силу невозможности преодолеть проблему неплатежей.

Система взаимоотношений между конечным потребителем и сбытовой компанией основана на добровольности, иначе конкуренцию между сбытовыми компаниями обеспечить невозможно. Сбытовая компания, в свою очередь, вольна вступать в договорные отношения с потребителем или отказываться от них. Иными словами, потребитель электроэнергии может оказываться в ситуации, когда ни один из поставщиков по тем или иным соображениям не согласен поставлять ему электроэнергию. Помимо этого существует угроза банкротства сбытовой компании, с которой у конечного потребителя есть договор.

Для исключения подобных рисков и создается институт «гарантирующих поставщиков», которые обязаны вступать в договорные отношения с любым обратившимся к ним потребителем, включая тех, кто не нашел альтернативы или оказался без договора на поставку электроэнергии по причине банкротства снабжавшей его сбытовой компании. В ряде случаев, этим статусом наделяются сетевые компании или энергоснабжающие компании, продолжающие совмещать виды деятельности по передаче электрической энергии и по ее продаже.

Описанное устройство розничных рынков основано на запрете совмещения деятельности, связанной с оказанием услуг по передаче электрической энергии, с деятельностью по сбыту электроэнергии, наличии конкурирующих сбытовых компаний и гарантирующих поставщиков.

Розничный рынок электрической энергии — это система отношений складывающихся между различными юридическими и физическими лицами в связи с производством, распределением и потреблением электрической энергии вне оптового рынка; отношений, связанных с перепродажей объемов электроэнергии, купленных на оптовом рынке, конечным средним и мелкими потребителями. Продавец электроэнергии на таком рынке, как правило, имеет значительное количество покупателей относительно небольших объемов электроэнергии.

·  Основа взаимоотношений на розничном рынке электроэнергии — двухсторонние договоры между покупателем (продавцом) и отсутствие, как правило, централизованных торговых площадок.

·  Технологическая основа — распределительные сети, система оперативно-диспетчерского управления, приборы коммерческого учета электроэнергии и их обслуживание.

Выбор модели розничного рынка

Розничный рынок может функционировать в рамках одной из двух моделей:

·  монопольной, регулируемой государством, при которой на определенной территории осуществляет деятельность только один продавец электроэнергии конечным потребителям;

·  конкурентной, при которой на определенной территории работает несколько конкурирующих между собой продавцов и/или поставщиков электроэнергии конечным потребителям.

Необходимо отметить, что на выбор модели розничного рынка определяющее влияние оказывает модель функционирования оптового рынка. Так, либерализация оптового рынка обязательно должна сопровождаться либерализацией розничного рынка. В то время как при сохранении монопольного оптового рынка конкуренция на розничном рынке будет весьма неполноценна.

Модель монопольного розничного рынка основана на совмещении в рамках одной вертикально-интегрированной компании деятельности по передаче электрической энергии и ее продаже, возможно также производство в рамках одной кампании. На этом же основан и публичный характер отношений в монопольных рынках электрической энергии – потребитель всегда вправе потребовать заключения договора энергоснабжения от той организации, к чьим электрическим сетям присоединено его энергопринимающие оборудование. Такая организация, совмещающая виды деятельности по покупке продаже и передаче электроэнергии, называется энергоснабжающей организацией.

Цены на электроэнергию, продаваемую конечным потребителям, устанавливаются органами государственного регулирования (региональными энергетическими комиссиями) в виде фиксированных тарифов.

Такая модель имеет серьезные недостатки, присущие любому монопольному рынку:

·  у энергоснабжающей организации нет стимулов к повышению эффективности и качества оказываемых ею услуг и соответственно к снижению цен на свои услуги;

·  деятельность энергоснабжающей организации абсолютно не прозрачна — сама экономическая модель функционирования стимулирует завышение издержек;

·  из-за совмещения видов деятельности и непрозрачности расходной базы тарифы устанавливаются, как правило, с учетом перекрестного субсидирования;

· высокое сопротивление внедрению конкурентных отношений.

Новые субъекты на монопольном розничном рынке могут появляться только за счет части потребителей, которые напрямую либо при посредничестве энергосбытовых компаний станут его участниками.

В условиях либерализации оптового рынка основными предпосылками возникновения конкурентного розничного рынка являются:

·  Необходимость – не все покупатели могут выйти на оптовый рынок;

·  Экономическая/коммерческая целесообразность: снижение ценового риска для конечных покупателей путем диверсификации риска (диверсифицированный портфель заказов) и более профессиональной «игры» на оптовом рынке посредников-сбытовиков, включая заключение финансовых договоров (фьючерсов, форвардов и др.).

Модель конкурентного розничного рынка предполагает, что на определенной территории будут работать как минимум несколько энергосбытовых компаний, предоставляющих конечному потребителю выбор, у какой из них покупать электроэнергию и, таким образом, конкурирующих между собой.

Внедрение конкурентной модели розничного рынка требует выполнения следующих условий:

·  равный доступ конкурирующих энергосбытовых компаний к покупке электроэнергии на оптовом рынке;

·  равный доступ конкурирующих энергосбытовых компаний к технологической инфраструктуре рынка — услугам сетевых компаний и оперативно-диспетчерского управления. Это условие вызывает необходимость разделения конкурентной сбытовой и дистрибьюторской (связанной с распределительными сетями) деятельности;

·  отсутствие регулирования цен на электроэнергию, продаваемую потребителям конкурентными энергосбытовыми компаниями;

·  оснащение потребителей, которых обслуживают конкурентные сбытовые компании, сертифицированными приборами коммерческого учета потребляемой ими электроэнергии;

·  наличие эффективной системы государственного регулирования монопольных, включая локальные монополии, и естественно-монопольных видов деятельности на оптовом и розничном рынке, включая предоставление сетевых услуг и диспетчерское управление.

Требования (ограничения) к модели конкурентного розничного рынка, предъявляемые моделью оптового рынка электроэнергии представлены ниже.

организационные

·  обеспечение гарантий поставки — должен быть хотя бы один поставщик на розничном рынке, характер деятельности которого публичный;

·  обеспечение для субъектов оптового рынка и активных потребителей равного и недискриминационного доступа к услугам естественных монополий, являющихся субъектами розничного рынка, в том числе системы равной оплаты их услуг;

·  ограничения по минимальным объемам электроэнергии на участие в оптовом рынке для покупателей электроэнергии;

финансовые

· наличие субъектов розничного рынка, ответственных за потери электроэнергии на территории, охватываемой данным розничным рынком;

· предоставление энергосбытовыми компаниями финансовых гарантий оплаты приобретаемой на оптовом рынке электроэнергии либо наличие рабочего механизма по лишению их статуса участника оптового рынка в случае невыполнения финансовых обязательств;

· обеспечение трансляции ценовых сигналов оптового рынка на конечных потребителей, чтобы проявилась зависимость реального спроса на электроэнергию от ее цены;

технологические

· обеспечение качества электроэнергии и непрерывности поставки;

· обеспечение системы коммерческого учета объемов, покупаемых на оптовом рынке, требованиям оптового рынка в части почасового учета;

· координация действий сетевых компаний и субъектов оперативно-диспетчерского управления, включающая исполнение команд субъектов оперативно-диспетчерского управления по снижению нагрузки для предотвращения аварий, вывод в ремонт сетевого оборудования.

6.3.Особенности оптового рынка в российской электроэнергетике

6.3.1. Субъекты российского оптового рынка

На оптовом рынке действуют те субъекты электроэнергетики, которые осуществляют куплю-продажу электроэнергии, как правило, в значительных объемах, и службы, обеспечивающие работу инфраструктуры оптового рынка (инфраструктурные организации), вместе называемые субъектами оптового рынка.

Каждый из субъектов оптового рынка играет свою роль в процессе его функционирования.

Продавцы оптового рынка:

·  генерирующие компании, в состав которых входят генерирующие объекты отрасли, удовлетворяющие количественным и техническим требованиям оптового рынка;

·  импортеры электроэнергии (операторы экспортно-импортной деятельности) - организации, осуществляющие деятельность по поставке на отечественный оптовый рынок электроэнергии, купленной ими у зарубежных энергосистем.

Покупатели оптового рынка:

·  потребители, покупающие электроэнергию для удовлетворения собственных производственных нужд;

·  сбытовые компании (включая гарантирующих поставщиков), приобретающие электроэнергию с целью дальнейшей перепродажи конечным потребителям и действующие от своего имени;

·  экспортеры (операторы экспорта) электроэнергии - организации, осуществляющие деятельность по покупке электрической энергии с отечественного оптового рынка в целях экспорта в зарубежные энергосистемы.

Инфраструктурные организации на оптовом рынке выполняют следующие функции:

·  системный оператор обеспечивает качество поставляемой электроэнергии и надежность работы системы, осуществляет планирование и управление режимами;

·  коммерческий оператор предоставляет услуги по организации торговли на оптовом рынке и по осуществлению централизованного клиринга;

·  сетевые организации предоставляют услуги по присоединению к сети и ее использованию для передачи электроэнергии от производителей к потребителям.

·  Совет рынка – организация, созданная на принципах саморегулирования специально для поддержания баланса интересов участников и всех инфраструктурных организаций (более подробно – см. в главе 4).

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 2гг. 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 № 000 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.