Концепция развития и совершенствования оптового и розничных рынков электрической энергии (мощности)

Концепция развития и совершенствования оптового и розничных рынков электрической энергии (мощности)

Характеристика существующего рынка электроэнергии (мощности)

1.  Сформированы и доказали свою состоятельность базовые институты оптового рынка:

a.  система саморегулирования на базе Совета рынка: большинство правил рынка принимаются именно Советом рынка, т. е. сообществом потребителей, производителей, инфраструктуры, государства;

b.  эффективный и технологичный рынок электроэнергии (без мощности): на сутки вперед (РСВ) и балансирующий рынок (БР). Изменение цен на рынке электроэнергии доказывает его работоспособность – цены коррелируют с ценами рынков топлива, объемами потребления и состоянием электрической сети. В целом, цены прогнозируемы, а их уровень на оптовом рынке вполне соответствует наблюдаемым ценам на иных международных рынках.

2.  Накоплен опыт косвенного регулирования рынка – через правила рынка, антимонопольные меры, использование механизмов price-cap, участие государства в Совете Рынка. При этом у государства достаточно рычагов воздействия и не всегда осознаются краткосрочные и долгосрочные последствия. Зачастую ценовые сигналы сглаживаются в угоду краткосрочным целям, но подавляя рыночное поведение.

3.  Преодолена угроза дефицита электроэнергии. Созданы условия (технические) для модернизации.

a.  Условия созданы за счет вне рыночного механизма договоров предоставления мощности (ДПМ). Его характеристики:

  i.  Полная гарантированность результата

  ii.  Дорогой

  iii.  Риски, как финансовые, так и ошибок в размещении и технических решений, их избыточности, лежат на потребителях.

b.  «Платой» за введение ДПМ стало сдерживание инвестиционной привлекательности действующей генерации (вне ДПМ). Производители требуют расширения ДПМ под все инвестиционные проекты (новое строительство и модернизацию).

4.  Снижение финансовых показателей работы ген. компаний привело к сложностям привлечения финансирования на строительство и модернизацию, даже если будут созданы условия для будущей окупаемости. В совокупности с проблемой справедливой оплаты тепловой энергии когенерации это привело к экономической неэффективности когенерации и отсутствию притока рыночных инвестиций в отрасль.

В настоящее время в электроэнергетике назрел целый ряд вопросов, решение которых требует серьезных системных изменений, в том числе в модели рынка электроэнергии (мощности). К таким вопросам относятся:

–  отсутствие долгосрочных сигналов и инструментов, необходимых для развития инвестиционной активности субъектов электроэнергетики на рыночных основаниях, без государственной поддержки, в том числе по модернизации действующих мощностей;

–  договоры предоставления мощности, являющиеся основным механизмом инвестирования в секторе генерации, противоречат рыночным принципам построения отношений в отрасли, являются высокозатратными и непрозрачными для потребителей;

–  сформировавшиеся условия на смежных рынках тепло - и электроэнергии не создают инвестиционной привлекательности для развития когенерации;

–  уровень цен на электроэнергию для конечных потребителей приближается к стоимости перехода потребителями на самообеспечение (строительство собственной генерации), что создает угрозу отделения потребителей от единой сети и в перспективе угрозу распада единой энергетической системы;

–  низкая ликвидность на рынках электроэнергии и слабый приток финансового капитала в отрасль в силу невозможности развития финансовых инструментов
в существующей модели рынка электроэнергии;

–  высокий уровень перекрестного субсидирования в отрасли, задерживающего эффективное развитие крупных потребителей и увеличивающего их стимулы к переходу на самообеспечение;

–  дисбаланс условий функционирования оптовой и розничной генерации;

–  низкая эффективность инвестиций и высокий уровень удельных затрат в секторе передачи электроэнергии, неоптимальное использование существующей сетевой инфраструктуры;

–  задержано развитие конкурентных розничных рынков, не созданы условия для борьбы сбытовых компаний за потребителя и давления на снижение цен и рост качества обслуживания;

–  ухудшающаяся платежная дисциплина как оптовом, так и на розничных рынках;

–  низкая устойчивость системы управления институтом гарантирующих поставщиков;

–  недостаточное внедрение прогрессивных, новых технологий и технических решений в отрасли.

С учетом прогноза цен на газ и зависимости цен электроэнергии от газа условия инвестиционной привлекательности теоретически (не практически) должны наступить примерно в 2017 году. Важно, чтобы избыточные риски, связанные с конструкцией рынка и регуляторной средой, были сняты и позволили фундаментальным экономическим условиям к этому времени реализоваться. К таким рискам относятся:

–  Наличие непредсказуемых рынком платежей и дополнительных затрат, связанных с конструкцией действующего рынка мощности.

–  Нестабильность правил (этот риск надо снимать быстро, так как еще несколько лет уйдет, чтобы рынок поверил в стабильность).

–  Увеличивающийся уровень вмешательства государства в регулирование рынка электроэнергии (прежде всего РСВ).

–  Искаженное вмешательство государства в процесс воспроизводства отрасли путем поддержки ограниченного круга объектов генерации (ДПМ) и поддержки неэффективных генераторов («вынужденные»). Хотя целесообразно дать выбыть из отрасли неэффективным генераторам, чтобы возникли новые, эффективные станции.

–  Необходимо дать рынку инструменты торговли и хеджирования рисков, позволяющие привлечь игроков финансового рынка. Без этого, все инвестиции будут осуществляться за счет потребителей.

–  Не решена проблема неплатежей со стороны Северного Кавказа, ряда других регионов и «неотключаемых» потребителей.

С целью решения поставленных вопросов предлагается осуществить следующие основные изменения на рынке электроэнергии (мощности):

сделать основным способом торговли электроэнергией и мощностью нерегулируемые двусторонние договоры между поставщиками и покупателями, что приведет к:

–  повышению конкуренции между разными типами генерации,

–  возможности учесть разнообразие условий работы потребителей и производителей,

–  большей стабильность цены для конечных потребителей (вместо почасовых цен, твердые цены в контрактах),

–  возможности привлечения и удешевление финансирования под законтрактованные объемы, как для потребителей, так и производителей,

–  отсутствию необходимости государству принимать решения (технические и экономические) в отношении огромного масштаба инвестиционных проектов действующей генерации,

–  созданию основы для либерализации розничного рынка, в рамках которого должна происходить закупка больших объемов на оптовом рынке с последующей дистрибуцией этих объемов розничным потребителям;

создать инфраструктуру и правила торговли для развития всех видов двусторонних договоров: финансовых, физических, производных инструментов (стандартизованных контрактов). При этом основу рынка должны составлять финансовые договоры поставки электроэнергии с мощностью как наиболее развитый и эффективный способ торговли;

развить торговлю производными инструментами на рынке электроэнергии, обеспечивающую повышение ликвидности, увеличение кредитных ресурсов и развитие конкуренции;

перейти, преимущественно, от рынка двух цен (на мощность и на электроэнергию) к рынку единой цены, как это работает в большинстве развитых стран;

заменить централизованный отбор мощности как способ централизованного (почти государственного) гарантирования поставщикам цен и объемов покупки мощности двусторонними отношениями по покупке мощности и электроэнергии;

для реализации инвестиционных проектов в секторе генерации использовать рыночные механизмы обеспечения инвестиций, в основном, через заключение нерегулируемых долгосрочных двусторонних договоров, вместо договоров предоставления мощности, что должно привести к снижению ценовой нагрузки на потребителей;

усилить вовлеченность потребителей в процесс формирования цен и условий поставки электроэнергии (мощности) как при помощи развития двусторонних договоров, так и при помощи развития торговли управляемым потреблением (добровольным ограничением нагрузки);

внедрить реальную и легко реализуемую конкуренцию за потребителя на розничных рынках среди энергосбытовых компаний;

изменить принципы функционирования и регулирования гарантирующих поставщиков, основным функционалом которых должно стать транслирование результатов закупки электроэнергии потребителям, организация эффективного биллинга и сбора платежей, при долгосрочном регулировании необходимой валовой выручки и соблюдении требований по надежности и качеству оказываемых услуг;

внедрить, переформатировав, механизм гарантирования инвестиций, который:

–  дает возможность государству дополнительно стимулировать новое строительство или модернизацию, если рынок не успевает «сработать»

–  «встроен» его в рынок, имея механизмы «предупреждения» участников рынка о том, при каких условиях государство вмешается, тем самым сохраняя долгосрочную стабильность рынка

–  дает возможность государству гибко реагировать на меняющиеся условия экономического развития и макроэкономические условия

–  предусматривает возможность использования разных инструментов поддержки в зависимости от макропараметров, например:

§  заключение по итогам открытого конкурса договора типа ДПМ (в этом случае затраты напрямую перекладываются на потребителей)

§  выпуск инфраструктурных облигаций для финансирования необходимых проектов

§  предоставление государственных гарантий для соответствующих инвестпроектов или бюджетного финансирования необходимых проектов.

Механизмы реализации предлагаемых изменений.

1). Централизованный рынок электроэнергии

Выбор состава генерирующего оборудования (далее – ВСВГО), рынок на сутки вперед (далее – РСВ), балансирующий рынок (далее – БР) функционируют в полном масштабе и развиваются в направлении усиления конкуренции и формирования экономически правильных ценовых сигналов по стоимости электроэнергии.

Минимизируется искусственное сдерживание цен, практика сглаживания цен на этих рынках, принудительного ограничения цен в заявках. Сохраняется и совершенствуется антимонопольный контроль в части предотвращения сговора участников, но не в части отслеживания «конкурентности» ценовых заявок участников.

При ВСВГО снижается неформальное влияние СО, итоги оптимизации станут определяющими, появится прозрачная зависимость результатов ВСВГО от ценовых заявок участников.

В РСВ, как и в настоящее время, определяются полные плановые почасовые объемы потребления и производства. При определении результатов торговли электроэнергией в РСВ учитываются объемы электроэнергии в заключенных договорах.

Все типы двусторонних договоров являются финансовыми, что означает:

- если покупатель законтрактовал больше э/э, чем объем его покупки на РСВ, – он продает на РСВ избыток;

- если продавец продал по договорам больше э/э, чем объем его продаж на РСВ – он покупает недостаток.

Указанное правило применяется к сальдо э/э по всему пакету договоров, заключенному в отношении соответствующего часа поставки в данной ГТП или в данной ЗСП - при оплате разницы узловых цен в двусторонних договорах объемами э/э (см. ниже).

2) Расширяется набор допустимых двусторонних договоров

2.1. Регулируемые двусторонние договоры на поставку э/э и мощности населению (как сейчас). (Дальнейшие изменения этого типа и объемов договоров должны определиться в процессе обсуждения проблемы перекрестки и по мере ее решения объемы регулируемых договоров должны сокращаться.)

Регулируемые договоры на поставку э/э и мощности для территорий ценовых зон оптового рынка, для которых устанавливаются особенности функционирования оптового и розничных рынков, (до 2015 г.) оптимизируются с целью приближения РД к ТГ.

2.2. Нерегулируемые договоры на поставку только э/э (без мощности) по свободной цене.

2.3. Нерегулируемые договоры на поставку э/э с мощностью по свободной цене (СДЭМ) – основной вид договоров.

Период поставки э/э (мощности) в СДЭМ – [1 календарный месяц, 1 квартал, 1 календарный год и далее с шагом 1 месяц].

Наравне с формально заключенными СДЭМ/СД коммерческая инфраструктура принимает к учету также модельные «договоры» между различными ГТП одного участника рынка и проводит по ним расчеты как по обычным договорам, но клирингует встречные обязательства.

Особенности СДЭМ в части электроэнергии - объемы учитываются в РСВ, оплата разницы узловых цен на объемы э/э в договоре осуществляется:

ü  в размере точной разницы сложившихся на данный период в данных узлах цен в РСВ, ИЛИ (по выбору участников)

ü  в рамках одной ЗСП – объемами производства э/э (~3%), аналогично существующим в настоящее время регулируемым двусторонним договорам (далее – РД), и с аналогичным РД механизмом учета таких двусторонних договоров в РСВ (без добавления[1] «искусственной» продажи и покупки объемов СД в РСВ). В договорах между ЗСП – оплачивается разница узловых цен между специальными узлами (хабами), выделенными в каждой ЗСП.

Особенности СДЭМ в части мощности.

Внутри ЗСП ограничений на покупку/продажу мощности нет.

Между ЗСП мощность по договору лимитируется системными ограничениями на перетоки по сети. Величина максимально допустимой (по указанным ограничениям) поставки мощности (МДП) между ЗСП задается СО до начала года поставки вместе с перечнем ЗСП. Ограничение МДП определяется между соседними ЗСП в каждом направлении и делится между поставщиками «ЗСП-экспортера» пропорционально их располагаемой мощности. Каждый поставщик самостоятельно распределяет свою долю между ГТП в данной ЗСП.

Разделение МДП между СДЭМ одного поставщика не предписано и осуществляется по мере заключения договоров: каждый договор с покупателем другой ЗСП уменьшает соответствующую часть МДП, выделенную данному поставщику под договоры с покупателями из такой ЗСП. Предписанные поставщику РД не снижают его доли в МДП.

Для рассматриваемых договоров объем мощности отдельно в договоре не указывается и определяется «автоматически» из указанного в договоре графика потребления э/э.

При этом считается, что:

- покупатель приобрел мощность, равную среднему по рабочим дням календарного месяца часовому объему э/э (согласно графику э/э в договоре) в часы максимальной фактической пиковой нагрузки для субъекта РФ, в котором расположены точки поставки покупателя по договору, среди плановых часов пиковой нагрузки на этот месяц;

- продавец продал мощность, определенную аналогичным образом, как средний часовой объем э/э (согласно графику э/э в договоре) в те же часы максимальной фактической пиковой нагрузки для субъекта РФ, в котором расположены точки поставки покупателя по договору;

- по таким договорам продавец сразу же обеспечил резервирование проданной по договору мощности в соответствии с нормативным коэффициентом резервирования (Крез). Это означает, что в целях формирования финальных требований/обязательств поставщика, при определении суммарных объемов мощности, проданных поставщиком по договорам, все проданные объемы будут увеличиваться на Крез.

2.4. Стандартизированные контракты (базовый, пиковый, полупиковый) на поставку э/э с мощностью того же типа, что и 2.3.

Период поставки – [1 календарный месяц, 1 квартал, 1 календарный год].

Каждому виду контракта соответствуют определенные часы, в которые по такому контракту поставляется э/э ровным графиком (в другие часы 0).

Мощность определяется исходя из объемов э/э в контракте, аналогично договорам в п.2.3. Для поставщика считается, что он обеспечивает резервирование проданной мощности на Крез., аналогично п. 2.3.

Пример 1[2]. Базовый контракт на месяц заключается на поставку 1 МВтч э/э с соответствующей мощностью ровным графиком в течение месяца (30 дн.). По такому контракту покупатель приобретает 720 МВтч э/э и 1 МВт мощности. Поставщик продает 720+3%*720 = 741,6 МВТч э/э и 1 МВт мощности с 0,2 МВт резерва (при условии, что компенсация потерь – 3%, а норматив резерва – 20%). При формировании суммарных по всем контрактам обязательств/требований поставщика, по данному контракту ему зачтутся как проданные 1,2 МВт мощности.

Пример 2. Пиковый контракт на месяц заключается на поставку 1 МВтч э/э с соответствующей мощностью в плановые часы пиковой нагрузки[3] (10 часов) в рабочие дни (22 дня) в течение месяца. По такому контракту покупатель приобретает 22*10 = 220 МВтч э/э и 1 МВт мощности. Поставщик продает 220+3%*220 = 226,6 МВТч э/э и 1 МВт мощности с 0,2 МВт резерва (при условии, что компенсация потерь – 3%, а норматив резерва – 20%).

2.5. Нестандартизированные двусторонние договоры на покупку/продажу мощности между поставщиками мощности по свободной цене.

Все договоры, указанные в п.2, типа «take or pay», и по э/э и по мощности, то есть с правом перепродажи (финансовые договоры). Если все покупатели заключили договоров на больший объем, чем потребили, тогда по итогам либо будет оплачено больше э/э и мощности, чем потребовалось, если вся она имелась в готовности, либо покупатели продадут э/э, мощность, а те поставщики, у которых не хватило э/э, мощности, докупят.

3) Оплата мощности.

3.1. КОМ отменяется

3.2. Устанавливается на год плановый нормативный коэффициент резервирования, который:

рассчитывается по существующей методике определения К рез как доля мощности (%), которая должна быть в резерве для наиболее «загруженного» периода года, и включает резерв под негарантированный экспорт (аналогично существующим процедурам); определенный таким образом Крез устанавливается одинаковым на все месяцы календарного года.

Резервирование проданной мощности осуществляют сами поставщики собственной мощностью (суммарно по всем станциям одного поставщика в ЗСП с учетом МДП) или покупкой у иных генераторов. Резервирование к покупателям больше не применяется.

Пример для К рез. = 20%:

	Январь	Февраль	Март
Мощность, проданная поставщиком по СДЭМ, МВт	100	120	90
Резерв, который должен обеспечить поставщик, МВт	20	24	18

В целях нивелирования непрогнозируемого всплеска цен в наиболее загруженные периоды работы энергосистемы, вызванного необходимостью для пиковых генераторов окупить свои затраты в часы их востребованности энергосистемой, а также с целью приближения значений К рез. к реальным условиям функционирования энергосистемы, возможно введение дифференциации К рез. по месяцам. При этом наибольшее значение К рез. будет в наиболее загруженные месяцы и наименьшее в наиболее разгруженные месяцы.

АЭС и ГЭС не могут резервироваться своими мощностями. Они докупают объемы резервов у тепловых генераторов путем двусторонних договоров (в том числе «модельных») на мощность, на мощность с э/э или на балансирующем рынке мощности.

3.3. Генераторы, как и сейчас, ежегодно аттестуют мощность для поставки. Поставленной, в том числе по договору, считается только аттестованная мощность. Если мощность генератора не аттестована, а он заключил двусторонний договор, он должен докупить проданное количество мощности у иных поставщиков с аттестованной мощностью.

3.4. Определение фактически поставленных генераторами объемов мощности, как и сейчас, производится с учетом их готовности к выработке электрической энергии. Каждый месяц поставленным считается лишь объем располагаемой мощности с учетом коэффициента готовности в данном месяце.

3.5. Мощность генераторов может быть оплачена только через двусторонние договоры или механизм балансирующего рынка мощности (см. ниже).

Разрешается поставщикам приобретение мощности, кроме мощности ДПМ, друг у друга по договорам (в т. ч. «модельным») на мощность без э/э.

По ДПМ:

Заключенные ДПМ сохраняются неизменными. При этом в отношении мощностей по ДПМ свободные договоры не заключаются, балансирующий рынок мощности (БРМ) не действует.

4). Балансирующий рынок мощности (БРМ) и вмененные контракты

4.1. Вводится вмененный контракт с целью определения цены приобретения мощности потребителями на балансирующем рынке мощности. Его смысл – приобретение э/э и мощности на условиях НОВОЙ НАИБОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНОЙ МОЩНОСТИ (см. ниже).

4.2. По всем финансовым расчетам сохраняется расчетный период месяц.

4.3. Определение фактического потребления мощности

До начала года объявляются часы в сутки потребления э/э, кроме выходных дней, соответствующие плановым часам пиковой нагрузки, определенным СО на каждый месяц предстоящего года в разрезе ЦЗ.

Фактическое потребление мощности в ГТП Участника определяется как среднее по рабочим дням календарного месяца из часовых фактических объемов потребления э/э (по результатам коммерческого учета) в часы максимальной фактической пиковой нагрузки для субъекта РФ, в котором расположена ГТП (или точки поставки розничного покупателя), среди плановых часов пиковой нагрузки на этот месяц.

4.4. Определение объемов покупки/продажи на БРМ

По итогам каждого месяца:

Для покупателя определяется объем мощности, приобретенный по всему портфелю заключенных договоров (включая ДПМ, РД), и фактическое потребление мощности. Разница приобретается/продается на балансирующем рынке мощности (БРМ).

В случае перепродажи мощности покупателем Крез не применяется. Цена и объемы возможной перепродажи мощности покупателем – те же, что и для генераторов.

Для генератора определяется объем мощности, проданный по портфелю заключенных договоров (включая ДПМ, РД), с учетом Крез (для всех договоров, кроме РД и ДПМ, объем продажи по договору для генераторов умножается на Крез ~ 1,2). Получившаяся величина вычитается из предоставленной с учетом готовности данным генератором мощности в расчетном периоде. Если разница отрицательная – поставщик в отношении этого генератора приобретает недостаток мощности на БРМ. Если разница положительная – генератор имеет право продать избыток мощности, уменьшенный на Крез., на БРМ.

4.5. Определение цены покупки
и цены продажи
мощности на БРМ.

Рассчитывается часть, связанная с оплатой мощности в стоимости КВтч по вмененному контракту (стоимость КВтч по вмененному контракту обсуждается ниже). Для этого вычисляется средневзвешенная по всем ГТП цена РСВ в соответствующие часы, и она вычитается из стоимости КВтч вмененного контракта.

Для определения цены покупки за МВт мощности на БРМ получившаяся разница, если она положительна, умножается на число часов поставки э/э по вмененному контракту. В случае отрицательной разницы покупка/продажа мощности на БРМ по итогам расчетного периода не осуществляется.

Платеж на БРМ всех Участников, имеющих объем мощности к покупке, определяется как сумма произведения цены покупки за МВт мощности на БРМ на объем покупки.

Пример. У потребителя 3 МВт мощности к покупке. Средняя цена РСВ в пиковые часы 1 руб./КВтч, цена вмененного контракта – 2,5 руб./КВтч, платеж по такому контракту на 1 МВт – 220 000*2,5 =  руб. Цена покупки за 1 МВт мощности на БРМ 220 000*(2,5-1) = 330 000 руб./МВт в месяц. Платеж за 3 МВт – *3 = 990 000 руб.

Сумма платежей всех Участников, имеющих объемы мощности к покупке в ЦЗ, распределяется на Участников, имеющих объемы мощности к продаже в этой ЦЗ (с учетом поставки из соседней ЦЗ, если она была, а договоров между ЦЗ не предусматривалось), в пропорции к их (оставшимся от ДД) объемам мощности к продаже по п.4.4.

5). Принцип ценообразования вмененного контракта.

5.1. В случае если потребитель не приобрел до момента своего фактического потребления соответствующий объем существующей мощности, единственным источником мощности для него может быть только новая мощность.

Следовательно, необходимо определить экономически справедливую стоимость, по которой такая мощность, после ее ввода в эксплуатацию, могла бы быть предоставлена указанному потребителю. Для этого необходимо определить для каждого типа соответствующей мощности оптимальный режим загрузки и рассчитать цену КВтч, позволяющую окупить новое строительство.

При расчете цены вмененного контракта возможно использовать параметры, согласованные для ДПМ.

В случае проведения КМГИ, возможно применять параметры КМГИ.

5.2. Формула определения цены вмененного контракта определяется Правительством РФ и не подлежит изменению.

Значения цены вмененного контракта определяется по указанной формуле на каждый год поставки до его начала.

Цена вмененного контракта дифференцируется:

по ценовым зонам; по группам ЗСП в зависимости от существующей топливной инфраструктуры (газ/уголь); по группам ЗСП – в зависимости от существенной (более 20%) постоянной дифференциации цен э/э на РСВ.

6) Конкурсный механизм гарантирования инвестиций (далее – КМГИ)

В целях сохранения у государства мер предотвращения потенциального дефицита мощности, фиксируется КМГИ, который имеет следующие основные характеристики:

·  Применяется только в случаях, когда заранее объявленный государством прогноз потребности в увеличении генерирующей мощности не покрывается к определенной дате инвестиционными планами поставщиков, подтвержденными, в том числе, началом строительства;

·  Кто и где будет предоставлять новые генерирующие мощности решается исключительно на конкурсной основе по критерию минимизации будущей стоимости электроэнергии (мощности);

·  Гарантии предоставляются путем заключения договоров между поставщиком новой мощности и покупателями, без включения СО.

7). Участие ГП в заключении договоров

7.1. Закупочные торги для ГП

До начала года поставки в отношении каждого ГП инфраструктура (СО и АТС) осуществляют прогноз базовой части графика потребления ГП, уменьшенного на объемы, заявленные к уходу на СДЭМ розничными покупателями (определяются в разделе Преобразования розничных рынков электроэнергии) этого ГП в предстоящем году.

На 25% указанной базовой части графика потребления АТС проводит закупочные торги для ГП на заключение базовых контрактов с ГП сроком на предстоящий календарный год.

Соответствующие объемы (по частям) стандартными лотами и с ценой выставляются на покупку, а поставщики, планирующие произвести больше мощности, чем та, которую они уже продали по контрактам на какие-то периоды предстоящего года, и покупатели, уже купившие по контрактам излишнюю (согласно собственным планам) мощность, могут принять выставленные объемы стандартизованных базовых контрактов к продаже для ГП на наступающий календарный год, если их устраивает предложенная цена. В частности, вариантом организации торгов со стороны АТС может быть аукцион с постепенным повышением цены
(если ни одного из поставщиков не устроит первоначально предложенная цена лота) до величины, не превышающей цену вмененного контракта. При этом действуют правилам распределенного аукциона, где объемы продаж между ЗСП ограничены величинами МДП, оставшимися от заключенных к данному моменту СДЭМ между ЗСП, которые не персонифицируются – не разделяются между поставщиками (т. е. все остатки складываются и используются в закупочных торгах для ГП).

После проведения закупочных торгов для ГП оставшиеся объемы МДП вновь распределяются между поставщиками «ЗСП-экспортера» пропорционально тем объемам, которые оставались у них до проведения закупочных торгов для ГП.

Объемы базовых контрактов, принятые продавцами по результатам закупочных торгов, распределяются между всеми ГП (с учетом ограничений на продажу в другие ЗСП) в пропорции к их объемам к покупке. Цены контрактов берутся из принятых продавцами заявок АТС. На этой основе ГП заключают СДЭМ на предстоящий календарный год. Средняя по таким СДЭМ цена определяет цену покупки электроэнергии (мощности) ГП на соответствующие объемы. Поскольку по результатам закупочных торгов каждое принятое поставщиками предложение получает одинаковое процентное распределение по ГП из одной ЗСП, указанные цены электроэнергии (мощности) для ГП внутри ЗСП одинаковы.

Возможен также вариант организации закупочных торгов, при котором продавцам заранее известно, для какого ГП (или в какую ЗСП) осуществляется закупка. Тогда цены для ГП могут различаться, в том числе и в зависимости от платежной дисциплины ГП.

Участие поставщиков в закупочных торгах для ГП не является обязательным.

7.2. После проведения закупочных торгов для ГП:

для каждого ГП на сайте АТС в открытом доступе публикуется прогнозный график почасового потребления ГП до конца календарного года с указанием на нем суммы законтрактованных объемов (включая по результатам закупочных торгов по п.7.1) и суммы объемов, заявленных к уходу на СДЭМ розничными покупателями данного ГП. Указанные графики сумм постоянно обновляются. АТС следит за тем, чтобы сумма объемов купленных на торгах и заявленных к уходу на СДЭМ розничными покупателями не превысила прогнозного графика. Объемы превышения больше к учету не принимаются, т. е. возможности уйти на них от ГП уже не будет.

Прогнозный график почасового потребления ГП составляется инфраструктурой (СО и АТС) в порядке, установленном ДОП, и регулярно уточняется до последнего месяца года.

7.3. До начала очередного квартала поставки в отношении каждого ГП СО и АТС осуществляют/уточняют прогноз базовой части его графика потребления, уменьшенного на объемы СДЭМ, заключенных по итогам закупочных торгов для ГП, и на объемы, заявленные к уходу на СДЭМ розничными покупателями данного ГП на предстоящий квартал.

На две трети указанных базовых объемов АТС проводит закупочные торги для ГП на заключение базовых контрактов с ГП сроком на предстоящий квартал (по схеме, аналогичной п.7.1).

Поставщики, планирующие произвести больше мощности, чем та, которую они уже продали по контрактам на какие-то периоды предстоящего квартала, и покупатели, уже купившие по контрактам излишнюю (согласно собственным планам) мощность, могут принять выставленные АТС объемы стандартизованных квартальных базовых контрактов, если их устроит цена контракта.

Принятые продавцами в результате закупочных торгов для ГП объемы базовых контрактов распределяются между всеми ГП (с учетом ограничений на продажу в другие ЗСП) в пропорции к их заявленным объемам, цены контрактов берутся из принятых продавцами заявок АТС. На этой основе ГП заключают СДЭМ на предстоящий квартал. Средняя по таким СДЭМ цена определяет цену покупки электроэнергии (мощности) ГП на соответствующие объемы.

7.4. Перед началом очередного месяца поставки в отношении каждого ГП СО и АТС уточняют прогноз его почасового графика потребления, АТС указывает объемы СДЭМ, заключенных по итогам закупочных торгов для ГП, и объемы, заявленные к уходу, в т. ч. на СДЭМ, розничными покупателями данного ГП на предстоящий месяц.

На оставшиеся не законтрактованными базовые объемы потребления ГП АТС проводит закупочные торги для ГП на заключение базовых контрактов с ГП сроком на предстоящий месяц (по схеме, аналогичной п.7.1.).

Поставщики, планирующие произвести больше мощности, чем та, которую они уже продали по контрактам на предстоящий месяц, и покупатели, купившие на этот месяц СДЭМ на излишнюю (согласно собственным планам) мощность, могут принять выставленные АТС объемы стандартизованных базовых контрактов к продаже для ГП на календарный месяц, если их устраивает указанная АТС цена.

Принятые продавцами в результате закупочных торгов для ГП объемы базовых контрактов распределяются между всеми ГП (с учетом ограничений на продажу в другие ЗСП) в пропорции к их объемам к покупке, цены контрактов берутся из принятых продавцами цен в заявках АТС. На этой основе ГП заключают СДЭМ на предстоящий календарный месяц. Средняя по таким СДЭМ цена определяет цену покупки электроэнергии (мощности) ГП на соответствующие объемы.

7.5. После подведения итогов по п.7.4 из оставшихся незаконтрактованными объемов с учетом заявленных (в том числе уже после окончания закупочных торгов для ГП) к уходу розничными покупателями на предстоящий месяц, АТС выделяет объемы, соответствующие часам полупика по графику ГП. На эти объемы АТС проводит закупочные торги для ГП на заключение полупиковых СДЭМ с ГП на предстоящий месяц (по схеме, аналогичной п.7.1).

Поставщики, планирующие произвести больше мощности, чем та, которую они уже продали по контрактам, и покупатели, купившие на этот месяц СДЭМ на излишнюю (согласно собственным планам) мощность (или электроэнергию в часы полупика), могут принять выставленные АТС объемы стандартизованных полупиковых контрактов к продаже для ГП на календарный месяц по указанной АТС текущей цене (не превышающей цену вмененного контракта).

При этом действуют правила распределенного аукциона, где объемы продаж между ЗСП ограничены величинами МДП, оставшимися от заключенных к данному моменту СДЭМ между ЗСП, которые не персонифицируются – не разделяются между поставщиками (т. е. все остатки складываются и используются в закупочных торгах для ГП).

После проведения закупочных торгов для ГП оставшиеся объемы МДП вновь распределяются между поставщиками «ЗСП-экспортера» пропорционально тем объемам, которые оставались у них до проведения закупочных торгов для ГП.

Принятые продавцами в результате закупочных торгов для ГП объемы полупиковых СДЭМ распределяются между всеми их покупателями (с учетом ограничений на продажу в другие ЗСП) в пропорции к объемам в заявках, цены контрактов берутся из принятых продавцами заявок АТС. На этой основе ГП заключают полупиковые СДЭМ на предстоящий месяц. Средняя по таким СДЭМ цена определяет цену покупки электроэнергии (мощности) ГП на соответствующие объемы.

7.6. После подведения итогов по п.7.5 из оставшихся незаконтрактованными объемов с учетом заявленных (в том числе уже после окончания торговли) к уходу розничными покупателями на предстоящий месяц, АТС выделяет объемы, соответствующие пиковым часам по графику ГП. Эти объемы АТС включает в закупочные торги для ГП в качестве заявок на покупку пиковых СДЭМ для ГП на предстоящий месяц.

Принятые продавцами в результате закупочных торгов для ГП объемы пиковых контрактов распределяются между всеми их покупателями в пропорции к объемам в заявках. Цены контрактов берутся из заявок АТС, принятых продавцами. На этой основе ГП заключают пиковые СДЭМ на предстоящий месяц. Средняя по таким СДЭМ цена определяет цену покупки электроэнергии (мощности) ГП на соответствующие объемы.

Средневзвешенная цена по всем купленным АТС для ГП контрактам определяет цену покупки ГП на оптовом рынке.

8) Механизм вывода генерирующего оборудования из эксплуатации

В целях сохранения инвестиционной привлекательности отрасли и недопущения формирования у собственников ген. оборудования финансовых убытков по независящим от них причинам, механизм вывода ген. оборудования из эксплуатации дорабатывается по следующим направлениям:

·  Через 2 года после объявления собственником в уведомительном порядке намерения вывода ген. оборудования из эксплуатации собственник имеет безусловное право реализовать объявленное намерение.

·  В случае если планируемое к выводу из эксплуатации ген. оборудование необходимо для поддержания надежности электроэнергетических режимов, СО вправе объявить такой генератор «системным генератором». Список таких генераторов должен быть определен и объявлен Системным оператором заранее. Таким генератором будет предоставлен выбор: участвовать в рынке по тарифам на э\э и мощность или по рыночным правилам.

·  В случае если планируемое к выводу из эксплуатации ген оборудование необходимо для поддержания надежности теплоснабжения, органы государственной власти, ответственные за теплоснабжение данного территории, обязаны:

o  Объявить конкурс на замещение выводимых тепловых мощностей иными источниками теплоснабжения

o  На период до ввода в эксплуатацию новых источников теплоснабжения обеспечить тарифные решения, обеспечивающие собственнику ген. оборудования отсутствие отрицательных финансовых результатов

·  Аналогично для объявленных системных генераторов, если они выбрали участие в рынке по тарифному варианту, Системный оператор должен предложить альтернативные возможности выполнения соответствующей системной функции. АТС совместно с СО должны оценить выигрыш в стоимости. В случае если такой выигрыш ожидается, Минэнерго совместно с СО и АТС должны:

o  Предпринять меры по реализации той альтернативной возможности выполнения соответствующей системной функции, которая приносит максимальный выигрыш в стоимости (в том числе - осуществление каких-либо мероприятий на действующем генерирующем или электросетевом оборудовании, строительство новой генерирующей мощности, развитие сети).

o  Разрешить вывод из эксплуатации рассматриваемого системного генератора после реализации альтернативной возможности.

Преобразования розничных рынков электроэнергии

С целью создания полноценной конкуренции между сбытовыми компаниями за потребителя, формирования розничных цен и качества обслуживания потребителей на конкурентном уровне, любому розничному потребителю предоставляется право уходить от гарантирующих поставщиков на обслуживание к конкурентным (нерегулируемым) энергосбытовым компаниям (ЭСК) при соблюдении следующих условий:

·  наличие самого простейшего, отвечающего только требованиям метрологии и обязательным требованиям законодательства о техническом регулировании почасового учета потребления электроэнергии с хранением (памятью)

·  отсутствие задолженности перед гарантирующим поставщиком.

При этом обеспечивается возможность оперативного ухода потребителя от гарантирующего поставщика (перед началом каждого квартала, месяца).

С целью предоставления наибольшего выбора по поставщикам электроэнергии, формирования минимально возможных цен на розничном рынке, розничным потребителям, отвечающим указанным требованиям, а также любым сбытовым компаниям в отношении таких потребителей (далее – и те и другие – розничные покупатели) предоставляется возможность при получении специального (облегченного) статуса субъекта оптового рынка заключать нерегулируемые двусторонние договоры купли-продажи электроэнергии (мощности) (СДЭМ) с любыми поставщиками э/э (мощности) оптового и розничного рынков.

Такие договоры могут заключаться как через те же самые площадки, что и для покупателей оптового рынка (организованная площадка, информационная система), так и напрямую между розничным покупателем и производителем электроэнергии.

Остатки электроэнергии (мощности), определяемые как разница между фактическим потреблением и объемами, купленными по СДЭМ, покупаются (продаются) розничными покупателями через гарантирующего поставщика по правилам розничного рынка (с учетом настоящих требований) и на условиях, действующих для крупных потребителей с почасовым учетом электроэнергии.

В случае если потребитель ушел на обслуживание к сбытовой компании, то такая компания поставляет потребителю всю электроэнергию (мощность) в объеме его фактического потребления. При этом сама сбытовая компания часть электроэнергии (мощности) приобретает по СДЭМ, а остатки – на оптовом рынке, если она является участником оптового рынка, либо у гарантирующего поставщика.

Целесообразно постепенное открытие розничного рынка в зависимости от крупности покупателей. В первые 2-3 года работы устанавливаются ограничения по минимальному объему электроэнергии (мощности) в СДЭМ, который может заключить розничный покупатель. В следующие годы планка по объему понижается.

При этом возможность быть «классической» ЭСК, покупающей с целью поставки розничным потребителям все объемы э/э (мощности) на оптовом рынке или все объемы у ГП, сохраняется.

В условиях специфики покупки э/э и мощности розничными покупателями (одновременно на оптовом и розничном рынках) для них устанавливаются следующие, облегчающие их деятельность особенности:

·  вводится новый, «облегченный» статус субъекта оптового рынка:

o  без требования о регистрации ГТП на оптовом рынке и удовлетворения техническим требованиям ОРЭМ

o  с правом участия в торговле э/э (мощностью) только по двусторонним договорам (без участия в РСВ, БР, БРМ)

o  во избежание недобросовестных покупателей и в целях улучшения платежной дисциплины устанавливаются требования по финансовому обеспечению, но с использованием максимально возможных и доступных для покупателей способов;

·  в целях максимального снятия ограничений для розничных покупателей в заключении ими двусторонних договоров, розничные ЭСК могут покупать э/э (мощность) в целом на несколько территорий, вне ГТП, впоследствии разделяя купленные объемы по территориям ГП (для покупки остатков у ГП);

·  для минимизации розничных цен, ЭСК, самостоятельно планирующим плановые почасовые объемы, предоставляется возможность сальдирования отклонений почасовых объемов э/э (плана от факта) (аналог балансирующего рынка в рознице) по всем точкам поставки внутри зоны деятельности одного ГП;

·  фактически объем потребления электроэнергии (мощности) определяется в рамках розничного рынка. При этом в каждой розничной точке поставки должен быть почасовой учет по минимальным требованиям (сейчас уже все точки поставки с максимальной мощностью более 670 КВт).

Учитывая, что розничные покупатели покупают остатки электроэнергии (мощности) у гарантирующего поставщика на розничном рынке, необходимо сформировать систему развитого, точного, оперативного и эффективного информационного обмена между тремя субъектами: коммерческой инфраструктурой оптового рынка, розничным покупателем и ГП, обеспечивающего:

·  регистрацию СДЭМ розничного покупателя на оптовом рынке аналогично всем участникам ОРЭМ,

·  принятия информации от розничного покупателя о распределении совокупных объемов, купленных розничным покупателем по СДЭМ на нескольких территориях ГП,

·  определение АТС объемов по заключенным СДЭМ розничных покупателей и предоставление соответствующей информации ГП для дальнейших расчетов с этими розничными покупателями.

В части торговли на РСВ и в балансирующем рынке мощности СДЭМ розничных покупателей «приписывается» ГП и снижает его обязательства по покупке э\э и мощности.

Формирование стоимости на остатки э/э (мощности) от ГП:

ü  Розничный покупатель до начала закупочных торгов для ГП заявляет ГП объемы «ухода» от него в виде планируемого почасового графика потребления электроэнергии (по СДЭМ) суммарно по всем точкам поставки внутри зоны деятельности данного ГП.

ü  По факту объемы СДЭМ вычитаются из фактических объемов потребления розничного покупателя, тем самым формируются остатки, которые последний покупает/продает у ГП.

ü  В случае остатков к продаже, т. е. излишне купленных объемов мощности в СДЭМ относительно факта потребления мощности розничного покупателя (Vфакт<Vсдэм) за излишне купленные объемы по СДЭМ ГП «возвращает» розничному покупателю стоимость перекупленного объема по цене БРМ для поставщиков

ü  В случае положительных остатков к покупке, т. е. когда имеет место превышение факта потребления мощности розничного покупателя по сравнению с мощностью, купленной по СДЭМ (Vфакт>Vсдэм), объемы СДЭМ сопоставляются с заявленными заранее объемами «ухода» (Vплан), что учитывается при определении стоимости остатков для таких розничных покупателей следующим образом:

a.  Если Vплан больше Vфакт, то величину равную [Vфакт-Vсдэм] розничный покупатель оплачивает по цене мощности на БРМ для покупателей;

b.  Если Vплан меньше Vсдэм, то величину равную [Vфакт-Vсдэм] розничный покупатель оплачивает по цене трансляции (аналогично потребителям (покупателям), полностью обслуживающимся у ГП)

c.  Если Vплан больше Vсдэм, но меньше Vфакт, то величину равную [Vплан-Vсдэм] розничный покупатель оплачивает по цене мощности на БРМ для покупателей, а величину равную [Vфакт-Vплан] розничный покупатель оплачивает по цене трансляции (аналогично потребителям (покупателям), полностью обслуживающимся у ГП)

ü  Предусматривается возможность сальдирования отклонений фактических объемов по СДЭМ от заявленных по первому буллиту п.5 объемов «ухода» от ГП (аналог балансирующего рынка в рознице) по всем точкам поставки внутри зоны деятельности одного ГП

ü  Остатки объемов электроэнергии розничный покупатель покупает у ГП по цене трансляции электроэнергии, а продает по правилам аналогичным для розничной генерации (исходя из цены РСВ).

ü  Продажа мощности розничной генерации – предлагается учитывать по цене закупочных торгов для ГП по факту поставки ГП.

ü  В тех случаях, когда применяется цена трансляции, розничные покупатели рассчитываются с ГП исходя из ценовой категории, применяемой для крупных потребителей с почасовым учетом (двуставочники с или без почасового планирования).

ü  На все фактические объемы потребления э/э (мощности) (независимо от остатков у ГП) оплачиваются у ГП:

a.  сетевые услуги (если нет отдельного договора на передачу)

b.  услуги инфраструктурных организаций (АТС, ЦФР, СО)

c.  ДПМ

d.  сбытовая надбавка (с дисконтом
в отношении объемов СДЭМ как минимум на стоимость оборотного капитала), либо «инфраструктурная» ставка сбытовой надбавки, если соответствующее решение будет принято.

Гарантирующий поставщик

Основная задача ГП – обеспечение стабильной, удобной для потребителей поставки электроэнергии (мощности) по понятным, прозрачным правилам и с минимальными рисками как для потребителей, так и для ГП.

ГП должен быть прямым транслятором цены закупки электроэнергии у поставщиков электроэнергии (мощности) и инфраструктурных услуг, без возможности собственной игры на рынках электроэнергии. ГП не должен иметь ни дополнительных, ни выпадающих доходов на трансляции стоимости купленной электроэнергии (мощности) и услуг потребителям (покупателям) на розничном рынке.

При этом в целях обеспечения минимальной стоимости электроэнергии для потребителей основную часть э/э и мощности ГП должен покупать у поставщиков через закупочные торги для ГП с ценообразованием, обеспечивающим минимальные цены. Иные СДЭМ, кроме как закупочных торгах для ГП, он НЕ заключает.

В закупочных торгах для ГП также могут участвовать и розничные покупатели на территории ГП, желающие заключить СДЭМ на оптовом рынке.

Для более объективного формирования сбытовой надбавки ГП внедряется принцип сравнения (benchmarking) с лучшими возможными аналогами сбытовой деятельности.

В целях предоставления благоприятных и справедливых условий для розничных покупателей, покупающих только часть электроэнергии у ГП, необходимо разделение сбытовой надбавки на две ставки: инфраструктурная ставка (которую платят все потребители (покупатели), находящиеся на территории деятельности данного ГП), и ставка, оплачиваемая с полезного отпуска потребителями (покупателями), обслуживаемыми данным ГП.

Обеспечение платежной дисциплины на рынках электроэнергии (мощности)

С целью обеспечения финансовой устойчивости рынков электроэнергии, недопущения финансовых разрывов у субъектов электроэнергетики, а также предотвращения недобросовестного поведения гарантирующих поставщиков и исполнителей коммунальных услуг в сфере ЖКХ, в том числе нецелевого расходования ими получаемых от потребителей на оплату электроэнергии финансовых средств, необходимо ввести ряд дополнительных механизмов обеспечения финансовой дисциплины к уже существующим на рынке.

В отношении ГП, у которых наблюдается ухудшение финансового состояния по сравнению с установленным контрольными показателями финансового состояния или неисполнение ими денежных обязательств перед кредиторами в срок свыше двух месяцев с даты их возникновения, целесообразно введение нового института – временной антикризисной администрации.

Антикризисная администрация – это специальный коллегиальный орган управления ГП, основная функция которого – предупреждение банкротства ГП путем реализации плана его финансового оздоровления. Для этого антикризисная администрация наделяется полномочиями исполнительных органов управления ГП.

Введение института антикризисной администрации позволит, с одной стороны, значительно снизить риски нестабильности и экстренной смены ГП для конечных потребителей, а с другой стороны - предотвратить финансовые потери у поставщиков электроэнергии и услуг ГП.

В отношении исполнителей коммунальных услуг, которые накапливают задолженность перед поставщиками электроэнергии при наличии своевременных и полных платежей со стороны населения, необходимо значительно упростить и расширить практику перехода населения на прямое обслуживание энергосбытовыми компаниями, минуя исполнителей коммунальных услуг.

В целях усиления платежной дисциплины конечных потребителей необходимо внедрение новых технических средств учета электроэнергии с функциями автоматического частичного или полного ограничения потребления электроэнергии при появлении задолженности по оплате потребленной энергии у какого-либо потребителя. Данные технологии широко распространены в международной практике работы энергосбытовых и электросетевых компаний.

Этапность развития нового рынка электроэнергии (мощности)

В силу масштабности, сложности и присутствию новых, пока неразвитых элементов в конструкции предлагаемого рынка электроэнергии (мощности), целесообразно ввести этапность во внедрении и развитии нового рынка, а именно предусмотреть:

Переходный этап – с момента запуска до 2года

Целевой этап – после 2года.

Переходный этап будет иметь следующие особенности:

·  развитие инструментов и площадок для торговли э/э (мощностью) по двусторонним договорам и их производными финансовыми инструментами
. На данном этапе, возможно, потребуется введение дополнительных механизмов, площадок на базе уже созданной инфраструктуры рынка (АТС), облегчающих участникам рынка заключение двусторонних договоров, а также выполняющих роль информационного ресурса для участников рынка;

·  плавное достижение ценовых параметров БРМ целевого состояния, то есть плавный переход от существующих цен оптового рынка электроэнергии (мощности) к ценам, позволяющим в целевом периоде окупать инвестиционные вложения в глубокую модернизацию, а при снижении имеющейся в готовности генерации ниже необходимого уровня – окупать новое строительство;

·  плавное достижение ценовых параметров на тепловую энергию, отпускаемую когенерацией, уровня стоимости поставки тепловой энергии альтернативной котельной;

·  становление института независимых сбытовых компаний, что может потребовать от государства, с одной стороны, дополнительных механизмов стимулирования их появления и развития, с другой стороны – дополнительных механизмов контроля на предмет их «добросовестности» по отношению к потребителям и контрагентам по договорам, а также дополнительных мер по информационной кампании в отношении новых правил и требований розничного рынка;

·  изменение механизмов государственного управления рынком – переход от мер прямого воздействия к косвенному регулированию, прогнозированию результатов работы рынка, энергосистемы и информационной поддержке субъектов отрасли и потребителей;

·  урегулирование вопросов (проблем), унаследованных от существующего рынка: технологический минимум, ценообразование в связи с перетоками между ценовыми зонами и пр.;

·  тенденцию к укрупнению ЗСП, слияние транзитных ЗСП;

·  постепенное открытие розничного рынка в зависимости от крупности розничных покупателей;

·  переход на новые принципы определения сбытовых надбавок для ГП

·  развитие механизмов торговли управляемым потреблением (добровольным ограничением нагрузки).

[1] От подобной практики следует отказаться и при обычной оплате разницы узловых цен – по мере развития различных финансовых инструментов

[2] Во всех примерах числовые параметры даны только для целей примера

[3] определенных СО на данный месяц перед началом года