Обзор функционирования оптового рынка электроэнергии и

27.03.2014
Обзор функционирования оптового рынка
электроэнергии и мощности за 2013 год
Содержание:
1.
1.1.
1.2.
1.3.
2.
2.1.
2.2.
3.
3.1
3.2
Рынок на сутки вперед (РСВ)
Первая ценовая зона
Вторая ценовая зона
Ценовые сигналы РСВ в 2013 году
Балансирующий рынок (БР)
Первая ценовая зона
Вторая ценовая зона
Рынок мощности
Первая ценовая зона
Вторая ценовая зона
1. Рынок на сутки вперед
1.1 Первая ценовая зона
Динамика индекса РСВ в ценовой зоне Европы и Урала в 2012-2013 годах
Янва рь
1500
Февра ль
Ма рт
Апрель
Ма й
руб./МВт.ч
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Дека брь
Рост тарифов на газ с
1 июля - на 15%, с 1
августа - еще на 3%.
1400
1300
Вывод оборудования
ТЭС в плановый
ремонт (начало
ремонтной кампании).
1200
1100
1000
900
800
700
Снижение тарифов
на газ с 1 апреля на
3%.
1. Рост объема предложения АЭС и
ТЭС вследствие окончания плановых
ремонтов.
2. Рост объема ценопринимающего
предложения ТЭС за счет увеличения
объема выработки в
теплофикационном режиме.
600
Суточный индекс РСВ в 2013 году
Месячный индекс РСВ в 2013 году
Суточный индекс РСВ в 2012 году
1
27.03.2014
В 2013 году индекс РСВ в Первой ценовой зоне сложился на уровне
1103,86 руб./МВт∙ч, что на 10,3% выше уровня предшествующего года.
Ключевым фактором, обусловившим отмеченный рост, стало
повышение цен в заявках на продажу большинства поставщиков ценовой
зоны на 12-18% вследствие роста тарифов на газ на 15% с 1 июля и еще на
3% с 1 августа.
При этом на цены РСВ также оказали влияние следующие факторы:
 объем предложения АЭС сложился ниже в среднем на 540 МВт∙ч (3%)
преимущественно за счет ремонтов Курской и Ленинградской АЭС
(снижение в среднем на 610 и 570 МВт∙ч соответственно);
 объем плановой выработки ГЭС вырос на 470 МВт∙ч (7%) в основном
на Волжско-Камском каскаде ГЭС;
 объем предложения ТЭС снизился в среднем на 730 МВт∙ч (2%);
 объем планового перетока из ценовой зоны снизился в среднем на 460
МВт∙ч (21%);
 плановый объем потребления почти не изменился (снизился в среднем
на 30 МВт∙ч);
Стоимостной небаланс РСВ
Средняя величина положительного стоимостного небаланса РСВ в 2013
году увеличилась по сравнению с 2012 годом на 78,6 млн. руб. и составила
552,4 млн. руб. Стоимостной небаланс РСВ в течение 2012-2013 гг. не
превысил 1,3% от общего денежного оборота в секторе.
1.2 Вторая ценовая зона
Динамика индекса РСВ в ценовой зоне Сибири в 2012-2013 годах
Янва рь
Февра ль
950
руб./МВт.ч
Ма рт
900
Апрель
Ма й
Июнь
Июль
Проблема учёта
Богучанской ГЭС (ГГ 4-6)
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Дека брь
Подача ценовых
заявок на покупку
850
800
750
700
650
600
550
500
1. Сезонный рост потребления.
2. Снижение выработки ГЭС.
3. Увеличение предложения
ТЭС.
450
400
350
300
250
Восходящий тренд с мая
2012 по апрель 2013:
1. рост цен в заявках
поставщиков;
2. cнижение объёма горячего
резерва на загрузку ТЭС;
3. снижение объёмов
ценопринимания сверх
технол. минимума.
1. Сезонное снижение потребления.
2. Рост выработки ГЭС вследствие
повышенного притока в
Енисейском каскаде ГЭС,
постепенного востановления ГГ
Саяно-Шушенской ГЭС и начала
эксплуатации Богучанской ГЭС.
Колебания суточного индекса РСВ с
формированием ниже 500 руб./МВт.ч:
1. снижение ценовой части
предложения;
2. влияние системных ограничений.
200
Суточный индекс РСВ в 2013 году
Месячный индекс РСВ в 2013 году
Суточный индекс РСВ в 2012 году
В 2013 году индекс РСВ во Второй ценовой зоне сложился на уровне
718,33 руб./МВт∙ч, что на 2% выше уровня предшествующего года.
2
27.03.2014
При этом наибольшее влияние на цены РСВ оказали следующие
факторы:
 плановый объем потребления сложился ниже в среднем на 550 МВт∙ч
(2,4%), в том числе вследствие подачи крупным потребителем ценовых
заявок, не отобранных в торгах;
 объем планового перетока в ценовую зону снизился в среднем на 140
МВт∙ч;
 объем плановой выработки ГЭС вырос в среднем на 1510 МВт∙ч
(16,3%) преимущественно за счет Саяно-Шушенской ГЭС (680 МВт∙ч),
Красноярской ГЭС (550 МВт∙ч) и Богучанской ГЭС (490 МВт∙ч);
 объем предложения ТЭС снизился на 2040 МВт∙ч в среднем за час;
 ценовые параметры в заявках отдельных станций выросли на 5-10%.
В целом за отчетный год на РСВ наблюдалось снижение потребления
при увеличенной выработке ГЭС (по сравнению с 2012 годом), вследствие
чего оборудование ТЭС было загружено в меньшей степени. При этом рост
цен в заявках поставщиков оказал сдерживающее влияние на снижение цен
РСВ.
Стоимостной небаланс РСВ
Средняя величина стоимостного небаланса РСВ во Второй ценовой зоне
в 2013 году составила -17,7 млн. руб. против -120,6 млн. руб. в 2012 году. В
течение 2013 года стоимостной небаланс РСВ не превысил 1,6% от
суммарного оборота денежных средств в секторе.
1.3 Ценовые сигналы РСВ в 2013 году
В соответствии с Правилами оптового рынка узловые цены на РСВ
формируются с учетом потерь и системных ограничений. Системные
ограничения, обусловленные наличием в расчетной модели РСВ
контролируемых сечений, могут вносить существенный вклад в узловые
3
27.03.2014
цены, причем в большинстве случаев влияние сечения распространяется на
некоторую небольшую группу узлов (зону).
В Первой ценовой зоне стабильно выделяются дефицитные зоны с
высокими ценами: зона ОЭС Юга, зона в Пермском крае, а также зона
г.Чебоксар и его окрестностей и зона г.Киров, в отношении которых
наблюдалось снижение часов влияния сечения с 11-13% в 2012 году до 6% в
отчетном году. Сечения также формируют в Пермском крае профицитную
зону с «дешевыми» ценами, из которой ограничена передача электроэнергии
от Пермской ГРЭС потребителям Перми.
В текущем году появились две новые профицитные зоны на территории
г.Новый Уренгой и г.Сочи. Причиной выделения указанных зон стал ввод в
эксплуатацию в конце 2012 - начале 2013 года двух объектов ДПМ: 3го блока
Уренгойской ГРЭС и 2ой ПГУ Адлерской ТЭС. С учетом текущего уровня
развития сетевой инфраструктуры это привело к формированию избытка
«дешевой» электроэнергии, который не мог быть передан потребителям в
полном объеме.
Во Второй ценовой зоне наибольшее внимание привлекают дефицитные
зоны в г.Мамакан и в Алтайском крае. Среди профицитных зон стабильно
выделяются зоны Забайкальского края – вблизи ТЭЦ ППГХО и Харанорской
ГРЭС, где контролируемые сечения ограничивают выдачу мощности с
указанных станций.
В отчетном году 5% значение насыщения преодолело сечение,
формирующее дефицитную зону в г.Новокузнецк, и сечение, которое в июлеоктябре 2013 года отделяло Республику Бурятию и Забайкальский край от
центральной части энергосистемы Сибири с формированием высоких
узловых цен в регионах. С другой стороны, сечение, расположенное в районе
Читы, выделяло часть узлов Забайкальского края, в которых ценовые заявки
Харанорской ГРЭС и ТЭЦ ОАО "ППГХО" формировали низкие узловые
цены.
2. Балансирующий рынок
2.1 Первая ценовая зона
В 2013 году, как и в 2012, индикатор БР повторял динамику индекса
РСВ и складывался ниже индекса РСВ в среднем на 41,3 руб/МВт·ч.
Основными причинами, повлиявшими на снижение индикатора БР
относительно индекса РСВ, стали подача значительного объёма оперативных
ценопринимающих заявок на увеличение производства в дневные часы и
снижение загрузки ТЭС на БР преимущественно в ночные часы. Это
свидетельствует о том, что генерирующие компании предпочитают часть
электроэнергии продавать в БР вместо РСВ. В 2013 году объём увеличения
ценопринимающего предложения на БР вследствие подачи ОЦЗ(+) составил
в среднем 8179 МВт·ч (из них 855 МВт·ч свыше ТГ).
Стоимостной небаланс БР
4
27.03.2014
В 2013 году отрицательный стоимостной небаланс БР складывался в
среднем за месяц на уровне 511,5 млн. руб., что на 50,1 млн.руб. выше чем в
2012 году. Небаланс составил 14,4% денежного оборота в БР и 1% всего
денежного оборота в секторах свободной купли/продажи электроэнергии.
Основной отрицательный вклад в формирование стоимостного небаланса
внесла оплата поставщикам ценовой зоны
диспетчерских команд и
автоматического регулирования ГЭС (ИВ0), а также оплата внешней
регулировочной
инициативы,
обусловленной
участием
ТЭС
в
нормированном первичном регулировании частоты.
2.2 Вторая ценовая зона
В 2013 году, как и в 2012, динамика индикатора БР в целом совпадала с
динамикой индекса РСВ за исключением июля и августа 2013.
За 2013 год индикатор БР сложился ниже индекса РСВ в среднем на
114,7 руб/МВт·ч. Основной причиной, влияющей на снижение индикатора
БР относительно индекса РСВ, стала подача оперативных ценопринимающих
заявок на увеличение производства. В 2013 году объём увеличения
ценопринимающего предложения на БР вследствие подачи ОЦЗ(+) в ценовой
зоне Сибири составил в среднем 1357 МВт·ч (из них 243 МВт·ч свыше ТГ),
что на 113 МВт·ч (8%) ниже, чем в 2012 году.
В июле 2013 года снижение на 370 руб/МВт·ч индикатора БР
относительно индекса РСВ в ценовой зоне Сибири было связано с началом
работы новых гидрогенераторов Богучанской ГЭС. Участник не представил
документы для учета гидрогенераторов и они не были включены в состав
ГТП, зарегистрированной на ОРЭМ. Их работа не была учтена при расчёте
цен РСВ. В то же время на БР Системным оператором работа
гидрогенераторов была учтена, что привело к росту ценопринимающего
предложения и снижению индикатора БР.
В августе 2013 года вследствие высокой водности в общем объеме
предложения в ценовой зоне наблюдалось значительное преобладание доли
ГЭС – свыше 60%. На фоне сезонного снижения объёма потребления
электроэнергии это привело к необходимости вывода большей части ТЭС в
холодный резерв, вследствие чего ценовая часть предложения ТЭС
сократилась. На БР наблюдалось ещё большее снижение объёма ценового
предложения ТЭС (в том числе дешёвого) вследствие подачи ОЦЗ(+).
Стоимостной небаланс БР
В 2013 году отрицательный стоимостной небаланс БР сложился в
среднем за месяц на уровне 58,4 млн. руб., что на 84,0 млн.руб. ниже чем в
2012 году. Стоимостной небаланс БР составляет 10,4% денежного оборота в
БР или 0,5% от денежного оборота в секторах свободной купли/продажи
электроэнергии. Основной отрицательный вклад в формирование
стоимостного небаланса внесла оплата отклонений ГЭС ценовой зоны из-за
низкой цены покупки ими электроэнергии на БР.
5
27.03.2014
3. Рынки мощности
3.1 Первая ценовая зона
В ценовой зоне Европы и Урала наибольшее влияние на изменение
средневзвешенной цены мощности в 2013 году по сравнению 2012 годом
оказали следующие факторы:
а)
Увеличение цены на мощность в КОМ привело к росту
средневзвешенной цены мощности на 8,2%
Цена мощности в КОМ увеличилась в связи с ростом на 8,2% (до 127,8
тыс. руб./МВт) предельного уровня цены на мощность, который применялся
в 13-ти из 17-ти ЗСП: в 2012 году он составлял 118,1 тыс. руб./МВт. Кроме
того с января по июнь 2013 года в отличие от первого полугодия 2012 года
применялся ИПЦ (1,066).
б)
Увеличение объема покупки мощности по ДПМ привело к росту
средневзвешенной цены мощности на 7,5%
Рост фактической поставки мощности по ДПМ в 2013 году увеличился
на 34,5% (до 120,9 ГВт). При этом средневзвешенная цена мощности по
ДПМ составила 504,3 тыс. руб./МВт (увеличилась на 6,8%). Всего в 2013
году введено в эксплуатацию 16 генерирующих объектов совокупной
установленной мощностью 2,5 ГВт.
в)
Формирование отрицательного стоимостного небаланса
привело к росту средневзвешенной цены мощности на 4,9%
Отрицательный стоимостной небаланс рынка мощности увеличился на
78,1% и составил в 2013 году 20,1 млрд. руб., распределенный на
покупателей ценовой зоны, в связи с увеличением в 2 раза надбавок к цене
мощности для АЭС, а также с увеличением с июля 2013 года тарифов на
мощность (cвыше цены КОМ) ряда поставщиков, в отношении которых были
поданы заявки на КОМ с наиболее дорогой ценой мощности.
г)
Увеличение объема поставок новых АЭС/ГЭС дало рост
средневзвешенной цены мощности на 4,0%
На 88,3% увеличился объем фактической покупки мощности по
договорам с новыми АЭС/ГЭС до 21,7 ГВт в связи с вводом в эксплуатацию
в январе 2013 года 4-го блока Калининской АЭС ОАО "Концерн
Росэнергоатом" мощностью 1000 МВт. Средневзвешенная цена мощности по
договорам с новыми АЭС/ГЭС в 2013 году увеличилась относительно 2012
года на 44,9%.
3.2 Вторая ценовая зона
Изменение средневзвешенной цены мощности в ценовой зоне Сибири
по сравнению с 2012 годом было обусловлено в основном следующими
факторами:
а)
Распределение положительного стоимостного небаланса
привело к снижению средневзвешенной цены мощности на 14,5%
6
27.03.2014
На 41,9% (до 20,1 млрд. руб.) увеличился положительный стоимостной
небаланс рынка мощности, распределенный на покупателей ценовой зоны.
Увеличение связано с бóльшим темпом роста цены КОМ (без учета
коэффициента сезонности и ИПЦ) относительно 2012 года, при менее
интенсивном увеличении тарифов для ГЭС ценовой зоны Сибири. С июля
2013 года снижен тариф на мощность Саяно-Шушенской ГЭС с 80,7 до 36,0
тыс. руб./МВт.
б)
Увеличение цены покупки мощности по ДПМ привело к
увеличению средневзвешенной цены мощности на 12,5%
Фактический объем покупки мощности по ДПМ снизился на 28,8% и
составил 10,5 ГВт. При этом средневзвешенная цена мощности по ДПМ
увеличилась до 1,1 млн. руб./МВт (в 2,4 раз). Указанные выше факторы
связаны с одной стороны с отказом ОАО "Э.ОН Россия" с января 2013 года
от исполнения обязательств по ДПМ в отношении ТГ-1 Берёзовской ГРЭС
установленной мощностью 800 МВт с более дешевой ценой мощности, с
другой – в связи с вводом в эксплуатацию в ноябре 2013 года
Гусиноозёрской ГРЭС, ТГ-4 (ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация")
мощностью 210 МВт и Назаровской ГРЭС, ТГ-7 мощностью 400 МВт. Всего
введено 5 генерирующих объектов совокупной установленной мощностью
770 МВт.
в)
Увеличение цены на мощность в КОМ привело к росту
средневзвешенной цены мощности на 9,5%
Аналогично
ценовой
зоне
Европы
и
Урала
увеличение
средневзвешенной цены мощности объясняется применением с января 2013
года ИПЦ, равного 1,066, и увеличение предельного уровня цены на
мощность до 136,8 тыс. руб./МВт (на 8,2%). Предельный уровень цены на
мощность применялся во всех ЗСП ценовой зоны Сибири кроме ЗСП Сибирь.
г)
Покупка мощности ВР привнесла вклад в виде увеличения
средневзвешенной цены мощности на 8,1%
Объем фактической покупки мощности по договорам ВР увеличился на
62,8% (до 38,5 ГВт) по отношению к 2012 году. Средневзвешенная цена
мощности по договорам ВР увеличилась на 27,8% (до 254,5 тыс. руб./МВт),
что обусловлено увеличением с июля 2013 года тарифов на мощность по
ряду объектов ВР.
д)
Начисление штрафов привело к снижению средневзвешенной цены
мощности на 2,8%
В 2013 году величина штрафов за не исполнение генерирующими
компаниями обязательств по поставке мощности составила 1,7 млрд. руб.
7