Порядок проведения конкурентного отбора мощности

Порядок проведения конкурентного отбора
мощности
Семинар для членов НП «Совет рынка»
«Проведение конкурентного отбора мощности на 2011 год»
СО
ЕЭС
Нормативные документы для КОМ
2
Уровень Правительства РФ:
 Изменения в Правила ОРЭМ о порядке проведения долгосрочных КОМ –
Постановление Правительства РФ № 89 от 24.02.2010
 Правила определения макс. и мин. цены на мощность для проведения КОМ –
Постановление Правительства РФ № 238 от 13.04.2010
 Распоряжение об утверждении перечня объектов ДПМ (ТЭС) (предельный срок
публикации – 5 сентября)
 Изменения в Правила ОРЭМ – о полномочиях Правительственной комиссии в
части рассмотрения результатов КОМ
 Правила антимонопольного регулирования и контроля в электроэнергетике.
Уровень ФОИВ:
Приказы Минэнерго (предельный срок – 5 сентября):
 Порядок определения величины спроса на мощность;
 Порядок учета технических характеристик (параметров) генерирующего
оборудования в КОМ;
 Порядок определения коэффициентов готовности (срок в ПП № 89 – 1
августа, предельный срок – декабрь 2010).
СО
ЕЭС
Нормативные документы для КОМ
3
Приказы ФСТ:
 о тарифах на 2011 год для «самых дорогих» поставщиков в ЗСП (предельный
срок – октябрь);
 Порядок определения цен для новых АЭС/ГЭС, инвестиционных надбавок для
действующих АЭС/ГЭС;
 тарифы для поставщиков, поставляющих мощность в вынужденном режиме.
Приказы (иные документы) ФАС:
 об определении ЗСП, в которых КОМ проводится с использованием
предельного размера цены на мощность;
 порядок (регламент) выявления признаков манипулирования поставщиками
ценами в ЗСП для формирования предложений об отмене результатов КОМ в
ценовой зоне ОРЭМ (может быть оформлено сразу в виде решения о
выявлении признаков манипулирования, направляется на Наблюдательный
совет НП «Совет рынка» в течение 1 месяца после публикации результатов
КОМ).
СО
ЕЭС





Нормативные документы для КОМ
4
Регламенты ОРЭМ (утверждаются Наблюдательным советом НП «Совет
рынка»):
Регламент подачи заявок в КОМ;
Регламент проведения КОМ;
Регламент регистрации и учета свободных договоров купли-продажи мощности
(электрической энергии и мощности);
Регламент аттестации генерирующего оборудования;
Регламент определения фактически поставленной на оптовый рынок
мощности (взамен Регламента готовности ген.оборудования к выработке э/э)
Иные документы Совет рынка:
 Cтандартная форма ДПМ (утв. НС НП «Совет рынка» 22.06.2010)
 Cтандартная форма ДПМ (для действующих мощностей)
 Cтандартная форма договоров купли-продажи мощности для новых ГЭС и АЭС
 Формы договоров поставки по итогам КОМ
СО
ЕЭС
Нормативные документы для КОМ
5
Документы СО:
Перечень ЗСП на 2011 года (формируется СО согласно Порядку определения ЗСП,
утв. Минэнерго приказом №99 от 06.04.2009) с отнесением узлов к ЗСП – до 1
сентября;
Предельные объемы поставки мощности между зонами свободного перетока на
рынке мощности (утверждены для целей тестирования 11.06.2010, опубликованы на
сайте);
Спрос на мощность (после утверждения Порядка Минэнерго);
Технические требования к генерирующему оборудованию участников оптового
рынка (требуют доработки с учетом изменений в Правилах ОРЭМ);
Документы, определяющие взаимодействие СО с КО и СР:
Соглашение о взаимодействии между СО и ОАО «АТС» в части согласования
форматов передачи данных для проведения КОМ (протокол согласования форматов
обмена данными утвержден 05.07.2010).
Соглашение между СО и НП «Совет рынка» о порядке взаимодействия и
согласовании форматов передачи данных для проведения КОМ.
СО
ЕЭС
График мероприятий, связанных с проведением КОМ
в соответствии с Правилами оптового рынка ()
6
1 июля: Заявление от ГЭС/АЭС на отсрочку вводов, запланированных на 2011 год
Направление поставщиками данных в ФСТ для установления тарифов
Заявление в отношении вынужденных генераторов о выборе способа участи по двум тарифам
27 июля: Предложения СО в Минэнерго по величинам планового коэффициента резервирования
1 сентября: ФАС определяет ЗСП с предельным
уровнем
10 сентября: Заявление об отсрочке вводов по ДПМ, запланированных на 2011 год
СО публикует информацию для КОМ
17 - 30 сентября: подача заявок на КОМ
1 октября: проведение КОМ (окончание срока приема
заявок)
Крайний
срок
заключения
ДПМ
1 ноября:
публикация
результатов
КОМ
1 декабря: выявление вынужденных
генераторов
июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
декабрь
5 сентября: крайний срок
1 декабря: Предложение ФАС об отмене итогов КОМ
опубликования
Распоряжения
31 декабря: Решение НС СР об отмене итогов КОМ
Правительства о перечне
объектов ДПМ, Методик МЭ
Для расчетов КОМ нужны тарифы ФСТ
по спросу, тех.параметрам
2011
год
Спрос на мощность и Коэффициент резервирования
1-я ценовая зона ЕЭС России.
17.12.2009
143,9
ГВт
Резерв
10,9 ГВт - 9,6%
116 ГВт
Пиковый резерв
8,3 ГВт - 7,3%
2,6 ГВт
113,4
ГВт
124,3 ГВт
113,4 ГВт
4,3 ГВт
0
Блок-станции,розница
4,3 ГВт - 3,8%
0
27,9 ГВт - 24,6%
Оперативный резерв
5,1 ГВт - 4,5%
Структура генерации и
потребления по 1-й ценовой
зоне в час максимума ЕЭС за
17-00 17.12.2009
Несовмещенный максимум
116 ГВт
124,3
ГВт
21 ГВт - 18,5%
129,4
ГВт
Cовмещенный
максимум 113,4 ГВт
Плановые ремонты
5,5 ГВт - 4,9%
13,4 ГВт 11,8%
19 ГВт - 16,7%
Аварийные и неплановые
ремонты
2,1 ГВт - 1,8%
16 ГВт - 14,1%
Ограничения
6,9 ГВт - 6%
30,5 ГВт - 26,9%
23,6 ГВт - 20,8%
21,5 ГВт - 19%
135 ГВт
Располагаемая мощность 137,1 ГВт
Установленная мощность 143,9 ГВт
137,1
ГВт
7
Величина спроса на мощность определяется как:
Произведение величины прогнозируемого пика потребления мощности в каждом субъекте РФ
(на базе схемы развития ЕЭС), приведенного к условиям холодной пятидневки, и планового
коэффициента резервирования мощности (17%)
- увеличенное на среднестатистическую величину аварийных снижений мощности в зимние
месяцы за предшествующие 2 года в соответствующей ЗСП
- уменьшенное на величину объемов производства розничной генерации и плановых
объемов импорта/экспорта в соответствующей ЗСП
Мировой опыт – резервы в UCTE в 2009 году
UCTE 2009
3-й четверг января 11-00
666,8 ГВт
Резерв
78 ГВт - 20,1%
Пиковый резерв
56,1 ГВт - 14,4%
256,7 ГВт - 66,1%
410,1 ГВт
466,3 ГВт
388,2 ГВт
0
Несовмещенный максимум
410,1 ГВт
22 ГВт
388,2 ГВт
0
124,3 ГВт - 32%
466,3 ГВт
101,9 ГВт - 26,3%
Оперативный резерв
29,1 ГВт - 7,5%
Cовмещенный максимум
388,2 ГВт
495,3 ГВт
85,2 ГВт - 21,9%
Мощность нетто 666,8 ГВт
Плановые ремонты
16,7 ГВт - 4,3%
107,1 ГВт - 27,6%
512 ГВт
Аварийные и неплановые
ремонты
22,4 ГВт - 5,8%
278,6 ГВт - 71,8%
146,3 ГВт - 37,7%
123,9 ГВт - 31,9%
534,4 ГВт
Неиспользуемая мощность
132,4 ГВт - 34,1%
8
СО
ЕЭС
9
ЗСП и ограничения на поставки между зонами (I ценовая зона)
Ограничения по объемам поставки мощности между зонами свободного перетока и группами зон,
объемы экспорта из зон свободного перетока
Украина, Беларусь, Эстония, Латвия, Литва
◄
35
◄ 179 ◄
26-Вологда
55
96
►
28-Запад
13-Вятка
◄
14
00
26
◄
7
s2
s5
s12
5►
228
97
◄25
s11
478
◄2
◄2
014
169
3►
19-Каспий
16-Балаково
10 -Северная
тюмень
◄ 27 ◄
Украина, Беларусь, Эстония, Латвия, Литва
►6►
866►
2
◄1707
►
523
2►
s6
5►
59
8 1
6
◄15
i1
s1
1 1
966
►
◄1
67
0
s1
24-Махачкала
76
i3
◄4
◄440 1200
►
18-Волгоград
s1
s8
►
9-Тюмень
89►
i4
Казахстан
s2
s5
i5
7 18
i2
8►
2►
►
i6
17-Кавказ
06
2 3
4 2
46
18
◄3
►
87
9
s9
20
◄19
4
► 11 ►
8-Урал
s11
◄2
74
22
2373
68
11
16
3►
0
s1
20-Ростов
530
87
►
14-Волга
1►
◄1465 97
◄7
12
43
s7
0
◄273
18
◄
i6
◄
Грузия
9
9►
◄
41
4
21-Кубань
3245►
15-Киндери
◄574 56
5►
◄ 27 ◄
1547
►
11-СБУ
◄780 700►
◄17
54
►
188
6
94
25 - ЦЕНТР
59
◄ 2318
23-Геленджик
4
12-Пермь
s2
s4
00
-- ►
02
3►
s3
200
►
22-Сочи
93
◄4
1
26
◄
12
27-Москва
◄
35
Финляндия, Беларусь,
Эстония, Латвия, Литва
► 1376 ►
29-Кольская
Казахстан
◄1◄
Казахстан
СО
ЕЭС
ЗСП и ограничения на поставки между зонами (II ценовая зона) 10
3- Омск
5- Бурятия
3
◄
30
►
4
30
47
►
253
33
90
◄1
◄6
3
►
6- Алтай
1- Сибирь
◄612 499►
61
4►
◄5
65
22
54
►
◄ 19 ◄
◄
8
88
4- Чита
2- Южный Кузбасс
Монголия
7- Хакасия
Технические требования (1)
11
Контроль выполнения технических требований осуществляется на этапе
допуска к КОМ
К процедурам КОМ не допускаются поставщики, оборудование которых не
соответствует
установленным
требованиям
(для
вновь
вводимого
оборудования поставщик не принял на себя обязательств по их соблюдению).
На 2011 год планируется установить следующие требования:
Участие генерирующего оборудования в выработке электроэнергии менее 24 часов
за календарный год, предшествующий дате проведения КОМ, вследствие вывода в
ремонт,
консервацию
или
не
востребованности
по
режиму
работы
энергосистемы, в отношении генерирующего оборудования с установленной
мощностью 100 МВт и менее, относящегося к типам Р, ПТ, ПР, Т.
На 2012 и далее:
генерирующее
оборудование,
выработавшее
двукратный
первоначальный
парковый ресурс, с давлением свежего пара 9 МПа и менее исходя из года выпуска
(50 лет и более)
Технические требования (2)
12
Контроль выполнения технических требований осуществляется также на этапе
проведения КОМ.
– по результатам КОМ будет отобрана совокупность генераторов,
технические характеристики которых обеспечивают возможность
формирования электроэнергетического режима (обеспечивается системная
совместимость)
– при равенстве цен по результатам КОМ будет отобрано более качественное
(с точки зрения технических характеристик) оборудование:
1. признак «Готовность к работе в пиковом режиме»;
2. удельный диапазон регулирования;
3. удельный обеспеченный объем выработки электрической энергии;
СО
ЕЭС
Математическая модель КОМ (1)
13
Этап 1:
определение оптимальной (честной) цены на мощность Цена1
;
i
выявление зон с непокрытым спросом на мощность (дефицитных зон);
определение объемов непокрытого спроса по ЗСП;
формирование состава отобранного ген. оборудования не происходит.
Метод: решается оптимизационная задача отбора ценовых заявок поставщиков:




минимум стоимости мощности
покрытие спроса
учет ограничений на поставки между ЗСП
без учета совокупных технологических ограничений
Этап 2:
определение оптимального состава генерирующих мощностей Объем1
z
ценообразование не проводится.
Метод: решается оптимизационная задача отбора заявок поставщиков:





минимум стоимости мощности
покрытие спроса
учет ограничений на поставки между ЗСП
учет ограничений на значение суммарного регулировочного диапазона
учет приоритетов технических параметров в случае равенства цен в заявках
;
СО
ЕЭС
Математическая модель КОМ (2)
14
Этап 3:
формирование объема отобранных мощностей с учетом необходимости отбора
целого объекта генерации ГЕМ или электростанции ( Объем2 z ) ;
ценообразование не проводится.
Метод: осуществляется доотбор мощности до полного объема ГЕМ:


минимизация стоимости нецелых принятых ступеней суммарной функции предложения ГЕМ
данной ЗСП
технические характеристики отбираемых ГЕМ должны быть не хуже характеристик нецелых
ГЕМ, отобранных на втором этапе.
Этап 4:
формирование объема отобранных мощностей ( Объем3 z ) с учетом ограничений
на минимальную суммарную обеспеченную выработку по группе ЗСП, отнесенных к
одной ценовой зоне, и по каждой ЗСП;
ценообразование не проводится.
Метод:



проверка выполнения ограничений на минимальную суммарную обеспеченную выработку по
всем ГЕМ, находящимся во всех ЗСП данной ценовой зоны
проверка выполнения ограничений на минимальную суммарную обеспеченную выработку по
всем ГЕМ, находящимся в данной ЗСП
при невыполнении условий в состав отобранных последовательно включаются объемы
мощности, указанные поставщиками данной ЦЗ (ЗСП) с минимальной ценой в заявке, из числа
не отобранных на предшествующих этапах отбора. Доотбор происходит до выполнения
условий.
СО
ЕЭС




Математическая модель КОМ (3)
15
Согласно ПП РФ №238 определяются ЗСП, в которых устанавливается
максимальная цена за мощность (1,05* [112,5 тыс. руб/МВт в месяц в 1-ой ЦЗ /
120,35 тыс. руб/МВт в месяц во 2-ой ЦЗ] ).
В ЗСП, в которых установлена максимальная цена за мощность, определяется
минимальная цена за мощность (=1,05*[min Тариф(ЦЗ)] ).
Согласно ПП РФ №89, ЗСП, для которых определена максимальная цена за
мощность, если цена в заявке генерирующего объекта превышает установленный
максимальный предел, то мощность такого объекта рассматривается как
неотобранная (то есть не участвует в КОМ)
В ЗСП, в которых не была установлена предельная цена за мощность,
аффилированные в пределах данной ЗСП участники, доля установленной
мощности которых превышает 15% совокупной по ЗСП установленной мощности,
подают ценопринимающую заявку на величину не меньше разности установленной
мощности поставщика и 15% совокупной установленной мощности в ЗСП:
P ценоприниманиеg , z  ( P уст g,z  0,15 P уст i , z )
iz
СО
ЕЭС
Математическая модель КОМ (4)
16
Этап 5:
формирование цен на мощность по ЗСП для поставщиков и потребителей;
формирование объемов отобранной мощности не происходит. Величины
отобранных в ЗСП объемов определяются равными Объем3 z .
Метод:

Если для ЗСП z определен предельный уровень цены за мощность:
 Итоговая цена КОМ определяется как максимум из значений Цена1z для
данной зоны и наибольшей из цен c g , z в заявках отобранных в данной ЗСП z
поставщиков, но не менее предельной (минимальной) цены на мощность
PriceCap _ min и не более значения предельного (максимального) уровня .
c
z
Ценаz  min{ c PriceCap z , max( c z
Pr iceCap _ min
ей
в
Ценаz  Цена потребител
 Ценаgпоставщико
z
,z
, Цена1z , max c g,z )}
gz
СО
ЕЭС
Математическая модель КОМ (5)
17
 Если для ЗСП не определен предельный уровень цены за мощность,
определяются 15% для первой и 10% для второй ценовой зоны самых дорогих
заявленных для отбора мощностей (цены в их заявках не участвуют в
ценообразовании):
 Итоговая цена КОМ определяется как минимальная из Цены1 и
максимального значения из ценовых заявок поставщиков, отобранных в
данной ЗСП, последний из которых формирует 85% самой дешевой
мощности, предложенной в данной ЗСП.
Цена
Потребителей
r 1
z
 min{ Цена1z , max{c i,z | i 1, r : r  max{ r  z |  Pj , z
1
заявка
  z  Pj,z ; cr , z  cv , z , v  z \ {1..i}}}}
jz
Данная цена принимается в качестве цены потребителей.
 Для отобранных поставщиков цена устанавливается равной:
 для ГЕМ, цена в заявке которых не превышает итоговую цену КОМ итоговой цене КОМ
 для ГЕМ, цена в заявке которых превышает итоговую цену КОМ, но не
превышает максимальную из заявок образующих 85% дешевого
предложения в ЗСП, - цене в заявке
 для ГЕМ, цена в заявке которых превышает максимальную из заявок
образующих 85% дешевого предложения в ЗСП - минимуму из заявки и
тарифа.

Спасибо за внимание!
Директор по развитию и сопровождению рынков
Ф.Ю. Опадчий