ГВтч/г

РЕФОРМА РЫНКА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ИТАЛИИ
ЛУКА ЛО СКЬЯВО
Autorità per l’energia elettrica e il gas, Италия
Заместитель директора по вопросам качества и
связей с потребителями
ЭРРА - Курс по мониторингу,
Алматы, 2 февраля 2006 г.
Сектор электроэнергетики до
либерализации (1999)
• Доминировала государственная монополия Enel
• Местные коммунальные предприятия и самостоятельные
производители владели некоторыми генерирующими
активами и снабжали небольшую часть рынка
Снабжение (1999)
Генерация (1999)
5%
ENEL
7%
ENEL
10%
24%
Самост. произв .
Самост. произв .
71%
Местн. комм.
предпр.
Местн. комм.
83%
предпр.Local
utilities
Либерализация: основные вехи
1992:
акционирование ENEL
1995:
Закон 481 - объявлена либерализация, создан
регулирующий орган
1997:
регулирующий орган начинает работать, переходит к
заранее установленным тарифам
1999:
Закон об электроэнергии (внедрение Директивы ЕС
96/92/EC)
1999:
приватизировано 32 % Enel
1999:
нормативные принципы тарифов/качества для
передачи и распределения
2000-2003: заключение двусторонних контрактов;
2003:
новый Закон об электроэнергии; дальнейшая
приватизация Enel
2004:
начало Энергетической биржи Италии; свободны все
небытовые потребители
Либерализация: основные вехи
1999: Закон об электроэнергии (внедрение Директивы ЕС
96/92/EC)
• Разделение учета/юридическое разделение
• Введение конкуренции и свободного ценообразования в
генерации
• Доля рынка ENEL упала ниже 50% к 2003 году
• Созданы 3 генерирующие компании и проданы, представляют
15 из 56 ГВт
• Предусматривается оптовый рынок и единый покупатель
• Создание независимого системного оператора (GRTN)
• Муниципалитеты получили право приобретать местные
распределительные сети
• Потребители с потреблением более 30 ГВтч/год - свободны
Прогресс либерализации:
Критерии для получения свободного статуса
Порог для
потребителей и
консорциумов
Порог для каждого
члена консорциума
или места
Потребление

потенциально свободных
потребителей
1999
2000
2002
29 апреля
2003 г.
30
20
9
ГВтч/г
0,1
ГВтч/г
ГВтч/г
ГВтч/г
2
1
1
0,1
ГВтч/г
ГВтч/г
ГВтч/г
ГВтч/г
30%  35%  40% > 60%
Количество
 2.000
потенциально свободных
потребителей
1 июля 2004 г.
Все
небытовые
потребители
 80%
 3.000  5.000 > 180.000 > 7.000.000
Электроэнергетический баланс 2003
ВАЛОВОЕ ПРОИЗВОДСТВО ВСЕГО
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСЛУГИ
ПРОИЗВОДСТВА
294 ТВтч
14 ТВтч
НЕТТО ПРОИЗВОДСТВО ВСЕГО
280 ТВтч
ПОТРЕБЛЕНИЕ НАСОСОВ
10 ТВтч
ПРОИЗВОДСТВО ДЛЯ ПОТРЕБЛЕНИЯ
270 ТВтч
ЧИСТЫЙ ИМПОРТ/ЭКСПОРТ
51 ТВтч
16 %
ПОСТАВЛЕННАЯ ЭНЕРГИЯ
321 ТВтч
100 %
ПОТЕРИ
КОНЕЧНОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ
ПОТРЕБЛЕНИЕ НЕСВОБОДНОГО РЫНКА (*)
(*)
потери включены
21 ТВтч
6%
300 ТВтч
182 ТВтч
57%
Ключевые цифры
ГОД 2002 (сметные данные без самост. пр-ва)
ENEL
54%
ИМПОРТ
16%
ENEL
95%
ENEL
89%
БЫТОВЫЕ
21%
МУНИЦИП. И НЕЗАВ. ПР.
30%
ДРУГИЕ
5%
МУНИЦИПАЛИТЕТЫ И ДР.
11%
С/Х ПРОМ-ТЬ
УСЛУГИ
2%
53%
24%
СНАБЖЕНИЕ
ПЕРЕДАЧА
(собственность на
активы)
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ
КОНЕЧНОЕ
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ
Импортированная генерация
- 14% общей генерации
- Дешевле, чем внутренняя генерация
- Трансграничная передающая мощность ограничена
– Италия размещает 50 % имеющейся мощности на
каждой границе
– Приоритет отдают долгосрочным контрактам
– Остальное распределяется посредством рыночных
механизмов TSO (на долгосрочной и краткосрочной
основе)
Подход, основанный на
двусторонних контрактах
-
Крупные потребители заключают контракты на генерирующую
мощность с трейдерами на стороне снабжения, действуя от имени
производителей (во многих случаях трейдер и производитель
принадлежат одному и тому же холдингу)
-
Потребитель заключает контракт на передающую мощность с
национальным TSO напрямую или через трейдера
-
Если необходимо, потребитель также заключает контракт на
распределительную мощность с местной DSO
-
За исключением некоторых минимальных требований условия
контрактов (цена, длительность, и т.д. …) устанавливаются между
трейдером и потребителем свободно
-
Трейдер продает либо внутреннюю мощность генерации, либо
импортированную
Новые рамки: Оптовый рынок
электроэнергии + двусторонние контракты
Распределители
Acquirente Unico
(Единый покупатель)
GRTN
Требования к резервам
Предложения
снабжения
и заявки спроса
Резервные
предложения
Несвободные
потребители
Заявки
спроса
CIP6 и осн.
станция,
которая «
должна работать
Energy
Энергетический Рынок
рынок
резервов
Market
Эл.станция
Резервные без контрактов
предложения
GME
Предложения снабжения
Свободные
потребители
Двусторонние контракты
Эл.станции с
двусторонними
контрактами
Организованный оптовый рынок
электроэнергии
• Рынок на день вперед
- Зональные цены (сторона предложения)
- Единая национальная цена усредненная по зональным ценам
(сторона спроса)
- Системная предельная цена
• Корректирующий рынок
- Зональные цены - сторона спроса и предложения
- Системная предельная цена
• Балансирующий рынок
- Рынок для управления перегрузками, операционного резерва
и балансирования в реальном времени
- Плати как делаешь заявку
- Обязателен для всех генерирующих блоков, которые
соответствуют техническим требованиям, установленным
TSO
• Другие вспомогательные услуги, не поставляемые через
рыночные механизмы (например, первичный резерв, реактивная
энергия, прерываемые нагрузки, отказ от нагрузки, запуск из
полностью обесточенного состояния и т.д.)
15
Энергетический рынок на день вперед:
Определение количеств и цен
по предельной цене системы
Кривая спроса
Клиринговая цена
Кривая
предложения
Плановое
количество
Плата за передачу
- Тарифы, определенные регулирующим органом по
предупреждающему принципу и обновляемые каждые 4
года (но каждый год для капитальных затрат)
- Плата за передающую мощность:
- Покрывает капитальные затраты, износ и операционные
затраты
- Капитальные затраты рассчитываются на основании
- Сметной RAB, используя стандартный метод затрат
- WACC, полученной по модели CAPM (6,7%)
- Износ рассчитывается по прямолинейному методу на 35 лет
для линий, 20 лет для трансформаторных станций
- Операционные затраты подвергаются ценовому пределу
RPI-X+Y (X=2?5%)
- Плата по методу почтовой марки
- Дифференцирована по времени (F1,F2,F3.F4 циклы)
Более пристальный взгляд на плату
за передачу
- Дополнительная плата за перегрузку
-
-
-
-
Ноль, если нет перегрузки
В случае перегрузки (всегда) страна разделяется на
ценовые зоны, согласно основным ограничениям по
передаче (см. рисунок)
Трейдер оплачивает разницу между
средневзвешенной национальной ценой и ценой в
зоне, где расположен производитель
Затем дополнительная плата перекладывается на
потребителя
Рента по перегрузкам используется для снижения
тарифов за мощность
результат: все потребители платят национальную
среднюю цену, в то время как цена, полученная
производителями, варьируется в зависимости от зон
Основные ограничения на передаче
Энергетический рынок на день вперед
Механизм расщепления рынка
Потоки
сопоставимы
с доступной
передающей
мощностью?
ДА
Единая
национальная
цена
НЕТ
Энергетические
потоки
между
зонами
Расщепление
рынка
Графики
Национальные
графики
закачки/отбора
закачки/отбора,
соответствующие
имеющейся
передающей мощности
Цена
импортирующей
зоны
>
Цена
экспортирующей
зоны
Зональные
цены
продажи
Единая
цена
закупки
Пример расщепления рынка
Несвободный рынок: Регулирование AU
(единый покупатель) и распределителей
•
AU (единый покупатель) отвечает за снабжение электроэнергией
несвободного рынка. Он должен покупать электроэнергию на
наилучших условиях и должен хеджировать рыночные цены
посредством долгосрочных контрактов (физически и CfD).
•
Затраты распределителей переносятся на поставщиков
электроэнергии на несвободном рынке (и затраты
диспетчеризации, и стоимость энергии). Они возмещают все эти
затраты за счет конечных потребителей.
-
Бытовые потребители (21 % рынка) – несвободны и,
следовательно, отличаются от коммерческих потребителей (не
могут выбирать поставщиков)
-
Их тариф регулируется, един для всей страны, обновляется
каждые три месяца с учетом стоимости энергии и отражает:
– Затраты AU по оптовому приобретению энергии
– Затраты передачи и распределения
– Среднюю регулируемую стоимость снабжения
СРЕДНЯЯ ЦЕНА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ: ФРАНШИЗНЫЕ ПОТРЕБИТЕЛИ (МАРТ 2003)
(11,72 евро центов/кВтч)
0,92 (78,6%)
4,61* € центов/кВтч
ЗАТРАТЫ НА ТОПЛИВО
Возобновляемые как Cip6
39,3%
0,05 (4,2%)
Вывод из эксплуатации АЭС
0,03 (2,6%)
R&D
Levy
4,78 € центов/кВтчh
40,8%
ПОСТОЯННЫЕ ЗАТРАТЫ
Генерация, передача,
распределение
2,18 (45,6%)
распределение
0,34 (7,1%)
передача
2,26 (47,3%)
генерация
9,9%
1,16 € центов/кВтч
НАЛОГООБЛОЖЕНИЕ
Неокупаемые
затраты
0,03 (2,6%)
Интеграция в мелкие
изолированные систем
1,17 € cents/kWh
10,0%
0,14
(12%)
Насколько успешным был первый период регулирования?
Средние тарифы для несвободных потребителей, 1998-2004
cent/kWh
12,00
10,00
8,00
fuel costs
special
costs
non-fuel
costs
6,00
4,00
2,00
20
04
II
I
I
V
20
03
I
II
I
V
20
02
I
II
I
V
20
01
I
II
I
V
20
00
I
II
I
V
19
99
I
II
I
V
I
19
98
0,00
Тарифы выросли, но немного снизились
без учета цен на топливо
Тарифы: цена электроэнергии в
сравнении с ценой нефти
180
160
ЦЕНА НЕФТИ
numeri indice (III bim 1997=100)
140
120
100
ЦЕНА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
80
60
40
97
may
98
99
00
01
02
03
gen
gen
gen
gen
gen
gen
Структура рынка
Доля основных электрических компаний в чистом выходе продукции, 2003
Enel Group
49,4%
Edison Group
12,3%
Edipower
7,5%
Endesa Italia
6,4%
Tirreno Power
2,3%
Enipower
2,0%
ERG Group (ISAB Energy + ERG)
1,8%
Sarlux
1,6%
AEM Milano
1,3%
CVA Group
1,0%
Centro Energia (Foster Wheeler)
0,7%
ASM Brescia
0,6%
AEM Torino
0,5%
Cartiere Burgo
0,5%
Apienergia
0,5%
Elettra GLT - GLL (Lucchini)
0,5%
Acea-Electrabel
0,4%
IVPC Group
0,3%
AGSM Verona
0,3%
Other generators
9,9%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
Source: Data provided by operators.
Очень высокий уровень концентрации рынка
45%
50%
Мониторинг рынка
• Мониторинг рынка и оценка смягчения рыночной
власти
• Мониторинг необходим на этапе перехода
(сотрудничество с Антитрастовым органом):
- Рыночные индексы (например, индекс
концентрации Хиршмана-Герфиндаля, индекс
неустойчивости, индекс средних цен)
- “основные” индексы (стратегическое поведение
участников рынка)
• Регулирующие действия не могут дать тот же
эффект, что более конкурентная структура рынка
• Предел заявок: (500 Евро/МВтч) единый для всех
электростанций, дающих заявки на энергетической
бирже
• Контракт на разницу для хеджирования рыночных
цен
Злоупотребление рыночной властью
- Ненормальные скачки цен  расследования
(2004) и совет Антитрастовому Агентству
- Злоупотреблению рыночной властью со стороны
ENEL способствовало:
- Доминирующее положение на рынке генерации
- Доминирующее положение на последующем рынке (на
национальном уровне и на единых местных рынках)
- Сотрудничество других участников
- Виртуальные электростанции
Основной анализ
Пример основного анализа
Север
Юг
Сицилия
Сардиния
Источник: MO
% часов с 1 или % часов, когда необх. опер.
более необх.
операт.
A
B
C
D
94
6
0
1
94
100
0
0
0
100
93
0
0
0
93
28
62
19
0
64
DR z , h  Dz , h  Imp max, h  0
Где:
DRz,h - “остаточный спрос” гипотетического монополиста для зоны “z” в час “h”
Dz,h – общий спрос на электроэнергию для зоны “z” в час “h” (без импортируемой
из-за рубежа мощности)
Impmax,h
– максимальный объем потенциальных потоков энергии, прибывающих
A, B, C, D: остаточные операторы.
в зону “z” в час “h” из соседних внутренних зон (т.е. с Севера в Центральный север;
из Центра на Юг и т.д.)
Ликвидность рынка
Ликвидность энергетического рынка Италии в сравнении с ликвидностью
европейских энергетических рынков (%)
85*
90
80
65
70
60
50
40
28
30
20
11
9
2
10
0
OMEL
IPEX
Nood Pool
APX
EEX
PowerNext
*Обязательное участие
2
NETA
2
EXAA
Пул и двусторонние контракты
Энергия, продаваемая в пуле по "Sistema Italia" (ТВтч)
Пул
Добавочный пул
30
25
8,9
20
15
19,8
16,6
17,9
18,1
16,0
19,1
18,2
19,3
18,8
10
5
7,4
6,8
7,1
8,5
Апрель
май
июнь
июль
7,4
7,3
август
Сентябрь
8,3
6,9
9,1
17,9
16,8
Январь
Февраль
7,7
0
Источник: Данные, представленные MO.
Октябрь Ноябрь
декабрь
Некоторые позитивные результаты
Некоторые позитивные результаты
Ipex (Энергетическая биржа Италии):
закупочная цена MGP (PUN)
Полная либерализация снабжения
- К 2007 году все потребители будут свободными
- Готов ли рынок?
- Будет ли справочный тариф/ гарантирующий
поставщик?
- Роль регулирующего органа развивается с ходом
времени