Развитие рынков в электроэнергетике

Развитие рынков в
электроэнергетике
Руководитель Департамента рынка
Центра управления реформой
РАО “ЕЭС России”
Ширяева Л.В.
г.Москва
31 марта 2008г.
Где и какие рынки
Оптовый рынок + розничные рынки
Конкурентные регионы (“ценовые зоны”) – Eвропа, Урал, Сибирь ~ 90-95% всей
производимой э/э реализуется через оптовый рынок
Неценовые зоны – Дальний Восток, Kоми, Архангельск, Kaлининград
НЕТ оптового рынка э/э, есть только розничные рынки
Изолированные регионы – Сахалин, Kaмчатка… (итого 7)
Kaлининград
Изолированн.
регионы
оптовый рынок
э/э отсутствует
Архангельск
Москва
Eвропа
Коми
Урал
Сибирь
Дальний
Восток
2
Субъектный состав
Оптовый сегмент рынка
Совет рынка
ОГК, ТГК,
иные
производители
Торговая
площадка
АТС
СО
покупка
продажа
ЭСК
ФСК
Крупные
потребители
РСК
ГП ГП
Розничный сегмент рынка
Потребители
Розничная
генерация
С 1 апреля НП «АТС» преобразуется в 2 организации:
НП «Совет рынка»
Коммерческий оператор рынка (ОАО «АТС):
100% ДЗО Совета рынка
Услуги тарифицируются ФСТ РФ (~ 0.6 руб./Мвтч)
3
Совет рынка
Обязательное членство всех субъектов оптового
рынка
Высший коллегиальный орган управления –
Наблюдательный Совет:
 Принимает основные решения (по регламентам
оптового рынка и по бюджету)
 Включает 20 человек:
 По 4 представителя покупаталей и продавцов
 4 представителя инфраструктурных организаций
(СО, ФСК, СР, АТС)
 8 представителей государства
Новый Наблюдательный Совет и Правление –
годовое общее собрание – май- июнь с.г.
4
Функции Совета рынка
 Создание методологической и технологической основы оптового рынка:


Предложения по изменению законодательства, регламенты оптового рынка, юридическое
сопровождение функционирования рынка
Обеспечение совместимости и целостности информационной системы оптового рынка (СО +
АТС + ЦФР)
Ценовой мониторинг и анализ функционирования оптового и розничных рынков;
Статистика, аналитика, раскрытие информации о работе рынков
Обеспечение взаимосвязи между оптовым и розничным рынками
Контроль исполнения правил и регламентов оптового рынка инфраструктурой и
участниками;
 Участие в формировании и развитии системы антимонопольного контроля;
 Участие в формировании стратегии развития отрасли:













развитие модели рынка и проектирование новых рынков (вкл. Создание нормативной базы);
развитие инфраструктуры рынка;
развитие электроэнергетической отрасли и инвестиции (в т.ч. участие в формировании
Генсхемы)
вопросы планирования и прогнозирования в электроэнергетике;
система государственного регулирования отрасли;
Вопросы взаимодействие с сопряженными рынками
Сопровождение международных проектов в электроэнергетике
Вопросы теплоснабжения
Проектирование рынков топлива
5
Система рынков
Либерализованный
Рынок мощности
2008
Рынок
системных
услуг
2008
Единый рынок с
зарубежными
энергосистемами,
трансграничная
торговля
Конкурентный
оптовый
рынок
электроэнергии
с 1.09.2006
Либерализованная
трансграничная торговля
2008-2009гг.
Либерализованные
розничные рынки
с 1.09. 2006
Рынок
производных
финансовых
инструментов
Рынок
финансовых прав
на передачу
 Сейчас – либерализуемый рынок электроэнергии и на 100%
регулируемый рынок мощности (~ 40-50% всего рынка)
 ! Основная задача – синхронизировать либерализацию рынка
электроэнергии и рынка мощности
6
Развитие рынка электрической
энергии и мощности
НОРЭМ
Целевая модель – конкурентный
рынок
Электроэнергия
! Конкурентная торговля
после выхода
постановления
Правительства
Необходимо: синхронная
либерализация торговли э/э и
мощностью
01.01.11
01.07.10
01.01.10
Производство/потребление
80% 100%
2007 г.
60%
50%
30%
25%
15%
5% 10%
01.07.09
Регулируемые
договоры (тариф)
Свободные
двусторонние
договоры
населению
01.01.09
Мощность
Рынок на сутки
вперед
! За исключением продажи
01.07.08
Балансирующий рынок
(1 января и 1 июля)
2011г. – 100% торговля э/э по
конкурентным ценам (и на оптовом и
на розничном рынке)
01.01. 08
Регулируемые
договоры
(оплата по
тарифу)
Обязательное снижение объемов
регулируемых договоров два раза в год
01.07. 07
Свободные
двусторонние договоры
Электроэнергия
01.01. 07
Рынок на сутки
вперед
Балансирующий
рынок
Мощность
Конкурентный рынок
мощности
7
Временная шкала
 Торговля мощностью по итогам конкурентных отборов,
проводимых на 4 – 6 лет вперед (2012г. и далее) –
целевая модель рынка мощности
 Ежегодная торговля мощностью до 2012 г. (с 2008г. по
2011г.) – переходная модель рынка мощности:
 По регулируемым ценам – в рамках двусторонних
регулируемых договоров (уже есть сейчас!!!)
 По свободным ценам:
• в рамках по стандартизованных договоров, заключаемых в
процессе биржевой торговли
• по результатам ежегодных конкурентных отборов мощности,
проводимых СО на основе ценовых заявок поставщиков
8
Ценовая картинка в рынке э/э
1 400
средневзвешенная цена за сутки по первой ценовой зоне
средневзвешенная цена за год, первая ценовая зона
средневзвешенный тариф на э/э, первая ценовая зона
средневзвешенная цена за сутки по второй ценовой зоне
средневзвешенная цена за год, вторая ценовая зона
средневзвешенный тариф на э/э, вторая ценовая зона
1 200
руб./МВт.ч.
1 000
Резкое снижение
температуры
800
Изменение
топливной
структуры
Cнижение
температуры
Запланированное
снижение поставок
лимитного газа
600
400
Уменьшение дешевого
предложения (снижение
водности ГЭС, ремонты
АЭС)
200
0
сутки
13579111315171921232527293124681012141618202242628246810121416182022 4262830135791113151719212325272913579111315171921232527293124681012141618202242628302468101214161820224262830135791113151719212325272931246810121416182022426283024681012141618202242628301357911131517192123252729135791113151719212325272931246810121416182022 426283013579111315171921232527292468101214
янв.07
апр.07
сен.07
июл.07
май.07
мар.07
фев.07
июн.07
авг.07
ноя.07
окт.07
янв.08
дек.07
мар.08
фев.08
9
Региональные ценовые
различия
 Региональные различия в нерегулируемых ценах на э/э
(из-за «узких мест» в сети и потерь):
 Цены в респ. Северного Кавказа > средних по 1-ой ЦЗ;
 Цены в Мурманске < средних
Пример нерегулируемых цен на э/э на оптовом рынке
январь 2008, руб./МВтч
1600
ОЭС
СевероЗапада
1400
1200
1000
800
ОЭС Юга
ОЭС Центра
ОЭС Урала
ОЭС Сибири
ОЭС Средней
Волги
600
400
10
Розничные
рынки
11
Параллельная либерализация
оптового и розничных рынков
Оптовый рынок
Поставка по РД (по тарифам)
Либерализованные
объемы
Нерегулируемая цена
оптового рынка
Регулируемая цена оптового рынка
Гарантирующий поставщик
Население
Регулируемая цена =
Нерегулируемая цена =
регулируемая цена
оптового рынка +
сетевой тариф +
инфраструктура + сбытовая
надбавка ГП
нерегулируемая цена
оптового рынка +
сетевой тариф +
инфраструктура + сбытовая
надбавка ГП
Потребители розничных рынков
12
Статистика «трансляции»
Объемы «трансляции» по регионам (% от фактического потребления) январь 2008г.
Минимальный объем
«трансляции»
Максимальный объем
«трансляции»
Средний объем
«трансляции»
1-ая ценовая зона
менее 0,5%
~26%
~15%
2-ая ценовая зона
менее 0,5%
~13%
~10%
Региональные различия в размере трансляции:
 Весь прирост фактического потребления против зафиксированного в
прогнозном балансе 2007 года (в том числе прирост потребления в 2008г.) –
по нерегулируемым ценам
 Весь прирост потребления населения против зафиксированного в
прогнозном балансе 2007 года – увеличение доли трансляции другим
потребителям
! Величина трансляции обязана быть на сайтах ГП
13
ОАО «Колэнергосбыт» - удачный
Internet - сайт по трансляции
На сайте представлен подробный расчёт доли поставки по регулируемым ценам, а
также расчёт предельных уровней нерегулируемых цен в таблицах «Exсel»
Расчет доли фактического потребления, поставляемого по
регулируемым ценам на розничном рынке, по ОАО
"КОЛЭНЕРГОСБЫТ" за февраль 2008 года
(по приложению к приказу ФСТ по тарифам от 21 августа 2007 г. № 166-э/1)
№ п/п
показатель
ед. изм.
Значение
объем покупки электрической энергии
по регулируемым ценам на оптовом
рынке( объем РД без 3% потерь)
тыс. кВтч.
875 600,392
2
объем электрической
энергии,приобретенный у крупного
производителя ( ТГК-1)
тыс. кВтч.
156,400
10
объем электрической
энергии,поставленный
покупателям,присоединенная
мощность которых превышает 750 кВА
за текущий период 2008 г..
тыс. кВтч.
факт 2008
ГП
VРД
1
-
круп
V рег
,g
11
V
Показатель
806 960,492
Расчет коэффициента β
0,8547
14
Начальник ФЭО
В. А. Губинский
Гарантирующие поставщики
В Федеральный информационный реестр Гарантирующих поставщиков
(ФСТ России) внесено ~ 350 ГП, из них:
~ 100 - субъекты оптового рынка (т.н. ГП первого уровня)
~ остальные - должны стать субъектами ОРЭ (т.н. ГП второго
уровня), кроме ГП на изолированных территориях
!
Постановление Правительства РФ № 996 от 28.12.2007 «О внесении
изменений в …постановления Правительства РФ по вопросам
организации деятельности ГП»
 ГП второго уровня обязаны начать покупку э/э на ОРЭ с 1 января любого
года, но не позднее 1 января 2010 года (п. 40 ПРР)
 если ГП второго уровня не начинает покупку э/э на ОРЭ с 1 января 2010
года – лишается статуса ГП, а его зона деятельности включается в зону
деятельности ГП первого уровня (п. 40, 55 ПРР)
15
Про конкурсы на статус ГП
!
Постановление Правительства РФ № 996 от 28.12.2007 (п. 2 ПП 996)
 первый ОЧЕРЕДНОЙ конкурс на ГП – не ранее 2010 и не позднее 2012 года
 решение о проведении конкурса – до 25 апреля года проведения конкурса
!
 победитель конкурса должен приступить к выполнению функций с 1 января года,
следующего за годом проведения конкурса.
 МПЭ + ФАС + ФСТ до 1 мая 2008 года должны утвердить правила проведения
внеочередных конкурсов на статус ГП (п. 3 ПП 996)
 МПЭ + ФАС + ФСТ до 1 сентября 2009 года должны утвердить правила проведения
очередных конкурсов на статус ГП (п. 3 ПП 996)
ПРР + ПП № 996 от 28.12.2007г.
!
 Если РЭК (РСТ) выявляет :
 ухудшение одного из показателей фин.состояния ГП от указанных в ПРР
 нарушения ГП иных обязательств по п. 33 ПРР
 То РЭК (РСТ) направляет уведомление (п. 44 ПРР) :
 ГП об устранении нарушений (восстановление фин.показателей по истечения квартала (но не
ранее 30 дней), устранение иных нарушения до 15 дней.
16
 в ФСТ о необходимости проведения внеочередного конкурса с приложением
обосновывающих документов
Платеж потребителей за
электроэнергию (мощность)
Кто и как
устанавливает
Составляющие
цены(тарифа)
Регулируемые цены (тарифы) – ценовые и
неценовые зоны
Свободные цены –
ценовые и неценовые зоны
Оптовый рынок
Электроэнергия
Устанавливает ФСТ России
Мощность
+
Сетевые
организации
Инфраструктурные организации
(СО, АТС, до 1 июля 2008г. -РАО)
+
Сбытовая надбавка
(для ГП)
Конечный тариф
(цена)
•Рынок на сутки вперед
•Свободные двусторонние
договоры
После выхода Правил рынка
мощности
•Ценовые заявки в КОМ
•Цены в свободных договорах
Инфраструктура
Инфраструктура
•Тариф ФСК ЕЭС – устанавливает ФСТ России
•Тарифы РСК – устанавливает РЭК по котловому принципу (с
июля 2008 года для пилотных проектов по принципу RAB) +
• Тарифы за присоединение
Устанавливает ФСТ России
Розничный рынок
После конкурса –
До первого конкурса на получение статуса нерегулируемая, по рез-там
ГП - РСТ
конкурса
Регулируемые тарифы: в пределах,
установленных ФСТ России
17
Нерегулируемые цены:
Сумма всех составляющих
Задачи по совершенствованию
ценообразования
Перекрестное субсидирование между группами
потребителей
Тариф на услуги за передачу
Плата за технологическое присоединение к
сетям производителей и потребителей
Тяжелая, особая ситуация в части регионов
Северного Кавказа (Чечня, Дагестан,
Ингушетия) – государственная поддержка
против программы снижения коммерческих
потерь
18
Перекрестное субсидирование –
предложения РАО «ЕЭС России»
Двухступенчатый тариф для населения:
 «социальный» на «общую» часть потребления э/э
 экономически обоснованный – на другую часть
потребления в рамках объемов 2008 года
Весь прирост потребления населения сверх
объемов 2008 г. – по нерегулируемым ценам,
как и всем другим потребителям
Разница между социальным тарифом и
экономически обоснованным – субсидии из
бюджета
Сетевой тариф – без перекрестки!!!
19
Текущая система тарифов на услуги
по передаче
 ФСК:
 две ставки: на содержание (по заявленной мощности) и на нормативные
потери
 из стоимости услуг вычитается стоимость нагрузочных потерь, учтенных в
ценах РСВ
 покупает всю э/э на потери на оптовом рынке по регулируемым ценам
 РСК:
 Двуставочный либо одноставочнй тариф на передачу
 «матрешка» (НВВ включает стоимость услуг всех «вышестоящих» сетей)
 «котловой» тариф (с 2008 г. – обязателен) - единый тариф для всех
пользователей услуг на одном уровне напряжения вне зависимости от
собственника сети
 из общей стоимости услуг вычитается стоимость нагрузочных потерь,
учтенных в ценах РСВ
 покупают часть потерь по нерегулируемой цене - что не отражено ни в
метод. указаниях, ни при установлении тарифов на передачу!!!
 ! нет трансляции стоимости покупки потерь по нерегулируемой цене на
пользователей услуг
20
Переход на новую систему тарифного
регулирования сетей




RAB
СЕЙЧАС - Ежегодный Сетевой тариф по методу «затраты +»
ПЛАНИРУЕТСЯ – Долгосрочный тариф с учетом доходности на
инвестированный капитал (RAB) и выполнения показателей эффективности
и надежности
Период регулирования – > 5 лет (3 года – переходный период)
Выручка на период регулирования:



OPEX (с учетом задания регулятора о сокращении издержек - фактор Х),
CAPEX (на основании согласованных инвестиционных программ)
возврат на инвестированный капитал (RAB)
ежегодные корректировки - изменения «объективных» показателей
Вопросы для обсуждения:
 На какую базу устанавливать тариф - мощность (и какая?), э/э, «смесь»
мощности и э/э
 Механизмы трансляции нерегулируемой стоимости потерь

21
Технологическое присоединение к
сети
Для потребителей
 «Стандартная плата»:
 Для потребителей на уровне напряжения < 35 кВ и мощности <
10000 кВА
 Дифференциация по уровню напряжения и объему мощности
 Примеры: ОАО «Псковэнерго» - 6 руб./кВт, ОАО «МОЭСК» - 102 338
руб./кВт
 «Индивидуальная плата» - I - для относительно крупных
потребителей, вошедших в инвестпрограмму сети
 «Индивидуальная плата» - II (для всех, не вошедших в
инвестпрограмму)
 Проблемы:
 непрозрачность процедуры технологического присоединения
 непрозрачность в определении платы
 долгий срок технологического присоединения, необоснованные
отказы в присоединении
22
! Для генераторов процедура не отработана вообще
Технологическое присоединение –
что хотим







ДЛЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ:
Четкий «публичный» бизнес-процесс со сроками, начиная от подачи заявки
на и заканчивая выполнением договора
Невозможность отказа в подключении
Стандартизированные ставки для потребителей менее 750кВА. Критерии
исключительных случаев, когда устанавливается индивидуальная плата
ДЛЯ ГЕНЕРАТОРОВ:
Четкий бизнес-процесс со сроками. Сетевая организация - «одно окно»
Плата определяется до реальной схемы выдачи мощности, на основе
стандартных технических решений
Стандартизированные ставки для всех мероприятий по технологическому
присоединению
ДЛЯ СЕТЕВОЙ ОРГАНИЗАЦИИ:
Расходы на технологическое присоединение потребителей и генерирующих
объектов возмещаются из двух источников – платы за технологическое
присоединение и тарифа на передачу.
23
Что уже сделано в РАО «ЕЭС России»
 Разработаны и утверждены Правлением РАО «ЕЭС России»:

Типовой договор об осуществлении технологического присоединения
энергоустановок к электрическим сетям
 Документы, стандартизирующие и «опрозрачивающие» процесс
присоединения генерации к сети:
 Стандарт «Определение предварительных технических решений
по выдаче мощности» (автор СО)
 Стандарт «Нормативные сроки работ по проектированию,
строительству и реконструкции подстанций 35 – 750 кВ и
воздушных линий электропередачи напряжением 6, 10 – 750 кВ»
(автор ФСК)
 Стандарт «Укрупненные показатели стоимости сооружения
подстанций 35 – 750 кВ и воздушных линий электропередачи
напряжением 6, 10 – 750 кВ» (автор ФСК)
 На финальной стадии разработки аналогичные
документы по присоединению потребителей
24
Что необходимо сделать
 Порядок определения упрощенных технических решений
– Минпромэнерго
 Изменение метод. Указаний ФСТ РФ с возможностью
устанавливать плату за присоединение на основании
упрощенных технических решений и
стандартизированных ставок
 Разработка Положения Минпромэнерго по порядку
взаимодействия поставщиков, СО и сетевых
организаций в процессе тех.присоединения с
приложениями:
 Порядок определения нормативных сроков
 Типовой договор на технологическое присоединение
25