Издание награждено почетным дипломом конкурса
на лучшее печатное издание,
посвященное 20-летию Электроэнергетического Совета СНГ
Современная рыночная
электроэнергетика
роССийСкой Федерации
Москва, 2012
УДК 621.316
ББК 31.29
П95
«Современная рыночная электроэнергетика российской Федерации». –
М.: АНО «Учебный центр НП «Совет рынка», – 368 c.
ISBN 978-5-4253-0343-1
Настоящее учебное пособие знакомит читателя с экономическими и техническими основами электроэнергетики в Российской Федерации. В пособии представлена история развития и современная структура
электроэнергетической отрасли, сформулированы базовые принципы процесса производства электрической энергии, подробно описаны механизмы торговли электрической энергией и мощностью, предусмотренные законодательством Российской Федерации, приводится анализ международного опыта в сфере
электроэнергетики.
авторский коллектив
(в скобках приведены номера разделов)
Аксенов К. В. (18)
Андреева Е. В. (5)
Борисов Ю.А. (3)
Борохов В. А., Ph.D. (10, 13)
Бондаренко Н. В. (15)
Васильева О. Г. (11)
Горбатенко О. В. (16)
Григорьева Е. В. (10)
Громов Р. Е. (17)
Губер А. В. (11)
Капырин С.И. (3)
Коротченко В. В., к.т.н. (4)
Кузьмин Д. В. (9)
Максимов А. Г. (15)
Николаев А.Г. (3)
Попова Е. Г. (11)
Стороженко О. И. (3,18)
Трушина О. К. (16)
Усман Е. Ю., к.ф.-м.н. (6, 7, 11)
Федорова Е. В. (8, 14)
Филатов С. А., к.э.н. (12, 15)
Шалаев А. В. (1, 2)
Эрдыниев А.А. (12)
Под общей редакцией
Жолнерчик С.С., к.э.н.
ISBN 978-5-4253-0343-1
© АНО «Учебный центр НП «Совет рынка», 2012
От редактора
Уважаемые читатели!
Вашему вниманию предлагается Учебное пособие, в котором описан статус и основные направления
развития современной рыночной электроэнергетики. Содержание соответствует структуре Базового курса
«Функционирование рынков электроэнергии РФ» Учебного центра НП «Совет рынка», материалы также
используются в качестве Учебного пособия 72-часового Курса повышения квалификации «Рынки электрической
энергии и мощности» Учебного центра.
Основное внимание в предлагаемом издании уделено, безусловно, работе и развитию российских
рынков электроэнергии и мощности. Но понимание идеологии и моделей, на которых основана работа рынков,
невозможно без освоения технологических и юридических основ электроэнергетики, знакомства с мировыми
тенденциями развития отрасли. Поэтому авторы постарались максимально доступно и комплексно представить
информацию о различных аспектах электроэнергетики.
Современная структура отрасли сформировалась в первом десятилетии XXI века, но в материалах Пособия
кратко представлена история развития электроэнергетики ХХ века – технологические и организационные
аспекты отрасли.
Роль и место электроэнергетики в экономике России характеризуется, с одной стороны, предложением
электроэнергии, мощности и тепла, поэтому структура, объем генерации, характеристика крупнейших
станций представлены в соответствующем разделе. С другой стороны, разбираются отраслевые затраты на
электроэнергию, структура и объемы потребления.
Идеология составления учебного пособия предполагает комплексную характеристику отрасли, поэтому
авторы системно представили технологические основы электроэнергетики по всему производственному циклу
– от разных типов станций и сетей до управления режимами в энергосистеме.
Большое значение в работе любой отрасли, особенно инфраструктурной, имеет регуляторная среда. В
электроэнергетике система регулирования включает не только нормативные правовые акты федерального
уровня, но и договор о присоединении к торговой системе оптового рынка. Несмотря на сложность и
многоплановость сложившейся системы, знакомство с текстом соответствующего раздела позволит читателю
в ней разобраться.
Отдельный раздел пособия посвящен организационной структуре отрасли. Площадка, на которой
складываются экономические отношения между субъектами отрасли, обычно называется рынком
электроэнергии. Но авторы – эксперты в этой области - подробно, в доступной форме, изложили основы
организации системы рынков – от оптового и розничного до рынка мощности и системных услуг. Каждому
элементу этой многогранной системы посвящен отдельный раздел Пособия, в котором представлены все
аспекты каждого элемента рынка: субъекты, система соответствующих договоров, организация торговли,
ценообразование, финансовые расчеты. Особое внимание уделено коммерческому учету.
Система рынков электроэнергии и мощности стала ключевой частью экономических отношений
в электроэнергетике, поэтому для формирования у читателя объема знаний, позволяющих свободно
ориентироваться в отраслевой проблематике, Пособие включает разделы о прогнозировании цен и объемов,
анализ информационных ресурсов, а также исследование мирового опыта развития рынков и международного
сотрудничества в этой области.
Пособие рассчитано на широкий круг читателей, которых интересует состояние и развитие одной из
базовых инфраструктурных отраслей мировой экономики.
3
Содержание
Содержание
раздел первый. развитие электроэнергетики: ХХ – ХХI вв. .......................................................................... 9
1900 – 1917 год .......................................................................................................................................... 10
1917 – 1991 год ............................................................................................................................................ 12
1990е – 2000е годы ...................................................................................................................................... 14
Современная структура электроэнергетической отрасли ........................................................................ 16
История формирования рынка электрической энергии ............................................................................ 19
раздел второй. роль и место электроэнергетики в экономике россии ...................................................... 21
Структура и объемы генерации в России .................................................................................................. 22
Крупнейшие электростанции России ........................................................................................................... 24
Структура и объемы потребления в России ............................................................................................... 26
Затраты на электрическую энергию по отраслям ....................................................................................... 28
раздел третий. развитие электроэнергетики в мире ..................................................................................... 31
Место электроэнергетики России в мире ............................... …………………………………………………..32
Производство электроэнергии и состояние электроэнергетического комплекса России в
сравнении с зарубежными странами ............................. ………………………………………………….32
Развитие электроэнергетики:
основные тренды и состояние электроэнергетического комплекса России ............................................. 34
Экономические преобразования в электроэнергетике: дерегулирование, либерализация,
приватизация …………… .................................................................................................................... 34
Структурные преобразования в электроэнергетике – разделение по видам деятельности
и регулирование ................................................................................................................................ 36
Перспективные технологии в зарубежной электроэнергетике……….............................................. 38
Технологические преобразования (тенденции развития), в том числе на основе ВИЭ ................ 39
Интеллектуальные энергосистемы и технологии хранения электроэнергии ………… ................... 40
Рынки электроэнергии в сопредельных зарубежных энергосистемах …………… .................................... 42
Статус рынков электроэнергии в сопредельных энергосистемах на май 2012 года ….. ............... 42
Перспективные проекты интеграции рынков электроэнергии ....................................................... 44
раздел четвертый. технологические основы электроэнергетики ............................................................... 47
Электрические станции ............................................................................................................................... 48
Тепловые электростанции ................................................................................................................ 50
Атомные электростанции .................................................................................................................. 53
Гидравлические электростанции ..................................................................................................... 56
Гидроаккумулирующие электростанции .......................................................................................... 58
Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии ............................................................... 60
Передача и распределение электрической энергии .................................................................................. 64
Передача и распределение электрической энергии, энергосистема ............................................. 64
Электрические сети .......................................................................................................................... 66
Объекты электросетевого хозяйства ............................................................................................... 68
Режимы работы энергосистемы и управление ими .................................................................................... 70
Системный оператор .......................................................................................................................... 70
Принципы управления режимами. Функции диспетчеров ................................................................ 72
Аварийный режим энергосистемы ..................................................................................................... 74
раздел пятый. основы регулирования электроэнергетики .......................................................................... 79
Нормативная правовая база ......................................................................................................................... 80
Структура нормативного правового регулирования ........................................................................ 80
Структура федерального закона «Об электроэнергетике» ............................................................. 82
Основополагающие акты Правительства Российской Федерации . ............................................... 84
Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка . .................................................... 86
Государственное регулирование и контроль................................................................................................ 88
Основные функции федеральных органов власти в электроэнергетике ....................................... 88
раздел шестой. организационные основы электроэнергетики .................................................................. 91
Субъекты электроэнергетики ....................................................................................................................... 92
Субъекты электроэнергетики и основы организации отношений в электроэнергетике ................ 92
Инфраструктурные организации электроэнергетики .................................................................................. 94
Организации технологической инфраструктуры ............................................................................. 94
Функционирование коммерческой инфраструктуры оптового рынка ............................................ 96
раздел седьмой. организация экономических отношений в электроэнергетике .................................... 99
Система рынков в электроэнергетике ...................................................................................................... 100
Двухуровневая система рынков в электроэнергетике ................................................................. 100
Оптовый рынок электрической энергии (мощности). Система рынков ....................................... 102
4
Содержание
Основные характеристики рынков и товаров .......................................................................................... 104
Рынок электрической энергии ........................................................................................................ 104
Рынок мощности и рынок системных услуг .................................................................................. 106
Взаимосвязь рынков в электроэнергетике ............................................................................................... 108
Взаимосвязь рынка электрической энергии и рынка мощности ................................................. 108
Экономическая взаимосвязь рынка электрической энергии и рынка мощности ....................... 109
Взаимосвязь оптового рынка и розничных рынков ...................................................................... 110
раздел восьмой. оптовый рынок. Субъекты оптового рынка .................................................................... 113
Получение статуса субъекта оптового рынка .......................................................................................... 114
Процедура получения статуса субъекта оптового рынка, участника обращения
электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке ....................................................... 114
Требования к заявителю .................................................................................................................. 117
Процедура согласования ................................................................................................................ 119
Группы точек поставки на оптовом рынке .................................................................................................. 120
Право на участие в торговле на оптовом рынке ....................................................................................... 122
Получение права на участие в торговле на оптовом рынке........................................................... 122
Прекращение участия в торговле и лишение статуса субъекта .............................................................. 124
Порядок прекращения покупки (продажи) электрической энергии и мощности
на оптовом рынке .............................................................................................................................. 124
Порядок лишения статуса субъекта оптового рынка и исключение из реестра субъектов ........ 126
Новое положение о порядке получения статуса субъекта оптового рынка ............................................. 128
Цели и принципы нового положения ............................................................................................... 129
раздел девятый. обращение электрической энергии и мощности
в объемах потребления населения ................................................................................................................ 131
Нормативная база регулируемых договоров ........................................................................................... 132
Нормативные основы регулируемых договоров ............................................................................. 133
Формирование регулируемых договоров ................................................................................................. 134
Субъекты оптового рынка, участвующие в формировании регулируемых договоров .............. 134
Параметры, использующиеся при формировании регулируемых договоров ............................. 136
Производные параметры регулируемых договоров ...................................................................... 139
Бизнес-процесс утверждения регулируемых договоров. Расчет матрицы прикрепления ......... 140
раздел десятый. оптовый рынок. организация торговли электрической энергией ............................ 143
Рынок «на сутки вперед» ............................................................................................................................ 144
Выбор состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО) ......................................... 144
Рынок «на сутки вперед», основные бизнес-процессы ................................................................. 146
Обработка коммерческим оператором ценовых заявок участников ............................................ 148
Ценообразование на рынке «на сутки вперед» ............................................................................. 150
Особые случаи ценообразования на рынке «на сутки вперед» ................................................... 152
Свободные двусторонние договоры ............................................................................................... 154
Оплата сторонами СДД стоимости потерь и системных ограничений ......................................... 156
Оплата разницы узловых цен по СДД ............................................................................................. 157
Предварительный стоимостной небаланс РСВ............................................................................... 158
Балансирующий рынок ................................................................................................................................ 160
Балансирующий рынок ..................................................................................................................... 160
Расчет объемов отклонений на балансирующем рынке ................................................................ 162
Объемы отклонений на балансирующем рынке ............................................................................ 163
Ставки на отклонения ...................................................................................................................... 164
Основные принципы ценообразования на отклонения ................................................................. 165
Финансовые расчеты за электрическую энергию ..................................................................................... 166
Финансовые расчеты на РСВ ........................................................................................................... 166
Распределение небаланса РСВ ...................................................................................................... 169
Финансовые расчеты на БР.............................................................................................................. 170
раздел одиннацатый. оптовый рынок. организация торговли мощностью .......................................... 183
Конкурентные отборы мощности ............................................................................................................... 184
Рынок мощности. Долгосрочные конкурентные отборы мощности, сроки их проведения ......... 184
Потребность энергосистемы в мощности и ее удовлетворение с учетом
пропускной способности сетей. Деление энергосистемы на зоны свободного перетока ........... 186
Процесс конкурентного отбора мощности ..................................................................................... 188
Требования к ценам в заявках и процедура конкурентного отбора мощности ............................ 190
Особенности конкурентного отбора и ценообразования в зонах свободного перетока,
в которых конкурентный отбор мощности проводится с применением предельного
уровня цены на мощность ............................................................................................................... 192
5
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
Особенности конкурентного отбора и ценообразования в зонах свободного перетока,
в которых конкурентный отбор мощности проводится без применения предельного
уровня цены на мощность ................................................................................................................ 194
Результаты конкурентного отбора мощности, особые случаи ценообразования,
неотобранная мощность ................................................................................................................... 196
Договоры о предоставлении мощности ..................................................................................................... 198
Договоры о предоставлении мощности. Договорная конструкция................................................ 198
Распределение мощности по договорам о предоставлении мощности между покупателями.... 200
Поставка и покупка мощности по договорам о предоставлении мощности (и по договорам
купли-продажи мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций) .............................. 201
Цены в договорах о предоставлении мощности (ДПМ). Изменение структуры цены
на мощность, поставляемую по ДПМ, в зависимости от года поставки мощности ..................... 202
Цены на мощность, поставляемую по договорам о предоставлении мощности ......................... 203
Поставка мощности в вынужденном режиме ............................................................................................ 204
Генерирующие объекты, мощность которых поставляется в вынужденном режиме................... 204
Свободные договоры купли-продажи мощности ....................................................................................... 206
Корректировка объемов поставки и покупки мощности по свободным договорам .................... 206
Свободные договоры купли-продажи мощности ........................................................................... 207
Определение объема мощности, фактически поставленного на оптовый рынок ........................ 209
Обязательства по покупке мощности ......................................................................................................... 210
Покупка мощности на оптовом рынке ............................................................................................. 210
Финансовые расчеты за мощность ............................................................................................................ 212
Финансовые расчеты при покупке/продаже мощности
по итогам конкурентного отбора мощности ................................................................................... 212
Финансовые расчеты при покупке/продаже мощности
по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) ....................................................................... 218
Финансовые расчеты по договорам купли-продажи мощности, производимой с использованием
генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме .............................. 232
раздел двенадцатый. особенности торговли электрической энергией и мощностью
в неценовых зонах оптового рынка ............................................................................................................... 241
Неценовые зоны оптового рынка ................................................................................................................ 242
Организация торговли в неценовых зонах ................................................................................................ 244
Принципы организации торговли в неценовых зонах оптового рынка ........................................ 244
Бизнес-процессы организации торговли в неценовых зонах оптового рынка ............................. 246
Покупка электрической энергии в неценовых зонах ................................................................................ 248
Двусторонние договоры в неценовых зонах ............................................................................................ 250
Оплата отклонений в неценовых зонах ..................................................................................................... 252
Торговля мощностью в неценовых зонах .................................................................................................. 254
Финансовые расчеты в неценовых зонах .................................................................................................. 256
раздел тринадцатый. организация торговли финансовыми производными ........................................ 259
Финансовые инструменты ........................................................................................................................... 260
Хеджирование рыночных рисков на оптовом рынке. Финансовые инструменты на
электрическую энергию .................................................................................................................... 260
раздел четырнадцатый. рынок системных услуг ....................................................................................... 263
Виды системных услуг ............................................................................................................................... 264
Отбор поставщиков системных услуг ....................................................................................................... 266
Объем и стоимость системных услуг ........................................................................................................ 268
раздел пятнадцатый. розничный рынок электрической энергии ............................................................ 271
Организация функционирования розничных рынков ............................................................................... 272
Субъекты розничных рынков в ценовых и неценовых зонах ......................................................... 272
Схема взаимоотношений субъектов розничных рынков ................................................................ 274
Институт гарантирующих поставщиков ........................................................................................... 276
Требования, предъявляемые к гарантирующим поставщикам. Основания для смены
гарантирующего поставщика ........................................................................................................... 278
Цены и тарифы на розничных рынках дл потребителей ценовых зон .................................................... 280
Формирование цен и тарифов на розничных рынках в ценовых зонах оптового рынка ............. 280
Ценовые категории .......................................................................................................................... 284
Выбор потребителем (покупателем) ценовой категории ............................................................... 284
Стоимость электрической энергии для потребителей неценовых зон .................................................... 286
Структура и порядок формирования цены в неценовых зонах для различных
категорий потребителей ................................................................................................................... 286
Трансляция цены в неценовых зонах оптового рынка ................................................................... 288
Порядок расчета объема и стоимости отклонений фактически потребленной электрической
энергии от запланированной ............................................................................................................ 290
6
Содержание
Порядок выбора розничными потребителями (покупателями)
неценовых зон варианта цены (тарифа) ......................................................................................... 292
раздел шестнадцатый. коммерческий учет электрической энергии ...................................................... 295
Коммерческий учет на оптовом рынке ...................................................................................................... 296
Коммерческий учет на оптовом рынке: цели, задачи ..................................................................... 296
Коммерческий учет на оптовом рынке: регулирование ................................................................. 298
Организация коммерческого учета оптового рынка электрической энергии и мощности:
согласование ГТП ............................................................................................................................ 300
Организация коммерческого учета: проведение испытаний и проверок,
решение о присвоении статуса ...................................................................................................... 302
Требования технического характера, предъявляемые к субъектам оптового рынка
в сфере коммерческого учета. Технические требования к АИИС КУЭ ........................................ 304
Этапы создания АИИС КУЭ.............................................................................................................. 306
Создание и ввод в промышленную эксплуатацию АИИС КУЭ субъектов оптового рынка ......... 308
Сбор данных коммерческого учета .................................................................................................. 310
Контроль данных коммерческого учета...................................................................................................... 318
Организация контроля данных коммерческого учета .................................................................... 318
Нарушения в сфере коммерческого учета и санкции ................................................................... 320
Эксплуатация систем коммерческого учета ............................................................................................ 322
Эксплуатация АИИС КУЭ оптового рынка ..................................................................................... 322
Техническое обслуживание АИИС КУЭ оптового рынка ................................................................ 324
Перспективы развития коммерческого учета на оптовом рынке ............................................................ 326
Коммерческий учет на розничном рынке ................................................................................................... 328
Организация коммерческого учета на розничном рынке электрической энергии ...................... 328
Технические требования к приборам учета .................................................................................... 332
раздел семнадцатый. Прогнозирование цен и объемов в электроэнергетике ...................................... 335
Методы прогнозирования ............................................................................................................................ 336
Методы прогнозирования объемов электропотребления .............................................................. 336
Методы прогнозирования цен .......................................................................................................... 338
Среднесрочное прогнозирование цен на электроэнергию ....................................................................... 340
Прогнозы свободных (нерегулируемых) цен на электрическую энергию на год вперед
по субъектам Российской Федерации ............................................................................................ 340
Прогнозы свободных (нерегулируемых) цен на мощность на год вперед
по субъектам Российской Федерации ............................................................................................ 342
Среднесрочное прогнозирование цен на электроэнергию ....................................................................... 344
Прогнозы розничных цен для конечного потребителя на электрическую энергию
на год вперед по субъектам Российской Федерации .................................................................... 344
раздел восемнадцатый. международное сотрудничество ....................................................................... 347
Международные организации ................................................................................................................... 348
Трансграничная торговля .......................................................................................................................... 350
Основные направления трансграничной торговли ....................................................................... 350
Сечения экспорта-импорта и ГТП экспорта-импорта .................................................................... 352
Особенности определения величин отклонений в ГТП экспорта-импорта ................................. 354
глоссарий ............................................................................................................................................................ 357
План семинаров Учебного центра нП «Совет рынка» на 2013 г. ................................................................. 363
7
раздел Первый
развитие электроэнергетики:
XX – XXI вв.
Шалаев алексей викторович
Главный эксперт Департамента по взаимодействию с органами власти и
другими заинтересованными сторонами Управления информации и
коммуникаций НП «Совет рынка»
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
НАчАлО XX ВЕКА
1900 – 1917 год
Машинный зал Центральной электростанции на Раушской набережной,
Москва
интересные факты:
Вертикальная интеграция предусматривала, что в собственности компании находился весь цикл выработки, передачи и распределения электрической энергии – так, в собственности «Общества электрического освещения 1886 г.» (Санкт-Петербург) находились, в том числе, лампы освещения
в частных домах. Компания обязалась заменять перегоревшие лампочки
за свой счёт.
С 1899 по 1912 год тариф на электрическую энергию в Москве снизился с
40 до 2 копеек за киловатт-час.
К началу 1915 года промышленностью использовалось 73% вырабатываемой в России электрической энергии.
10
Развитие электроэнергетики: XX – XXI вв.
1900 – 1917 год
Электроэнергетика как самостоятельная отрасль экономики ведет отсчет в России с 80-х годов XIX
века. В этот период создаются акционерные общества, товарищества и синдикаты, преимущественно с иностранным (прежде всего немецким и бельгийским) капиталом, предоставляющие услуги энергоснабжения в
Санкт-Петербурге и Москве.
В начальный период становления электроэнергетики вырабатываемая электрическая энергия использовалась главным образом для нужд освещения частных и коммерческих зданий, работы трамваев. Использование электрической энергии в промышленности было невелико ввиду высокой стоимости электрической
энергии.
С точки зрения организационно-правовой формы компании представляли собой вертикальноинтегрированные компании, принадлежащие частным владельцам. Как правило, деятельность этих компаний
осуществлялась в рамках долгосрочных концессионных соглашений с городскими властями, предусматривающих, в том числе, предельные уровни тарифов, отчисление части доходов в пользу муниципалитета и, в ряде
случаев, иные обременения (например, обязательства по бесплатному освещению центральных улиц).
В 80-х – 90-х годах происходит интенсивное организационное и технологическое развитие электроэнергетики. Увеличивается мощность и эффективность электростанций (в 1897 году строится первая паротурбинная электростанция в Москве, функционирующая сегодня под названием ГРЭС-1), передача постоянного тока
низкого напряжения постепенно вытесняется передачей переменного тока высокого напряжения с понижением
напряжения на подстанциях в районах конечного потребления электрической энергии, растет число конкурирующих энергокомпаний, создаются промышленно-банковские синдикаты для финансирования электроэнергетики. Быстрое снижение тарифов на электрическую энергию позволяет перейти к использованию электрической энергии в промышленности: предприятия электроэнергетики организуются в основных промышленных
районах – Баку и западных губерниях Российской Империи.
В период накануне Первой мировой войны началась проработка ряда крупных проектов в электроэнергетике, предусматривающих, в частности, строительство крупных гидроэлектростанций на Днепре и Волхове
для снабжения южных промышленных районов и Санкт-Петербурга, начало электрификации железных дорог,
однако реализация их была отложена в связи с началом войны и революцией.
В целом электроэнергетика Российской Империи сильно уступала в количественных показателях развитым странам Европы и Америки (так, в 1913 году выработка на душу населения в России составила 14 кВтч, в
США – 236 кВтч), однако с точки зрения технологического развития находилась на высоком уровне. До революции мощность всех российских электростанций составляла всего 1192 МВт. В 1916 году на них было произведено 2575 млн. кВтч электрической энергии. По производству электрической энергии Российская Империя
занимала восьмое месте в мире.
На данном этапе российская электроэнергетика носила характер локальной услуги: электрические сети
функционировали обычно в пределах городов и сохраняли корпоративный характер. При этом каждая компания самостоятельно выбирала технические характеристики поставляемой электрической энергии (напряжение, частоту).
11
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
1917 – 1991 ГОД
План гоэлро
На рисунке схематически показан план ГОЭлРО.
План гоэлро (государственной комиссии по электрификации россии).
План электрификации страны, предполагающий строительство 30 электростанций и объединяющих их линий электропередачи на протяжении первых
10-15 лет советской власти.
объединенная энергосистема (оэС). Совокупность нескольких энергетических систем, объединённых общим режимом работы, имеющая общее
диспетчерское управление.
тэС – тепловая электростанция.
тэц – теплоэлектроцентраль – тепловая электростанция, осуществляющая поставку внешним потребителям электрической и тепловой энергии).
гэС – гидроэлектростанция.
грэС – государственная районная электростанция. Электростанция, не
привязанная технологически к какому-либо промышленному потребителю –
электрическая энергия поставляется всем потребителям, расположенным
в окрестностях станции. Термин ГРЭС используется до сих пор, хотя свое
значение утратил.
Поээ – производственное объединение энергетики и электрификации,
организация регионального уровня, осуществляющая выработку электрической энергии и энергоснабжение конечных потребителей. После 1991 года
на основе ПОЭЭ создаются АО-энерго.
12
Развитие электроэнергетики: XX – XXI вв.
1917 – 1991 год
После революции предприятия электроэнергетики, наряду с прочей промышленностью, национализируются. В СССР восстановление и развитие электроэнергетики проходили в соответствии с планом государственной комиссии по электрификации россии (ГОЭлРО), разработанным в 1920 году. План в значительной мере
опирался на разработки довоенного времени и предполагал строительство в течение 10 - 15 лет 30 районных
электрических станций – ТЭС и ГЭС. Темпы роста выработки электрической энергии должны были значительно
превышать темпы роста промышленного производства: суммарная выработка электрической энергии должна
была вырасти с 1,9 млрд. кВтч в 1913 году до 8,8 млрд. кВтч, при прогнозируемом росте промышленности на 80100%. В целом исполнение планов электрификации прошло успешно: план ГОЭлРО был исполнен в течение 10
лет. В середине 60-х годов СССР вышел на второе место в мире по выработке электрической энергии.
Ключевым отличием советского периода электроэнергетики от дореволюционного был централизованный
характер развития отрасли. Электроэнергетика работает по единым техническим стандартам, что обеспечивает
возможность объединения отдельных предприятий в энергосистемы, а соседних энергосистем – в объединенные энергосистемы (ОЭС). В 1926 году в московской энергосистеме создается центральная диспетчерская
служба, обеспечивающая управление режимами работы в пределах всей энергосистемы. К 1935 году создано
шесть энергосистем, передача электрической энергии в границах которых осуществлялась по линиям электропередачи высокого напряжения. В 50-х годах начинается строительство межсистемных лЭП высокого напряжения
(220-1150 кВ), позволившее к середине 70-х годов создать единую энергосистему, объединяющую электростанции суммарной установленной мощностью около 150 ГВт (из 220 ГВт установленной мощности всей электроэнергетики СССР).
Единая энергосистема СССР стала крупнейшей энергосистемой в мире, что позволяло в том числе использовать эффект смещения пика потребления в разных часовых поясах.
Централизованное развитие и управление электроэнергетикой, кроме того, позволяло решать задачи развития отрасли в комплексе с иными проблемами. Широкое распространение получает когенерация – выработка
наряду с электрической энергией тепловой, предназначенной для отопления. Тепловые электростанции комбинированной выработки получили название теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), также была построена атомная энергоцентраль (Билибинская АЭС). В Средней Азии строительство каскадов ГЭС было нацелено, в том числе, на
развитие ирригации в засушливых регионах.
Организационно предприятия электроэнергетики в СССР к середине 20-го века и вплоть до конца существования Советского Союза были сгруппированы в рамках производственных объединений энергетики и
электрификации (ПОЭЭ), формировавшихся главным образом в административных границах регионов – областей и автономных республик. ПОЭЭ представляли собой локальные вертикально-интегрированные компании,
осуществлявшие производство, передачу и распределение электрической энергии. При этом часть энергетических активов организационно могла не входить в состав ПОЭЭ. Так, эксплуатация атомных электростанций относилась к компетенции соответствующего союзного министерства.
На пике экономического развития СССР – в 1991 году, электроэнергокомплекс СССР включал в себя 1021
электростанцию. Производство электрической энергии в СССР составляло 1725,7 млрд. кВтч, в том числе 1082,2
млрд. кВтч в России, при потреблении 1688,4 млрд. кВтч и 1073 млрд. кВтч соответственно.
13
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
миноритарные акционеры
оао рао «еэС россии»
российская Федерация
оао рао «еэС россии»
от 20 до 100%
21%
14%
генерация
магистральные сети (220 кв и выше)
распределительные сети (110 кв и ниже)
Башкирэнерго
72 ао-энерго
44 федеральные
электростанции
(включая 8 строящихся)
10 аэС
от 45 до 100%
новосибирскэнерго
«росэнергоатом»
татэнерго
Правительство
СтрУктУра электроэнергетики
ПоСле 1992 года
иркутскэнерго
1990-е – 2000-е ГОДы
диспетчерское управление
Сбыт
независимые аоэнерго
Схема структуры электроэнергетики после 1992 года.
оао рао «еэС россии» – основанная в 1992 году вертикальноинтегрированная холдинговая компания, сконцентрировавшая основные
государственные электроэнергетические активы (более 70% установленной
мощности электростанций, основные магистральные и распределительные
сети). Контрольный пакет (более 52% акций) РАО «ЕЭС России» принадлежал государству. Общество прекратило существование в 2008 году в результате реорганизации.
ао-энерго – региональные вертикально-интегрированные энергетические
компании, преобразованные в первой половине 90-х гг. из региональных
производственных объединений энергетики и электрификации. Владельцем
контрольных пакетов большинства АО-энерго (за исключением четырех компаний, контролировавшихся местными властями и частными инвесторами)
был холдинг РАО «ЕЭС России». АО-энерго ликвидированы в 2006-2008 гг. в
ходе разделения электроэнергетических компаний по видам деятельности:
генерирующие активы переданы ОГК и ТГК, сетевые – ФСК и МРСК.
оао «концерн росэнергоатом» – создан в 1992 году в организационной
форме государственного унитарного предприятия, в 2001 году преобразован в ОАО со 100% участием государства в уставном капитале. «Росэнергоатом» осуществляет управление всеми атомными станциями Российской
Федерации.
14
Развитие электроэнергетики: XX – XXI вв.
1990-е – 2000-е годы
После распада Советского Союза руководством Российской Федерации было принято решение о формировании национальной вертикально-интегрированной компании, в которую передавались государственные
электроэнергетические активы. Создание национальной монополии должно было сохранить электроэнергетику
страны в виде единого технологического и организационного комплекса.
Указом Президента в 1992 году создается российское открытое акционерное общество энергетики и
электрификации «еэС россии» (ОАО РАО «ЕЭС России»).
РАО «ЕЭС России» организовано в виде холдинговой компании, куда были переданы пакеты акций преобразованных в акционерные общества Поээ (АО-энерго), отдельных электростанций федерального подчинения и иных энергетических активов. При этом АО-энерго сохранили формат вертикально-интегрированных региональных монополий, владеющих генерирующими, передающими, распределительными мощностями, а также
диспетчерскими центрами.
В состав РАО «ЕЭС России» не вошли атомные электростанции, переданные государственному концерну
«Росэнергоатом», а также несколько АО-энерго, оставшихся под контролем региональных администраций: «Татэнерго», «Башкирэнерго», «Новосибирскэнерго» и «Иркутскэнерго». Государство в уставном капитале холдинга получило более 52%.
Одним из результатов распада советской экономики стало снижение потребления электрической энергии,
главным образом в результате спада промышленного производства. Так, с 1991 по 1995 год выработка электрической энергии, по данным Госкомстата, сократилась с 1082 до 840 млн. МВтч (на 22,4%). Минимум выработки
электрической энергии пришелся на 1998 год, после чего начался его рост, который, однако, по состоянию на
2010 год (1025 млн. МВтч по данным Системного оператора) не достиг уровня 1990 года.
Снижение потребности в электрической энергии, с одной стороны, и недостаток средств на обновление
основных фондов электроэнергетики – с другой, привели к многолетнему недоинвестированию электроэнергетики. В отрасли было сохранено государственное регулирование тарифов, причем уровень тарифов не позволял
осуществлять обновление основных фондов. При этом расчеты за поставленную электрическую энергию производились нерегулярно и не полностью, зачастую с использованием денежных суррогатов. В 1991-2006 годах
суммарные вводы новых мощностей в Российской Федерации составили около 20 ГВт. Среднегодовые вводы за
указанный период были примерно в 5 раз ниже, чем вводы в период 1960-х – 1980-х годов.
Нарастающее старение основных фондов отрасли на фоне начавшегося в 2000-ых годах роста потребления
поставило под угрозу надежность энергоснабжения. При том, что в целом по единой энергосистеме установленная мощность генерирующих объектов была достаточной для обеспечения спроса на электрическую энергию, в
отдельных регионах, характеризующихся быстрым ростом электропотребления (Москва, Санкт-Петербург, Тюмень) перспектива возникновения дефицита мощности стала реальной угрозой.
Главный собственник энергоактивов в стране – государство – не имело средств на развитие отрасли и не
было готово к передаче важнейшей инфраструктурной монополии в частные руки.
На рубеже 1990-х – 2000-х годов началось обсуждение вопроса о путях преобразования электроэнергетической отрасли, с учетом интересов потребителей, государства, владельцев акций РАО «ЕЭС России» и входящих
в холдинг предприятий. По итогам обсуждения был принят вариант, предполагающий ликвидацию национальной
вертикально-интегрированной монополии и разделение принадлежащих ей активов по видам деятельности –
производство электрической энергии, передача и распределение, сбыт, диспетчеризация, с продажей частным
инвесторам потенциально конкурентных видов деятельности (генерация и сбыт) и сохранением под государственным контролем монопольных видов деятельности (передача и диспетчеризация). При этом электрическая
энергия в перспективе должна стать товаром, реализуемым на принципах свободного рынка. Этот подход к
преобразованиям отрасли был зафиксирован на уровне Правительства Российской Федерации постановлением
№526 от 11.07.2001 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации», а затем федеральными
законами от 26.03.2003 №35-ФЗ «Об электроэнергетике» и №36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период…».
15
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СОВРЕМЕННАя
СТРУКТУРА
ЭлЕКТРОЭНЕРГЕТИчЕСКОй ОТРАСлИ
СтрУктУра акционерного каПитала
комПаний электроэнергетики
ПоСле окончателЬной реорганизации
1 иЮля 2008 года
государство
миноритарные акционеры
>75%
ФСк еэС
<25%
>50%
русгидро
<50%
Увеличение доли государства
за счет продажи доли в огк и
тгк и средств федерального
бюджета
огк
100%
тгк
100%
52%
Холдинг мрСк
48%
52%
рао эС востока
48%
>60%
интер рао еэС
<40%
огк – генерирующая компания оптового рынка электрической энергии.
Электростанции ОГК расположены в разных регионах страны, что должно
затруднить формирование локальных монополий в генерации электрической энергии. В ОГК передавались преимущественно высокоэффективные
электростанции, специализирующие на выработке электрической энергии.
тгк – территориальная генерирующая компания. ТГК формировались
таким образом, чтобы входящие в их состав электростанции были расположены в смежных регионах. В ТГК передавались преимущественно электростанции, функционирующие в режиме когенерации электрической и тепловой энергии.
оао «ФСк еэС» – Федеральная сетевая компания единой энергосистемы. Осуществляет управление линиями электропередачи, необходимыми для функционирования межсистемных связей внутри единой
энергосистемы.
оао «Холдинг мрСк» – холдинговая компания, получившая государственные пакеты акций межрегиональных и региональных распределительных
сетевых компаний.
оао «рао эС востока» – рао энергетические системы востока. Холдинговая компания, которой переданы активы АО-энерго Дальнего Востока
и изолированных энергорайонов. Компания функционирует в условиях регулируемого рынка электрической энергии. Генерация, сети и сбыт «РАО ЭС
Востока» разделены на самостоятельные юридические лица, однако соответствующие компании находятся в собственности холдинга.
оао «Со еэС» – Системный оператор единой энергосистемы. Компания, осуществляющая диспетчерское управление в единой энергосистеме
страны. В соответствии с законом «Об электроэнергетике» принадлежит
государству.
оао «интер рао еэС» – Компания, получившая зарубежные активы РАО
«ЕЭС России», а также основной оператор экспорта-импорта электрической
энергии. По завершении реформы в управление ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»
переданы принадлежащие государству пакеты акций тепловых генерирующих компаний.
16
Развитие электроэнергетики: XX – XXI вв.
Современная СтрУктУра
электроэнергетичеСкой отраСли
В соответствии с положениями закона «Об электроэнергетике» на протяжении 2006-2008 годов была
проведена реорганизация ОАО РАО «ЕЭС России» в форме выделения из холдинга новых компаний. АОэнерго, входящие в РАО «ЕЭС России», были расформированы, их активы были переданы вновь созданным
компаниям по видам деятельности: генерирующим, сетевым, сбытовым. Акции вновь созданных компаний были
распределены между акционерами РАО «ЕЭС России».
В ходе реорганизации из холдинга была выделена 21 генерирующая компания: 14 территориальных
генерирующих компаний (ТГК), 7 генерирующих компаний оптового рынка электрической энергии
(ОГК), в том числе ГидроОГК, в которую были переданы принадлежащие РАО «ЕЭС России» пакеты ГЭС,
ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», сосредоточившая зарубежные активы РАО «ЕЭС России». Также были выделены
вертикально-интегрированный холдинг, получивший электроэнергетические активы дальнего
востока и изолированных районов – ОАО «РАО ЭС Востока», Федеральная сетевая компания (ОАО
ФСК ЕЭС», получившая в собственность или управление межсистемные магистральные передающие линии,
холдинг распределительных сетевых компаний (ОАО «Холдинг МРСК»), Системный оператор единой
энергосистемы (ОАО «СО ЕЭС»); более 70 сбытовых компаний – гарантирующих поставщиков. Обмен
акций выделяемых акционерных обществ на акции был проведён таким образом, чтобы частным владельцам
акций РАО «ЕЭС России» достались в основном акции тепловых генерирующих компаний, государству –
акции Системного оператора и Федеральной сетевой компании. В ходе реорганизации также проводились
эмиссии дополнительных акций тепловых генерирующих компаний и продажа пакетов акций, приходившихся в
соответствии с разделительным балансом на долю государства.
Таким образом, по итогам реорганизации РАО «ЕЭС России» у государства оказались более 75% акций ОАО
«ФСК», 100% акций ОАО «СО ЕЭС», более 60% акций ОАО «ГидроОГК» (в настоящее время ОАО «Русгидро»),
более 51% акций ОАО «РАО ЭС Востока», более 51% акций ОАО «Холдинг МРСК».
Акции большинства тепловых генерирующих компаний в результате реорганизации, эмиссий дополнительных
акций и продажи государственных пакетов акций перешли частным инвесторам, в том числе иностранным:
германской E.ON (ОГК-4), финской Fortum (ТГК-10), итальянской ENEL (ОГК-5). В числе российских частных
компаний, инвестировавших в тепловую генерацию, оказались группа компаний КЭС (ТГК-5, ТГК-6, ТГК-7,
ТГК-9), «Норильский никель» (ТГК-4), лукойл (ТГК-8).
Значительная часть генерирующих активов была выведена из-под непосредственного управления
государством, однако в итоге перешла под контроль государственных компаний. Так, ОАО «Газпром» приобрело
ОГК-2, ОГК-6, ТГК-1, ТГК-3. Компания ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» получила нераспроданные пакеты акций тепловых
генерирующих компаний, а также выкупила у ГМК «Норильский никель» крупный пакет ОГК-3, в результате чего
под ее контролем оказались генерирующие компании ОГК-1, ОГК-3, ТГК-11. Компания ТГК-14 контролируется
консорциумом государственного ОАО «РЖД» и частной группы ЕСН.
Акции сбытовых компаний распределению между акционерами РАО «ЕЭС России» не подлежали
и продавались на аукционах частным инвесторам. Нераспроданные до завершения реорганизации РАО
«ЕЭС России» пакеты акций сбытовых компаний были переданы на баланс ОАО «РАО ЭС Востока».
Коммерческая инфраструктура электроэнергетики представлена Администратором торговой системы (ОАО
«АТС»), выступающим в роли организатора торговли электрической энергией на оптовом рынке. ОАО «АТС»
является 100% дочерней компанией Некоммерческого партнерства «Совет рынка», объединяющего участников
оптового рынка электрической энергии, инфраструктурные организации и представителей государства для
выработки общей позиции по развитию рынка электрической энергии и контроля над его функционированием.
17
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПереХод от рынка ПереХодного
Периода к целевой модели
новые правила переходной модели рынка
электроэнергия
рынок на сутки вперед
ежегодное обязательное
сокращение регулируемых
договоров и соответствующий
рост торговли по свободным
ценам 2011 –100%
Балансирующий рынок
рынок на сутки вперед
Балансирующий рынок
мощность
мощность
регулируемые
нерегулируемые двухсторонние
договоры
рынок мощности
регулируемые двухсторонние
договоры
свободные
свободные
регулируемые
электроэнергия
регулируемые двухсторонние
договоры
целевая модель – конкурентный рынок
Принятие постановлений
Правительства
рынок системных услуг
свободные
ИСТОРИя
ФОРМИРОВАНИя
РыНКА
ЭлЕКТРИчЕСКОй
ЭНЕРГИИ
Переход от рынка переходного периода к целевой модели
Сектор свободной торговли (ССт). Функционировал в 2003-2006 годах.
В рамках ССТ реализовывалось до 15% поставляемой на оптовом рынке
электрической энергии.
регулируемые договоры (рд). Договоры купли/продажи электрической
энергии и/или мощности между покупателем и поставщиком. Условия регулируемых договоров (цены, объемы, выбор контрагентов) определяются
Федеральной службой по тарифам (ФСТ России) и коммерческим оператором (ОАО «АТС»).
Свободные договоры (Сд). Договоры купли/продажи электрической энергии и/или мощности между покупателем и поставщиком. Условия СД определяются соглашением сторон.
рынок на сутки вперед (рСв). Проводимый коммерческим оператором
конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до
реальной поставки электрической энергии с определением цен и объемов
поставки на каждый час суток.
Балансирующий рынок (Бр). Торговля отклонениями фактического потребления электрической энергии от планового, формируемого в рамках РСВ.
Проводится в форме отбора заявок Системным оператором.
конкурентный отбор мощности (ком). Отбор генерирующих объектов,
необходимых для удовлетворения прогнозируемого спроса на мощность.
Проводится в форме отбора заявок поставщиков Системным оператором
на год или несколько лет вперед.
рынок системных услуг. Предоставление генерирующими компаниями
или крупными потребителями на возмездной основе услуг по поддержанию
системной надежности.
18
Развитие электроэнергетики: XX – XXI вв.
иСтория Формирования рынка электричеСкой энергии
К ключевым направлениям реформирования электроэнергетики помимо структурной реформы относится
переход от тарифного регулирования к формированию цен на электрическую энергию на рыночной основе. В качестве базовых характеристик рынка электрической энергии в России были приняты двухуровневое устройство
рынка (оптовый и розничные рынки) и раздельное обращение электрической энергии и мощности (рынок двух
товаров).
На оптовом рынке в роли поставщиков и покупателей выступают генерирующие компании, сбытовые организации (в том числе гарантирующие поставщики), крупные потребители, Федеральная сетевая компания (в
части приобретения электрической энергии для покрытия потерь при передаче). Для торговли на оптовом рынке
компания – покупатель или продавец – обязана получить статус участника оптового рынка и вступить в Некоммерческое партнерство «Совет рынка».
Оптовый рынок электроэнергии функционирует на территории ценовых зон. В первую ценовую зону входят
территории Европейской части России и Урала, во вторую – Сибирь. В неценовых зонах (Архангельская и Калининградская области, Республика Коми, регионы Дальнего Востока), а также в изолированных энергорайонах,
где конкуренция между поставщиками пока невозможна, реализация электроэнергии осуществляется по регулируемым тарифам.
На розничных рынках конечные потребители, включая население, приобретают электрическую энергию у
сбытовых организаций – сбытовых компаний и гарантирующих поставщиков.
Выбор модели рынка двух товаров обусловлен в первую очередь необходимостью стимулировать инвестиции в строительство генерирующих мощностей. Технологические особенности не позволяют создавать существенные запасы электрической энергии, при этом суточные, сезонные и случайные колебания потребления
могут быть весьма значительными. Эти свойства электрической энергии требуют создания запаса мощности и
делают необходимым поддержание в энергосистеме редко используемых генерирующих и передающих мощностей, рассчитанных на пиковое потребление. На сегодняшний день выработано два способа экономического стимулирования строительства и поддержания пиковых мощностей: за счет повышения цены электрической
энергии в периоды пиковых нагрузок, позволяющего окупить строительство и эксплуатацию пиковых мощностей
(рынок одного товара) и за счет разделения платы за электрическую энергию на две составляющие – покрытие
условно-переменных издержек на производство электрической энергии (плата за электрическую энергию) и покрытие постоянных издержек (плата за мощность). Таким образом, фактически покупка мощности представляет
собой плату за поддержание в постоянной готовности к работе генерирующего оборудования, работа которого
может понадобиться потребителю. Модель рынка двух товаров позволяет, с одной стороны, сгладить колебания
цен на электрическую энергию и, с другой стороны, облегчает долгосрочное планирование вводов новых мощностей генерирующими компаниями.
С 2003 года начинается торговля электрической энергией в рамках сектора свободной торговли (ССТ)
федерального оптового рынка электрической энергии и мощности (ФОРЭМ). ССТ предполагал реализацию
по свободным ценам (на основе двусторонних договоров и аукциона ценовых заявок поставщиков и покупателей) до 15% от общего объема реализуемой электрической энергии. С 2005 было произведено разделение
территории рынка электрической энергии на две ценовые зоны: первую (Европейская часть России и Урал) и
вторую (Сибирь).
Следующим этапом стал переход к новому оптовому рынку электрической энергии и мощности
(НОРЭМ) с сентября 2006 года, введенному постановлением Правительства Российской Федерации от 31
августа № 529 (правила оптового рынка), а также новым правилам розничных рынков, введенных постановлением Правительства Российской Федерации и №530 (правила розничных рынков). Правила НОРЭМ предполагали постепенную либерализацию рынков электрической энергии и мощности с отказом к 2011 году от
тарифного регулирования оптового рынка электрической энергии (за исключением поставок населению).
Синхронно с оптовым рынком проводилась либерализация розничных рынков электрической энергии на
основе принципа трансляции цен. Принцип это предполагал, что приобретенная на оптовом рынке по свободным
ценам электрическая энергия реализуется на розничных рынках также по свободным ценам, приобретенная по
регулируемым ценам поставляется по тарифу. Ключевым субъектом на розничных рынках становится гарантирующий поставщик – сбытовая организация, обязанная заключать договор на продажу электрической энергии
с каждым обратившимся к нему клиентом. Гарантирующими поставщиками стали главным образом сбытовые
компании, выделенные из подконтрольных РАО «ЕЭС России» АО-энерго.
С 1 июля 2008 года началась либерализация рынка мощности, в результате которой часть мощности продается по нерегулируемым ценам: по свободным договорам купли-продажи электрической энергии и мощности (СДЭМ), по договорам купли-продажи с гэС и аэС или по результатам конкурентного отбора мощности (КОМ). В ходе конкурентного отбора мощности, отбираемой на год, следующий за годом проведения этого
отбора, поставщики и покупатели мощности подают ценовые (оговаривающие объем и цену приобретаемой/
поставляемой мощности) заявки. При этом для «старой» (введенной до 2007 года) мощности потолок цены ограничен тарифом ФСТ, для «новой» такого ограничения нет, однако Некоммерческое партнерство «Совет рынка»
имеет право скорректировать поданную заявку мощности, если цена в заявке будет признана экономически
необоснованной. По итогам рассмотрения заявок Системный оператор формирует равновесную цену мощности
по ценовым зонам. В течение года поставки мощности поставщики продают отобранные на конкурентном отборе
объемы мощности по ценам, соответствующим указанным в ценовых заявках.
С 2011 года правила рынка мощности были скорректированы. К числу важнейших изменений следует отнести изменение порядка торговли мощностью, включая переход на долгосрочные конкурентные отборы мощности
(с поставкой мощности через 4 года после отбора) и заключение договоров о поставке мощности – долгосрочных
(заключаемых на 10 лет) договоров, обеспечивающих выполнение поставщиками инвестиционных программ по
строительству новых генерирующих мощностей.
19
раздел второй
ролЬ и меСто
электроэнергетики
в экономике роССии
Шалаев алексей викторович
Главный эксперт Департамента по взаимодействию с органами власти и
другими заинтересованными сторонами Управления информации и
коммуникаций НП «Совет рынка»
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
УСтановленная мощноСтЬ и
выраБотка электроэнергии По тиПам
электроСтанций в 2011 годУ*
СТРУКТУРА И
ОБЪЕМы
ГЕНЕРАЦИИ В
РОССИИ
доля выработки
Установленная мощность
16,9%
11,2%
15,2%
20,4%
67,9%
68,4%
тэС
гэС
аэС
* по данным системного оператора
Структура установленной мощности по объединенным энергосистемам в 2011 году
(по данным системного оператора)
ТЭС
Энергообъединение
22
ГЭС
АЭС
Всего
МВт
%
МВт
%
МВт
%
ЕЭС РОССИИ
218 235,8
149 373,6
68,4
44 596,2
20,4
24 266,0
11,2
ОЭС Центра
50 322,9
36 650,3
72,8
1 838,6
3,7
11 834,0
23,5
ОЭС Средней Волги
25 817,7
14 949,5
57,9
6 796,2
26,3
4 072,0
15,8
ОЭС Урала
45 720,9
43 287,3
94,7
1 833,6
4,0
600,0
1,3
ОЭС Северо-Запада
22 466,7
13 771,9
61,3
2 934,8
13,1
5760,0
25,6
ОЭС Юга
17 773,0
10 189,4
57,3
5 583,6
31,4
2 000,0
11,3
ОЭС Сибири
46 925,0
24 655,6
52,5
22 269,4
47,5
-
-
ОЭС Востока
9 209,6
5 869,6
63,7
3 340,0
36,1
-
-
Роль и место электроэнергетики в экономике России
СтрУктУра и оБъемы генерации в роССии
В настоящее время в Российской Федерации электроэнергия вырабатывается в основном на тепловых,
гидравлических и атомных электростанциях. Выработка электроэнергии на иных типах генерирующего оборудования (ветряные, солнечные, приливные геотермальные электростанции) незначительна.
Основу электроэнергетики России составляет тепловая генерация: по данным Системного оператора, на
начало 2012 года на тепловые электростанции, включая электростанции промышленных предприятий, приходилось более 2/3 (67,9%) установленной мощности единой энергосистемы. На гидроэлектростанции приходилось
20,4% установленной мощности, на атомные электростанции – 11,2%. В топливном балансе электроэнергетики
доминирует природный газ (около 68% удельного веса в топливном балансе), на уголь приходится порядка 25%
удельного веса
В 2011 году выработка электроэнергии всеми электростанциями России составила 1019,4 млн. МВт*ч.
Тепловыми электростанциями выработано 692,3 млн. МВт*ч (67,9% суммарной выработки), гидроэлектростанциями – 154,5 млн. МВт*ч (15,2%), атомными электростанциями – 172,5 млн. МВт*ч (16,9%).
Структура выработки существенно отличается от структуры установленной мощности – доля гидроэлектростанций в выработке электроэнергии заметно ниже их доли в установленной мощности, у атомных станций
соотношение обратное. Атомные электростанции характеризуются наиболее высоким коэффициентом использования установленной мощности (КИУМ) среди всех типов электростанций – 81,4%, для тепловых и гидроэлектростанций КИУМ составляет 52,9% и 39,9% соответственно. Атомные энергоблоки относятся к наименее маневренным типам генерирующего оборудования и работают преимущественно в базовом режиме, в то время как
гидроагрегаты благодаря способности быстро менять режимы работы часто используются в качестве резервных,
пиковых и регулирующих мощностей.
23
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КРУПНЕйШИЕ
ЭлЕКТРОСТАНЦИИ
РОССИИ
крУПнейШие электроСтанции роССии
на карте
Перечень крупнейших станций с установленной мощностью:
гэС
Саяно-Шушенская ГЭС – 6,4 ГВт (после аварии по состоянию на март 2012
года введены агрегаты суммарной мощностью 3,2 ГВт)
Красноярская ГЭС – 6 ГВт
Братская ГЭС – 4,5 ГВТ
Усть-Илимская ГЭС – 3,4 ГВт
Богучанская ГЭС 3 ГВт (проектная мощность, строительство не завершено)
тэС
Сургутская ГРЭС-2 – 4,6 ГВт
Сургутская ГРЭС-1 – 3,3 ГВт
Рефтинская ГРЭС – 3,8 ГВт
Костромская ГРЭС – 3,6 ГВт
аэС
Балаковская АЭС – 4 ГВт
Курская АЭС – 4 ГВт
ленинградская АЭС – 4 ГВт
24
Роль и место электроэнергетики в экономике России
крУПнейШие электроСтанции роССии
Расположение электростанций диктуется прежде всего потребностями экономики и населения страны, по
возможности недалеко от основных потребителей энергии. Как следствие, строятся они в основном в традиционных промышленных районах и вблизи крупных городов. Исключением являются гидроэлектростанции, расположение которых диктуется в первую очередь природными условиями – наличием подходящих для строительства
ГЭС участков на крупных реках. Самые мощные ГЭС расположены на сибирских реках, и в этом случае не электростанции следовали за потребителями, а потребители (в основном характеризующиеся высокой энергоемкостью предприятия по производству первичного алюминия) располагались рядом с электростанциями.
Электростанцией с наибольшей установленной мощностью – 6,4 ГВт - в России до аварии в 2009 году была
Саяно-Шушенская ГЭС, расположенная на Енисее. По состоянию на июнь 2012 года введены в строй агрегаты
суммарной установленной мощностью 3,2 ГВт. До восстановления Саяно-Шушенской ГЭС крупнейшей электростанцией России является построенная на той же реке Красноярская ГЭС (6 ГВт).
Три крупные ГЭС расположена на реке Ангаре: Братская с установленной мощностью 4,5 ГВт, Усть-Илимская
(3,4 ГВт) и Богучанская (3 ГВт – в процессе строительства).
В России находится крупнейшая в мире тепловая электростанция – Сургутская ГРЭС-2 с установленной
мощностью 4,8 ГВт. Установленная мощность Сургутской ГРЭС-1 – 3,3 ГВт, обе электростанции работают на
газовом топливе.
Крупнейшая угольная ТЭС – Рефтинская ГРЭС мощностью 3,8 ГВт.
Использующая мазут в качестве топлива Костромская ГРЭС обладает установленной мощностью 3,6 ГВт.
Крупнейшие атомные станции мощностью 4,0 ГВт: Балаковская, Курская, ленинградская АЭС.
25
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СТРУКТУРА
И ОБЪЕМы
ПОТРЕБлЕНИя В
РОССИИ
ПотреБление электричеСкой энергии
По отраСлям и ФедералЬным окрУгам
Потребление электроэнергии
по отраслям
Потребление электроэнергии
по федеральным округам
2,2%
4,2%
11,7%
6,0%
21,4%
10,3%
10,4%
1,7%
1,0%
54,3%
8,7%
20,3%
17,7%
12,5%
17,9%
Промышленность
население
Сибирский
центральный
транспорт и связь
Строительство
Приволжский
Уральский
Сельское хозяйство
Потери
Северо-западный
Южный
дальневосточный
Северо-кавказский
иные виды деятельности
На схеме показана доля потребления электрической энергии по отраслям и
федеральным округам от общего объема потребления в 2010 году
(по данным Росстата)
Динамика потребления электрической энергии и мощности в 1990-2010 гг.*
Сезонные колебания потребления электрической энергии в 2010 году*
26
* по данным системного оператора
Роль и место электроэнергетики в экономике России
СтрУктУра и оБъемы ПотреБления в роССии
В структуре потребления электрической энергии большая часть – 54,3% – приходилась в 2010 году на промышленность и коммунальное хозяйство, в том числе 11,3% пришлось на добывающие отрасли, 30,3% – на обрабатывающую промышленность. Потребление населения составило 12,5%, транспорта и связи – 8,7%, сельского
хозяйства – 1,7%, строительства – 1%. На потери пришлось 10,3% от общего объема потребления электрической
энергии.
В географическом разрезе (по федеральным округам) максимальная доля от суммарного объема потребления в Российской Федерации пришлась на Сибирский федеральный округ – 21,4%. Доля Центрального федерального округа составила 20,3%, Приволжского – 17,9%, Уральского – 17,7%, Северо-Западного – 10,4%,
Южного – 6%, Дальневосточного – 4,2%, Северо-Кавказского – 2,2%.
Следует отметить, что структура потребления электрической энергии по регионам может существенно отличаться в зависимости от местных условий. Так, если в чеченской Республике и Республике Дагестан доля населения в суммарном потреблении электрической энергии составляла в 2010 году 36,5% и 33,1% соответственно, то в Республике Хакассия и Тюменской области – 4,3% и 5,3%. Доля потребления электрической энергии
промышленностью колебалась от 86% в Республике Хакассия до 5,6% в чеченской республике.
Динамика потребления электрической энергии и мощности в Российской Федерации демонстрирует падение с 1990 по 1998 годы, и постепенный рост спроса с 1999 года, с падением в 2009 году.
В целом динамика электропотребления совпадает с динамикой промышленного производства. Наиболее
быстрое падение потребления отмечалось в 1991-1994 годах, наиболее тяжелых для российской экономики.
После кризиса 1998 года начинается десятилетний период экономического роста, сопровождающийся ростом
спроса на электрическую энергию.
Вместе с тем в региональном разрезе расхождения динамике электропотребления очень высоки. Так, по
данным Росстата, в 2010 году потребление электрической энергии на территории Брянской области было на 30%
ниже уровня 1990 года, Ивановской – на 42,6% ниже, Магаданской – на 47,6% ниже, в Республике Калмыкия потребление электрической энергии упало более чем вдвое.
В то же время в Краснодарском крае уровень потребления увеличился более чем на 14%, в Белгородской
области на 20%, в Московской области – на 28,4%, в Москве – почти на 39%, в Томской области – на 39,4%, в
Тюменской области – на 38%, в Санкт-Петербурге – на 20,9%.
В целом по итогам прошедшего двадцатилетия заметное увеличение потребления отмечается в крупнейших городах и регионах с положительной демографической динамикой (Санкт-Петербург и ленинградская
область, Москва и Московская область, Краснодарский край), а также в регионах, связанных с экспортноориентированными добывающими отраслями (Тюменская, Белгородская, Сахалинская, Томская области).
Уменьшением потребления электрической энергии характеризуются «старые» промышленные регионы
Центра, Урала и Поволжья, наиболее сильно пострадавшие от промышленного спада, а также регионы с отчетливой отрицательной демографической динамикой (Север и Дальний Восток).
Потребление электрической энергии в Российской Федерации в 2010 году составило, по данным Росстата,
1021 млн. МВт∙ч (без учета экспорта-импорта). Максимум потребления мощности в 2010 году был зафиксирован
26 января и составил, по данным системного оператора, 149157 МВт при суммарной установленной мощности
электростанций единой энергосистемы 214 869 МВт.
Потребление электрической энергии подвержено сильным суточным и сезонным колебаниям. На протяжении года минимум потребления приходится на летные месяцы, максимум – на зимние, что вызвано ростом потребления электрической энергии на отопление и освещение в связи с меньшей продолжительностью светлого
времени суток, а также снижением деловой активности в период летних отпусков. В связи с этим, как правило, в
летние месяцы проводятся ремонты генерирующего и сетевого оборудования. Спросу на электрическую энергию
также присущи недельные колебания, со спадом потребления в выходные дни.
Так, в 2010 году минимальное суточное потребление отмечено 20 июня (2151910 МВт∙ч), максимальное –
27 января (3324067 МВт∙ч). Максимальное значение потребления превышает максимальное почти на 55%.
Среднесуточные колебания потребления также могут принимать значительные размеры. Например, в течение суток 8 ноября 2011 года плановое часовое потребление колебалось от 101935 МВт∙ч в 2 часа ночи до
124431 МВт∙ч в 18 часов. Разрыв между минимальным и максимальным показателями часового потребления
составляет 22%.
Недельные колебания потребления носят менее выраженный характер, чем суточные и годовые, поскольку обусловлены только деловым циклом, а не природными циклами. Так, за неделю с 6 по 12 декабря
2010 года максимум суточного потребления пришелся на четверг (3177937 МВт∙ч), минимум – на воскресенье
(3035674 МВт∙ч). Недельный суточный максимум превысил недельный минимум на 4,7%.
Циклические изменения потребления электрической энергии могут существенно различаться по регионам
Российской Федерации. Так, на территории второй ценовой зоны (Сибирь) потребление электрической энергии
в суточном разрезе имеет более ровные характеристики, чем в европейской части страны, главным образом за
счет высокого удельного веса в потреблении промышленных предприятий с непрерывным производственным
циклом и меньшей долей потребления со стороны населения, торговли и сферы услуг, характеризующихся ярко
выраженным суточным циклом спроса на электрическую энергию.
27
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ЗАТРАТы НА
ЭлЕКТРИчЕСКУЮ
ЭНЕРГИЮ ПО
ОТРАСляМ
затраты на электричеСкУЮ энергиЮ
По отраСлям
3,10%
3,00%
2,90%
2,80%
2,70%
2,60%
2,50%
2,40%
ДоляДоля
затратзатрат
на электроэнергию
в общих производственных
затратах по Российской
Федерации
на электроэнергию
в производственных
затратах,
% в 2007-2009 годах
(по данным Росстата)
2007
2008
2009
Доля затрат на электрическую энергию в общих производственных затратах по
основным отраслям в 2007-2009 годах
(по данным Росстата)
Наименование
28
Средняя величина доли затрат
на электрическую энергию по Разделу
ОКВЭД
2007
2008
2009
Производство и распределение электроэнергии, газа
и воды
8,18%
7,44%
7,60%
Добыча полезных ископаемых, кроме топливноэнергетических
7,65%
7,01%
7,71%
Производство прочих неметаллических минеральных
продуктов
3,96%
3,75%
4,61%
Текстильное и швейное производство
4,03%
3,87%
3,82%
Химическое производство
5,35%
4,62%
5,37%
Целлюлозно-бумажное производство; издательская и
полиграфическая деятельность
2,89%
3,31%
3,90%
Металлургическое производство и
производство готовых металлических изделий
4,54%
4,58%
6,06%
Транспорт и связь
3,35%
3,09%
3,27%
Добыча топливно-энергетических полезных
ископаемых
3,06%
3,04%
3,90%
Роль и место электроэнергетики в экономике России
оценка доли затрат на электроэнергиЮ По отраСлям
По состоянию на 2009 год доля затрат на электрическую энергию в производственных затратах составляла 3,03%. По сравнению с 2008 годом доля затрат на электрическую энергию увеличилась на 0,38 процентного
пункта, по сравнению с 2007 годом – на 0,2 процентных пункта. Заметный рост доли затрат на электрическую
энергию в 2009 году, скорее всего, объясняется началом экономического кризиса: падение потребления электрической энергии (на 4,7% в 2009 году по сравнению с 2008) в результате экономического кризиса 2008-2009
годов было более медленным по сравнению со спадом промышленного производства (на 9,3%) и ВВП в целом
(на 7,8%).
В отраслевом разрезе доля затрат на электрическую энергию в затратах на производства может значительно отличаться от средних цифр по российской экономике в целом. чем выше соответствующий показатель,
тем больше влияние стоимости электрической энергии на финансовые показатели деятельности предприятий
соответствующих отраслей.
Из отслеживаемых Росстатом отраслей максимального значения этот показатель достигает в сборе, очистке и распределении воды – 17%. В прочих видах деятельности доля затрат на электрическую энергию намного
ниже и по состоянию на 2009 год нигде не достигала 9%.
К числу наиболее энергоемких отраслей (доля затрат на электрическую энергию в производственных затратах 5%-9%) можно отнести производство цемента, извести и гипса (доля затрат на электрическую энергию
8,7%), производство и распределение газа, электрической энергии и горячей воды (доля затрат от 6,4% до 7,9%),
железнодорожный транспорт (7,9%), производство основных химических веществ (7,5%), металлургическую
промышленность (6,7%), производство целлюлозы и бумаги (6,6%), сухопутный транспорт (5,3%).
К средним по доле затрат на электрическую энергию в производственных затратах (3%-5%) отраслям относятся производство синтетических волокон (4,9%), добыча полезных ископаемых (4,4%), текстильное и швейное
производство (3,8%), производство остальных стройматериалов, за исключением цемента и изделий из обожженной глины (4,1%-4,8%), производство автокомплектующих (3,6%), трубопроводный транспорт (4%).
Низкая доля затрат на электрическую энергию в суммарных производственных затратах (менее 3%) характеризует такие отрасли, как обрабатывающие производства в целом (2,8%), производство резиновых и пластмассовых изделий (2,6%), производство транспортных средств и оборудования (1,7%), предоставление услуг в
целом (1,5%) и персональных услуг (2,1%).
При этом более 3/4 всех организаций имеют долю затрат на электрическую энергию в суммарных производственных затратах на уровне не более 3%.
29
раздел третий
развитие
электроэнергетики
в мире
Борисов Юрий алексеевич
Начальник Международного департамента НП «Совет рынка»
Стороженко ольга игоревна
Главный эксперт Международного департамента НП «Совет рынка»
капырин Сергей игоревич
Главный эксперт Международного департамента НП «Совет рынка»
николаев александр геннадьевич
Главный эксперт Международного департамента НП «Совет рынка»
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
МЕСТО ЭлЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
РОССИИ В МИРЕ
ПроизводСтво электроэнергии
Производство электроэнергии, твт·ч
Производство электроэнергии на гэС, твт·ч
Производство электроэнергии на тэС, твт·ч
Производство электроэнергии на аэС, твт·ч
По данным Сборника «Key World Energy Statistic – 2011» Мирового энергетического Агентства
Ссылки:
мировое энергетическое агентство (International Energy Agency) –
www.iea.org
европейское Статистическое агентство EUROSTAT –
http://epp.eurostat.ec.europa.eu/portal
администрация энергетической информации СШа –
www.eia.gov
оао «Системный оператор единой энергетической системы»
(оао «Со еэС») – www.so-ups.ru
оао «Федеральная сетевая компания
единой энергетической системы» (оао «ФСк еэС») – www.fsk-ees.ru
оао «Холдинг мрСк» – www.holding-mrsk.ru
агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике (аПБэ) –
www.e-apbe.ru
32
Развитие электроэнергетики в мире
ПроизводСтво электроэнергии и СоСтояние
электроэнергетичеСкого комПлекСа роССии в
Сравнении С зарУБежными Странами
Производство электроэнергии в XX веке
Электричество пришло в Россию в конце XIX-го века, практически одновременно с развитием его применения в Западной Европе и США. К 1917 году общая установленная мощность электростанций в России составляла около 1400 МВт, а годовое производство электроэнергии около 2 млрд. кВт∙ч. Для сравнения, в это же
время годовой объем производства электроэнергии в США составлял около 23 млрд. кВт∙ч, а в Германии около
5 млрд. кВт∙ч.
Дальнейшее развитие электроэнергетики в России и в Советском Союзе было тесно увязано с индустриализацией и плановой электрификацией территории в целях промышленного и социального развития страны.
К 1990 году по данным Статистического ежегодника «Народное хозяйство СССР в 1990 году» установленная
мощность электростанций в СССР составляла 344 ГВт, в т.ч. ГЭС – 65 ГВт и АЭС – 38 ГВт, а годовой объем
производства электроэнергии составлял 1726 млрд. кВт∙ч, в том числе электростанциями на территории России
– 1082 млрд. кВт∙ч. С этими показателями СССР опережал Великобританию, Германию, Францию, японию и занимал второе место в мире после США с установленной мощностью электростанций около 750 ГВт и годовым
объемом производства электроэнергии около 3100 млрд. кВт∙ч.
Современное состояние технологического комплекса российской электроэнергетики в сравнении с
зарубежными странами
Электрификация и ускоренное промышленное развитие Бразилии, Индии, Китая, Южно-Африканской республики и Южной Кореи, последовавшие в конце XX века, существенно изменили положение этих государств
в мировой электроэнергетической иерархии. Российская электроэнергетика сохранила свое место в пятерке
стран-лидеров, несмотря на трудности, связанные с разделением СССР и переходом экономики России на рыночные отношения.
В настоящее время по оценке Международного Энергетического Агентства (МЭА) Российская Федерация
входит в пятерку ведущих стран мира по годовому объему производства электроэнергии с использованием традиционных технологий. На 1 января 2012 года общая установленная мощность электростанций ЕЭС России по
данным ОАО «СО ЕЭС» составила 218,24 ГВт. Для сравнения общая установленная мощность электростанций в
США (по данным Администрации энергетической информации США) превышает 1000 ГВт, Китая – 797 ГВт, японии – 280 ГВт. Установленная мощность электростанций 27 стран Европейского союза по данным Европейского
Статистического Агентства EUROSTAT превышает 712 ГВт.
Возрастная структура генерирующего оборудования в ЕЭС России по данным Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике в целом соответствует аналогичным показателям электроэнергетики развитых стран мира, прошедших период масштабной электрификации в середине XX века и составляет для ТЭС –
30 лет, для ГЭС – 28 лет, для АЭС – 21 год.
Для сравнения, в США по данным Администрации энергетической информации средний возраст генерирующего оборудования ТЭС составляет 45 лет, ГЭС – 40 лет, АЭС – 31 год.
В наиболее промышленно развитом регионе Западной Европы, включающем в себя Австрию, Бельгию,
Францию, Германию, люксембург, Голландию и Швейцарию по последним данным аналитиков немецкой энергокомпании RWE (www.rwe.com) средний возраст генерирующего оборудования ТЭС составляет 28 лет, ГЭС –
42 года и АЭС – 26 лет.
Страны, рост экономического развития в которых пришелся на конец XX века, имеют меньший возраст
генерирующего оборудования. Например, по различным экспертным оценкам средний возраст ТЭС Китая составляет 15 лет, а АЭС – 8 лет. В Индии средний возраст ТЭС составляет 24 года, а в ЮАР – 14 лет.
Производство электроэнергии на ВИЭ с учетом ГЭС, принимаемое в практике международной классификации, позволяет России входить в группу стран-лидеров, использующих источники возобновляемой энергии.
При этом использование других технологий ВИЭ в ЕЭС России не превышает 1% в общем объеме производства
электроэнергии и ограничено их неконкурентоспособностью на рынке электроэнергии и отсутствием масштабного субсидирования.
В странах, активно стимулирующих развитие производства электроэнергии на ВИЭ, по данным МЭА этот
сектор обеспечивает существенную долю внутреннего потребления: в Дании и Исландии – более 25%, в Португалии и Испании – около 20%, в Новой Зеландии, в Германии и Финляндии – около 15%.
Доля генерации на ВИЭ в зарубежных странах в последние десятилетия существенно растет вследствие
удорожания углеводородов, политической ориентации на энергонезависимость от поставщиков углеводородных
ресурсов и активных мер субсидирования строительства этих видов генерации.
33
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РАЗВИТИЕ ЭлЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ:
ОСНОВНыЕ ТРЕНДы
экономичеСкие ПреоБразования в
электроэнергетике
Дерегулирование:
механизмы экономического
регулирования
административные
методы управления
Саморегулирование
Либерализация:
Свободная конкуренция
ограничение влияния на рынок
крупных участников
закрытый рынок
отсутствие барьеров для входа
на рынок новых участников
Приватизация – продажа государственных энергетических активов частным инвесторам
источники информации:
Anderson, J.A., 2009. Electricity Restructuring: A Review of Efforts around the
World and the Consumer Response. The Electricity Journal, 22(3), 70-86
Bodmer E., 2009. The Deregulation Penalty: Losses for Consumers and Gains for
Sellers, American Public Power Association.
Branston, J. Robert. 2000. A Counterfactual Price Analysis of Electricity
Privatisation in England and Wales, L’institute Discussion Paper 7, Universities of
Birmingham, Ferrara and Wisconsin-Milwaukee.
Dagdeviren, H., 2009. Limits to Competition and Regulation in Privatized Electricity
Markets. Annals of Public and Cooperative Economics, 80(4), 641-664.
De Oliveira R. and Tolmasquin M. (2004) Regulatory performance analysis case
study: Britain’s electricity industry. Energy Policy 2004 Volume 32 issue 11.
Nellis, J. (2003) Effects Of Privatization On Income & Wealth Distribution.
Presentation to WB Energy week 2003.
Pollitt, M. (2009), ‘Evaluating the evidence on electricity reform: Lessons for the
South East Europe (SEE) market’, Utilities Policy, 17 (1), pp.13-23.
Thomas S. 2007 Electricity Liberalization Experiences in the World July 2007
PSIRU.
Thomas S. 2009 Corporate policies in the EU energy sector.
da Silva, P.P. and Soares, I. (2008), EU spot prices and industry structure:
assessing electricity market integration, International Journal of Energy Sector
Management, Vol.2, Issue 3, pp.340-350.
W lfl, A. et al. (2009), Ten Years of Product Market Reform in OECD Countries:
Insights from a Revised PMR Indicator, OECD Economics Department Working
Papers,No. 695, OECD publishing, © OECD doi:10.1787/224255001640
34
Развитие электроэнергетики в мире
экономичеСкие ПреоБразования: дерегУлирование,
лиБерализация, Приватизация
В начальный период своего развития электроэнергетические компании в различных странах создавались
на уровне отдельных регионов в виде вертикально-интегрированных компаний и работали в условиях конкуренции. По мере формирования крупных энергосистем в границах государств электроэнергетика постепенно
перешла в форму монополии, находящейся под полным контролем органов государственного регулирования.
Монопольное состояние электроэнергетики к концу XX-го века привело к обострению конфликтных ситуаций как
с потребителями, так и с органами регулирования в отношении уровня цен на электроэнергию, энергоэффективности оборудования, модернизации существующих и строительства новых энергообъектов. Для разрешения накопившихся противоречий правительствами США, Великобритании и ряда других развитых стран были приняты
решения по проведению экономических преобразований в национальных электроэнергетических секторах.
Преобразования электроэнергетики, как и любой другой монополистической отрасли, регулируемой государством, предполагают реализацию одного или нескольких из процессов – дерегулирование, либерализация,
приватизация. В российской практике реформирования их часто отождествляют, однако, мировой опыт показывает, что проведение каждого из этих преобразований не всегда является необходимым элементом реформы.
Под дерегулированием в зарубежной практике понимается снижение влияния государства на электроэнергетику и замена административных методов управления отраслью экономическими механизмами и элементами саморегулирования.
либерализация означает открытие рынков путем введения правил, обеспечивающих свободную конкуренцию, ограничение влияния крупных участников рынка на его функционирование и отсутствие барьеров для входа
на рынок новых участников.
Приватизация предполагает продажу государственных электроэнергетических активов частным инвесторам.
В США или в Норвегии, например, не требуется проведения приватизации. Энергетические компании в
этих государствах всегда были частными, однако их вертикально-интегрированная структура и принадлежащая
им доля рынка позволяют оценивать их положение как монополистическое и, соответственно, требующее регулирования тарифов на электроэнергию со стороны государства.
цели преобразования электроэнергетики
Принимая решение о реформировании электроэнергетики, государства предполагали решить структурные
проблемы национальных электроэнергетических секторов и руководствовались различными целями, приведем
основные из них:
• снижение цен на электроэнергию для конечных потребителей (США; страны Европейского Союза);
• повышение конкурентоспособности национальной экономики (Южная Корея, Китай);
• улучшение качества обслуживания потребителей (США, страны Европейского Союза);
• привлечение дополнительных доходов в государственный бюджет:
– за счет продажи государственных активов в электроэнергетике (Великобритания, Венгрия, Дания,
чехия);
– путем введения экологических налогов сверх цены электроэнергии (страны Европейского Союза);
– за счет перераспределения инвестиций в строительство и модернизацию электроэнергетических
мощностей с государства на частных инвесторов (Аргентина, чили);
• повышение эффективности электроэнергетики:
– создание стимулов для генерирующих компаний к внедрению инновационных технологий, направленных на снижение затрат на производство электроэнергии и уменьшение воздействия на окружающую
среду;
– оптимизация состава генерирующего оборудования и снижение доли избыточной генерации;
– правильное установление тарифов на передачу, способствующее эффективному размещению
генерирующих объектов и крупных потребителей – создание стимулов для генерирующих компаний
строить объекты генерации в энергодефицитных регионах, для потребителей – строить промышленные предприятия в энергоизбыточных регионах;
– создание рынка электроэнергии, который уравновешивая спрос и предложение, создает ценовые
сигналы для инвестиций в строительство новых энергомощностей;
• ликвидация межотраслевого перекрестного субсидирования и субсидирования одних категорий
потребителей другими;
• создание рыночных механизмов для снижения энергоемкости национальных промышленных
предприятий и повышения уровня конкуренции между промышленными предприятиями с высокой
энергоемкостью;
• создание условий для развития внешней торговли, позволяющих государствам с избыточной
выработкой электроэнергии поставлять ее на рынки соседних государств;
• возможность создания «сопутствующих» рынков энергосервисных услуг и услуг по энергоаудиту;
• индивидуальные цели национального характера:
– снижение влияния лобби угольного профсоюза (Великобритания);
– обеспечение уровня цен на электроэнергию, не превышающего цены в соседних странах (Южная
Корея, япония);
– получение доступа к средствам МВФ и Всемирного Банка, ставивших дерегулирование и либерализацию в качестве обязательного условия выдачи займов.
35
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РАЗВИТИЕ ЭлЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ:
ОСНОВНыЕ ТРЕНДы
разделение моноПолЬныХ и
конкУрентныХ видов деятелЬноСти
Функциональное
разделение
Разделение прав
собственности на
имущество ВИК
Назначение
независимого СО
для управления
режимами работы
энергосистемы
Продажа ВИК активов, относящихся
к конкурентным видам деятельности,
неаффилированной с ней компаниеи
–
ü
возможна
Передача функций по управлению
режимами работы энергосистемы
независимому СО
–
возможна
–
Установление ограничений на обмен
информацией между подразделениями
ВИК, осуществляющими монопольные
и конкурентные виды деятельности
ü
–
ü
Установление запрета на совмещение
должностей в подразделениях ВИК,
осуществляющих монопольные и
конкурентные виды деятельности
ü
–
ü
Раздельное ведение энергокомпаниями
счетов по монопольным и конкурентным
видам деятельности
ü
ü
ü
Способы разделения по
видам деятельности
Основные меры
вертикально интегрированная компания (вик) – предприятие или группа предприятий, выполняющие, как минимум, одну из функций передачи
или распределения и, как минимум, одну из функций генерации или поставок электроэнергии (Директива 2003/54/ЕС) (English-Russian Energy Sector
Glossary, ERRA)
региональная ассоциация органов регулирования энергетики (ERRA):
www.erranet.org
Федеральная комиссия по регулированию энергетики СШа (FERC):
www.ferc.gov
агентство по сотрудничеству регуляторов энергетики еС (ACER):
www.acer.europa.eu
комиссия по регулированию коммунальных предприятий калифорнии:
www.cpuc.ca.gov
комиссия по регулированию коммунальных предприятий вашингтона:
www.utc.wa.gov
третий энергетический пакет еС:
источники информации:
Конкуренция на электроэнергетических рынках. Международное энергетическое агентство, 2001 (www.iea.org).
С.Хант, Создание работоспособной конкуренции в электроэнергетике, 2002.
36
Развитие электроэнергетики в мире
СтрУктУрные ПреоБразования в электроэнергетике –
разделение По видам деятелЬноСти и регУлирование
Ключевым элементом программы реформ электроэнергетики зарубежных стран являются структурные
преобразования. Цель таких преобразований – создание условий для развития конкуренции в отрасли, переход
от вертикально-интегрированной монополии к конкурентным отношениям в тех видах деятельности, где это возможно.
Структурные преобразования включают в себя разделение вертикально-интегрированных энергокомпаний
(ВИК) на потенциально конкурентные (производство и сбыт электроэнергии) и естественно монопольные виды
деятельности (передача и распределение электроэнергии, управление режимами работы энергосистемы), а также могут предусматривать горизонтальную реструктуризацию генерирующего сектора – создание достаточного
числа конкурирующих между собой генерирующих компаний. Структурные преобразования могут проводиться
вместе с приватизацией принадлежащих государству энергокомпаний (Великобритания) либо без нее (Скандинавские страны, Австралия, Онтарио, Бразилия).
Структурные преобразования электроэнергетической отрасли являлись неотъемлемой частью реформ в
Великобритании, чили, Аргентине, на либерализованных рынках США и в ряде других стран. В настоящее время структурные преобразования реализуются в электроэнергетике стран ЕС в рамках имплементации Третьего
энергетического пакета.
Вертикальное разделение конкурентных и монопольных видов деятельности необходимо, прежде всего,
для решения следующих задач:
• обеспечение недискриминационного доступа независимых производителей электроэнергии к услугам
естественных монополий – оказание таких услуг на равных для всех участников отрасли условиях;
• обеспечение принятия справедливых и непредвзятых решений, связанных с управлением электрическими сетями и энергосистемой;
• недопущение перекрестного субсидирования конкурентных видов деятельности за счет монопольных
видов деятельности.
Способами вертикального разделения монопольных и конкурентных видов деятельности могут являться:
• функциональное отделение монопольных и конкурентных видов деятельности без разделения прав
собственности ВИК – осуществление монопольных и конкурентных видов деятельности различными
подразделениями (компаниями) ВИК при условии установления запретов и ограничений на обмен
информацией и совмещение должностей сотрудниками таких подразделений в целях исключения
возможностей для дискриминации независимых производителей электроэнергии в пользу аффилированных с ВИК генерирующих компаний при принятии решений, связанных с управлением электрическими сетями и энергосистемой;
• разделение прав собственности на имущество ВИК – продажа ВИК части своих активов, относящихся
к монопольным или конкурентным видам деятельности, в пользу независимых компаний;
• назначение независимого системного оператора и передача ему функций по управлению электрическими сетями и энергосистемой.
Горизонтальная реструктуризация генерирующего сектора необходима для решения проблемы рыночной
силы, т.е. для снижения возможностей отдельных участников влиять на цены электроэнергетического рынка.
Такой вид реструктуризации может осуществляться, например, путем разделения крупных компаний на более
мелкие (Аргентина, Великобритания, Калифорния), путем создания региональных рынков (NordPool).
регулирование деятельности естественных монополий и участников рынка
Регулирование деятельности естественных монополий является необходимой мерой при обеспечении условий для свободной конкуренции производителей электроэнергии.
Регулирование деятельности естественных монополий включает в себя:
• установление тарифов на услуги естественных монополий;
• контроль выполнения установленных требований по обеспечению недискриминационного доступа
участников отрасли к услугам естественных монополий.
Регулирование также должно предусматривать меры по предотвращению использования участниками
электроэнергетического рынка рыночной силы.
Необходимым условием для обеспечения эффективного регулирования является назначение независимого
регулятора, обладающего полномочиями по установлению тарифов на услуги естественных монополий, обеспечению недискриминационного доступа к таким услугам, мониторингу поведения участников электроэнергетического рынка и принятию мер в случае выявления нарушений установленных правил недискриминационного
доступа или правил рынка. Регулятор также должен обладать доступом к необходимой ему информации, в том
числе к данным о затратах и эффективности деятельности естественных монополий, квалифицированными кадрами и техническими возможностями для обработки и анализа информации (например, комиссии штатов по
регулированию коммунальных предприятий и Федеральная комиссия по регулированию энергетики США).
37
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РАЗВИТИЕ ЭлЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ:
ОСНОВНыЕ ТРЕНДы
генерация
традиционные технологии
• Парогазовые установки (ПГУ)
• Пылеугольные ТЭС со
сверхкритическими параметрами пара
• Комбинированное производство
электроэнергии и тепла
Перспективные технологии
• Генерация на основа ВИЭ
• Улавливание и хранение СО2
• Термоядерный синтез (ITER)
ПерСПективные теХнологии в
зарУБежной электроэнергетике
Передача, распределение
Потребление
технологии передачи
• линии постоянного тока
• Сверхпроводящие кабели
• Морские кабели
• FACTS
энергоэффективное обор.потребителей
• промышленное оборудование
• кондиционирование
• отопление и т.д.
технологии распределения
• Автоматизация работы подстанций
• SCADA
• Сверхпроводящие устройства
(трансформаторы, ограничители тока и др.)
электрификация транспорта
• железнодорожный
• легковые и грузовые
• автобусы
интеллектуальные энергосистемы, энергосети (Smart grids)
• Присоединение ВИЭ – генерации к сетям
• Интеллектуальные средства измерений
• Присоединение микро-генерации к сетям
(smart meters)
• Распределенная генерация
• Компьютерные технологии системного
моделирования
• Управление собств. электропотреблением
• Интеграция электромобилей в
электросети
технологии аккумулирования электроэнергии
• Гидроаккумулирующиеэл. станции (ГАЭС)
• Электрохимические аккумуляторные
• Аккумулирование энергии сжатого
батареи
воздуха
• Супер-конденсаторы, маховики и др.
• аккумуляторы в системах резервного
электропитания
к возобновляемым источникам относятся (виэ):
• энергия ветра – ветровые электростанции (в Европе и США установленная мощность удваивается каждые 4 года);
• энергия солнечного излучения – концентрация солнечного излучения
(ТЭС) и солнечные батареи;
• потенциальная энергия воды – традиционная гидроэнергетика;
• тепловая энергия подземных источников – геотермальная энергетика,
производящая тепло и электроэнергию;
• энергия приливов – приливные электростанции;
• энергия морских (океанских) течений – подводные гидротурбины
• биотопливо – ТЭС на синтетическом топливе, полученном из биологических отходов.
интеллектуальная энергосистема (Smart grid) по определению международного энергетического агентства характеризуется следующими
возможностями:
• контроль и управление производством, передачей и потреблением электроэнергии на основе оперативной информации, передаваемой в центры
принятия решений по информационным каналам;
• предоставление производителям, сетевым компаниям, поставщикам и
потребителям подробной информации об энергопотреблении;
• управление потребителем своим энергопотреблением;
• оперативную информацию о характере и местонахождении аварий в
энергосистеме и возможность управления ими в автоматическом режиме.
к распределенной генерации относятся «объекты, непосредственно подключенные к распределительной сети или расположенные со стороны потребителя относительно узла учета». (Ackermann et al, “Distributed generation:
a definition”, Electric Power Systems Research 57, 2001).
тэС – тепловая электростанция
УтС – управляемый термоядерный синтез
иБП – источник бесперебойного питания
FACTS – гибкая система передачи переменного тока (Flexible Alternating
Current Transmission System)
SCADA – система диспетчерского управления и сбора данных (Supervisory
Control and Data Acquisition)
Ссылки:
раздел сайта EURELECTRIC по виэ – http://www.eurelectric.org/RESAP
раздел сайта европейской комиссии, посвященный виэ –
http://ec.europa.eu/energy/renewables/index_en.htm
Сайт, посвященный европейским проектам smart grids –
http://www.smartgridsprojects.eu
38
Развитие электроэнергетики в мире
теХнологичеСкие ПреоБразования
(тенденции развития), в том чиСле на оСнове виэ
технологии в генерации
традиционные технологии генерации в зарубежных странах развиваются в следующих направлениях:
• совершенствование парогазовых установок (ПГУ), объединяющих газовые и паровые турбины,
обеспечивающее суммарный КПД более 60% – мощность крупных энергоблоков превысила 510 МВт;
улучшение маневренности (от минимальной до базовой нагрузки за 6 минут), быстрый запуск (30 минут)
– www.ge-energy.com;
• расширение производителями энергетического оборудования линейки малых энергоустановок высокой
степени готовности к эксплуатации в качестве распределенной генерации (1-4 МВт) – www.ge-energy.com;
• создание пылеугольных станций на суперсверхкритических (ССК) параметрах пара – температура
620°С, давление 300 атм., КПД более 45% – www.energy.siemens.com;
• увеличение доли комбинированного производства электроэнергии, тепла и холода (когенерация) –
результирующая эффективность использования топлива до 90% для газовых станций –
www.alstom.com/power.
• совершенствование технологий атомной генерации, разработка в рамках международной кооперации
(проект GIF) шести перспективных проектов на тепловых и быстрых нейтронах, для существенного
снижения капитальных и операционных расходов, повышения уровня безопасности, маневренности,
а также минимизации количества радиоактивных отходов – www.gen-4.org. Маневренность строящейся
во Франции станции Flamanville-3 проекта EPR составляет 5% выходной мощности в минуту при текущей
мощности более 60% (www.skmconsulting.com).
возобновляемые источники энергии (виэ)
Политика национальных правительств по снижению уровня использования технологий сжигания углеводородного топлива при получении электроэнергии и тепла, выражающаяся в прямой и косвенной поддержке возобновляемой генерации, ведет к быстрому развитию генерации на основе ВИЭ:
• ветровые фермы – 870 МВт – проект Alta – Калифорния, США – http://www.terra-genpower.com;
• солнечные фермы – 310 МВт – проект SEGS – Калифорния, США – http://www.nexteraenergyresources.com;
• морская ветровая ферма – 1 ГВт – «London Array», устье р.Темзы, Великобритания –
http://www.londonarray.com.
Основной проблемой при использовании энергии ветра и солнца является нерегулярный характер генерации, напрямую зависящий от природных условий. Задача компенсации нерегулярности выработки электроэнергии на основе ВИЭ решается следующими способами:
• использование базовой гидро- и тепловой генерации, для оперативного регулирования выдаваемой
мощности;
• использование установок по аккумулированию электроэнергии, в настоящее время это в основном
гидроаккумулирующие электростанции и, частично, геологические аккумулирующие станции,
работающие на сжатом воздухе;
• объединение энергосистем, обеспечивающее возможность покупки электроэнергии на соседних рынках.
Сетевые технологии
Постоянной тенденцией является увеличение напряжения в передающих сетях переменного тока:
• воздушная линия чанчжи-Цзинмэнь, Китай – 1100 кВ, 640 км – www.sgcc.com.cn;
• подземный трехфазный кабель Beddington-Rowdown, Великобритания – 400 кВ, 30 км –
www.nationalgrid.com
В связи с преимуществами передачи электроэнергии на большие расстояния, развиваются технологии передачи по постоянному току:
• воздушная линия Сяняба-Шанхай, Китай – +/- 800 кВ, 2100 км – www.sgcc.com.cn;
• воздушная линия Агра-Бишванас, Индия 800 кВ, 1700 км – www.powergridindia.com;
• морская кабельная линия NorNed (Норвегия-Нидерланды) – ± 450 кВ, 580 км – http://www.norned-auction.org.
Перспективным решением для передачи электроэнергии является использование сверхпроводников, пилотные проекты действуют в Европе, США, японии, и др. В основном применяются 3-фазные кабели переменного тока (источник: доклад EPRI, «Superconducting Power Equipment - Technology Watch 2011»):
• 600 м, 138 кВ, Нью-йорк, США, разработчик AMSC и 1700 м, 13,8 кВ, Новый Орлеан, США, разработчик
Ultera;
• 250м, 64кВ, йокосука, япония, разработчик Super-ACE;
• 6000 м, 50 кВ, Амстердам, Нидерланды, разработчик Ultera (проект в разработке).
Кроме того, сверхпроводники используются в сетевых устройствах (трансформаторы, ограничители тока) и
индуктивных накопителях энергии. Недостатком всех устройств является необходимость охлаждения в процессе
работы, что требует затрат энергии. В настоящее время количество сэкономленной энергии меньше энергии,
затраченной на охлаждение.
Широкое распространение в последние годы получили устройства технологии FACTS (Гибкие системы передачи переменного тока), которая является комплексом технологических решений, повышающих безопасность,
пропускную способность (до 2-х раз) и гибкость при эксплуатации линий электропередачи переменного тока (источник: www.abb.com).
39
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
интеллектУалЬные энергоСиСтемы
и теХнологии Хранения
электроэнергии
РАЗВИТИЕ ЭлЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ:
ОСНОВНыЕ ТРЕНДы
Сравнение функциональных характеристик различных технологий
аккумулирования электроэнергии
Управление оптовыми объемами
часы
обеспечение передачи и распределения
Сдвиг времени потребления
гаэС
накопители энергии
Сжатого воздуха
(CAES)
Проточные аккумуляторы:
Zn-CI Zn-Air Zn-Br VRB PSB
Минуты
Серно-натриевые батареи
Усоверш. L/A батареи
Суперконденсаторы
большой мощности
Батареи на NaNiCI2
литий-ионные батареи
Свинцово-кислотные (L/A) батареи
Батареи на NaNiCI2
Секунды
время работы при номинальной мощности
иБП
качество э/энергии
никель-металл-гидридные батареи
маховики высокой мощности
Суперконденсаторы большой
мощности
1 кВт
10 кВт
100 кВт
Сверхпроводящие
электромагниты
1 МВт
10 МВт
100 МВт
1 ГВт
величина установленной мощности системы
CAES – Системы аккумулирования энергии сжатого воздуха
L/A – Свинцово-кислотный аккумулятор
Ni-Cd – Никель-кадмиевый
гаэС – Гидроаккумулирующая электростанция
Zn-Cl – Хлор-цинковый аккумулятор
Zn-Air – Воздушно-цинковый аккумулятор
Zn-Br – Цинк-бромный аккумулятор
VRв – Ванадиевые окислительно-восстановительные проточные аккумуляторы (Vanadium Redox flow Battery)
PSB – Проточный аккумулятор на двух электролитах – бромида натрия и
полисульфида натрия
NaNiCl2 – Аккумулятор – жидкий натрий, тетрахлоралюминат натрия, двуххлористый никель
Ссылки:
Сайт научно-исследовательского электроэнергетического института
(СШа) – www.epri.com
Сайт ассоциации по аккумулированию электроэнергии –
www.electricitystorage.org
40
Развитие электроэнергетики в мире
интеллектУалЬные энергоСиСтемы
и теХнологии Хранения электроэнергии
интеллектуальные энергосистемы (smart grids)
Концепция интеллектуальной энергосистемы включает применение современных коммуникационных и информационных технологий, обеспечивающих контроль и автоматизированное управление генерацией, передачей и потреблением электроэнергией. Особенностью интеллектуальной энергосистемы является многостороннее взаимодействие объектов энергосистемы, включающее разнонаправленные потоки данных и управляющих
сигналов, предполагающее управление потреблением, присоединение нерегулярной генерации на основе ВИЭ
и малой распределенной генерации. Все это требует проектирования сложной информационной и коммуникационной платформы, включая программное обеспечение, совместно обеспечивающих сбор, обработку и хранение
информации по работе энергосистемы, а также механизмы принятия решений, обеспечивающих ее надежную
работу, требующие использование системного моделирования. В настоящее время в зарубежных энергосистемах проводится масштабная работа по унификации оборудования, разработке и принятию отраслевых стандартов и реализации пилотных проектов.
Концепция интеллектуальных счетчиков (smart meters) входит составной частью в концепцию smart grids и
является ее неотъемлемой частью. Интеллектуальный счетчик, в зависимости от области применения, обладает
следующими возможностями:
• сбор и хранение результатов измерения энергопотребления, качества электроэнергии, отключений;
• предоставление безопасного доступа к хранимой информации;
• передача сигналов об аварийных ситуациях;
• управление включением и отключением присоединенного оборудования.
технологии хранения электроэнергии
Традиционным способом аккумулирования является использование гидроаккумулирующих электростанций
(ГАЭС), мощность станций – единицы ГВт, время работы – десятки часов. Суммарная установленная мощность
ГАЭС составляет в настоящее время 127 ГВт – 99% установленной мощности всех используемых накопителей
энергии в мире. Альтернативными являются аккумулирующие станции с использованием новых технологий:
• накопители энергии сжатого воздуха, использующие естественные подземные резервуары:
110 МВт, 2500 МВт∙ч, КПД 70%, Алабама, США – www.powersouth.com;
300 МВт, 3000 МВт∙ч, КПД 70%, Калифорния, США – www.smartgrid.gov;
90 МВт, 360 МВт∙ч, КПД 70% проект ADELE (без дополнительного топлива), Саксония-Анхальт,
ФРГ – www.rwe.com;
• аккумуляторные батареи:
усовершенствованные свинцово-кислотные – 1.5 МВт, 1 МВт∙ч, Гавайи, США – www.xtremepower.com;
Натрий-серные – 34 МВт, 245 МВт∙ч, Роккашо, япония – www.ngk.co.jp/english;
Ионно-литиевые – 20 МВт, 5 МВт∙ч, Мехильонес, чили – www.aesenergystorage.com;
Никель-кадмиевые – 27 МВт, 7 МВт∙ч, Аляска, США – www.gvea.com;
• электрохимические проточные аккумуляторы (ПА):
цинк-бромный – 15 МВт, 120 МВт∙ч, Бедфордшир, Великобритания – www.abb.com;
транспортируемый цинк-бромный – 0,5 МВт, 2.8 МВт∙ч – www.premiumpower.com
ванадиевый ПА – 600 кВт, 3.6 МВт∙ч, Калифорния, США – www.pdenergy.com;
• маховик – 20 МВт, 5 МВт∙ч, КПД полного цикла 85%, Нью-йорк, США – www.beaconpower.com;
• накопители на сверхпроводящих электромагнитах – макс.мощность 0,5 МВт, макс. энергия 1МДж,
Байинь, Китай (источник: доклад EPRI, «Superconducting Power Equipment-Technology Watch 2011»);
Системы аккумулирования, построенные по разным технологиям, имеют различные характеристики по
мощности, емкости, времени разряжения и находят применение на всех этапах производственной цепочки от
генерации до потребления.
основные тенденции в развитии интеллектуальных энергосистем
Широкая поддержка генерации от ВИЭ, вызывающая стремительное развитие последней, стимулирует развитие технологий аккумулирования энергии, передачи и распределения электроэнергии. Развитие распределенной генерации и управления собственным энергопотреблением усложняет структуру энергосистемы; сохранение
ее устойчивости обеспечивается внедрением интеллектуальных энергосистем, использующих современные информационно-коммуникационные технологии и системное моделирование. Многочисленные демонстрационные
проекты по проверке экономической эффективности технологических решений обеспечивают накопление практического опыта, необходимого сетевым и генерирующим компаниям для их промышленного внедрения.
41
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РыНКИ
ЭлЕКТРОЭНЕРГИИ
В СОПРЕДЕльНыХ
ЗАРУБЕЖНыХ
ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
СтатУС рынков электроэнергии
в СоПределЬныХ энергоСиСтемаХ на
май 2012 года
норвегия
китай
Финляндия
российская
Федерация
эстония
монголия
казахстан
латвия
литва
Беларусь
Украина
грузия
азербайджан
Свободное рыночное ценообразование в конкурентных видах деятельности
Тарифное ценообразование во всех видах деятельности
Комбинированная форма: применяются свободное ценообразование и тарифное регулирование
общий скандинавский оптовый рынок электроэнергии Nord Pool создан
в 1993 году на основе энергетического рынка Норвегии в виде международной товарной биржи, специализирующейся на торговле электрической
энергией. Первоначально, в торговле участвовали только Норвегия и Швеция. В 1998 году к Nord Pool присоединились Финляндия, а в 2000 - Дания.
В настоящее время торги проводятся в секторе двухсторонних договоров,
в секторе «на сутки вперед», в секторе внутридневных торгов и в секторе
производных финансовых инструментов. Балансирующие рынки и рынки
системных услуг работают в национальных энергосистемах стран-участниц.
На Nord Pool действует модель зонального ценообразования. Зоны сформированы на основе действующих сетевых ограничений, трансляция которых в сетевые тарифы для участников рынка позволяет оперировать единой
общесистемной ценой для всех субъектов рынка. www.nordpoolspot.com
42
Ссылки на сайты органов регулирования и крупнейших энергокомпаний сопредельных энергосистем:
оао «азерэнержи» www.azerenerji.com
министерство энергетики армении www.minenergy.am/en/en/
гПо «Белэнерго» www.energo.by/okon/p21.htm
министерство энергетики грузии www.menr.gov.ge/en/
казахстанский оператор рынка электроэнергии и мощности «корэм»
www.korem.kz
государственная комиссия по регулированию электроэнергетики китая
www.serc.gov.cn/english/
министерство энергетики кыргызстана www.energo.gov.kg/ru/
AS «Latvenergo» www.latvenergo.lv
министерство энергетики литвы www.enmin.lt/en/
министерство экономики молдовы www.mec.gov.md/
министерство минеральных ресурсов и энергетики монголии
www.mmre.energy.mn/english/home/
открытая акционерная Холдинговая компания «Барки точик»
(таджикистан) www.barkitojik.tj/rus
министерство энергетики и промышленности туркменистана
www.minenergo.gov.tm
государственно-акционерная компания «Узбекэнерго» (Узбекистан)
www.uzbekenergo.uz/rus
государственное предприятие «энергорынок» (Украина) www.er.gov.ua/
энергокомпания EESTI ENERGY (эстония) www.energia.ee
Развитие электроэнергетики в мире
СтатУС рынков электроэнергии
в СоПределЬныХ энергоСиСтемаХ на май 2012 года
азербайджан. Разделение по видам деятельности не проведено. Основной поставщик электроэнергии –
государственный энергоконцерн ОАО «Азерэнержи». Имеется небольшое количество приватизированных малых
ГЭС. Оптовый рынок отсутствует. Применяется тарифное регулирование ценообразования на производство,
передачу, распределение и сбыт электроэнергии.
Беларусь. Разделение по видам деятельности не проведено. Единственный поставщик электроэнергии –
государственный энергоконцерн ГПО «Белэнерго». Оптовый рынок отсутствует. Применяется тарифное регулирование ценообразования на производство передачу, распределение и сбыт электроэнергии.
грузия. Проведено разделение по видам деятельности: генерация, передача, распределение и сбыт электроэнергии. Действует оптовый рынок электроэнергии, основной формой торговли на котором являются двухсторонние договоры. Применяется тарифное регулирование ценообразования на производство, передачу, распределение и сбыт электроэнергии.
казахстан. Проведено разделение по видам деятельности: генерация, передача, распределение и сбыт
электроэнергии. Действует оптовый рынок электроэнергии, основной формой торговли на котором являются
двухсторонние договоры. Дальнейшее развитие рынка планируется в направлениях улучшения централизованной торговли электрической энергией; полного запуска балансирующего рынка и развития рынка системных и
вспомогательных услуг. В сфере производства электроэнергии действует рыночное ценообразование. Тарифное регулирование применяется к ценообразованию в передаче, распределении и сбыте электроэнергии.
китай. Проведено разделение по видам деятельности: генерация, передача и распределение электроэнергии. Основным собственником энергетических активов является государство. В 2004 году запущены пилотные
проекты рынков электроэнергии на западе и северо-западе Китая. Основной формой торговли являются двухсторонние договоры. Применяется тарифное регулирование ценообразования на производство, передачу, распределение и сбыт электроэнергии.
латвия, литва. Проведено разделение по видам деятельности: генерация, передача, распределение и сбыт
электроэнергии. Действует оптовый рынок электроэнергии, включающий следующие сектора: двухсторонние
договоры, спотовый рынок, корректирующий рынок, рынок реального времени. В перспективе латвия присоединится к торговле на рынке Nord Pool и по плану BEMIP войдет в состав объединенного рынка электроэнергии
стран Балтийского моря. В сфере производства электроэнергии действует рыночное ценообразование. Тарифное регулирование применяется к ценообразованию в передаче, распределении и сбыте электроэнергии.
монголия. Проведено разделение по видам деятельности: генерация, передача, распределение и сбыт
электроэнергии. Действует модель оптового рынка с единственным покупателем и двумя сопутствующими рынками – спотовым и конкурентным аукционом. Применяется тарифное регулирование ценообразования на производство, передачу, распределение и сбыт электроэнергии.
норвегия. Проведено разделение по видам деятельности: генерация, передача, распределение и сбыт
электроэнергии. Действует рынок Nord Pool, включающий в себя двухсторонние договоры, спотовый рынок и
рынок производных финансовых инструментов. В национальной энергосистеме Норвегии дополнительно функционирует балансирующий рынок и рынок системных услуг. Применяется рыночное ценообразование в конкурентных секторах – производство и сбыт электроэнергии и тарифное регулирование в монопольных секторах
– передача и распределение электроэнергии.
Украина. Проведено разделение по видам деятельности: генерация, передача, и распределение электроэнергии. Действует модель рынка с единственным покупателем. Планируется переход на модель двухсторонними
договорами и балансирующим рынком электроэнергии. Применяется как свободное ценообразование в секторе
оптовых продаж, так и тарифное регулирование ценообразования на производство, передачу, распределение и
сбыт электроэнергии.
Финляндия. Проведено разделение по видам деятельности: генерация, передача, распределение и сбыт
электроэнергии. Действует рынок электроэнергии Nord Pool, включающий в себя двухсторонние договоры,
спотовый рынок и рынок производных финансовых инструментов. В национальной энергосистеме Финляндии
дополнительно функционирует балансирующий рынок и рынок системных услуг. Применяется рыночное ценообразование в конкурентных секторах – производство и сбыт электроэнергии и тарифное регулирование в монопольных секторах – передача и распределение электроэнергии.
эстония. Проведено разделение по видам деятельности: генерация, передача, распределение и сбыт
электроэнергии. Действует оптовый рынок электроэнергии, включающий следующие сектора: двухсторонние
договоры, спотовый рынок, корректирующий рынок, рынок реального времени. С апреля 2010 года Эстония
начала торговлю в ценовом регионе Estlink рынка электроэнергии Nord Pool. В сфере производства и поставки
электроэнергии крупным конечным потребителям действует рыночное ценообразование. Тарифное регулирование применяется к ценообразованию в передаче, распределении и энергоснабжении розничных потребителей
(до 2013 года).
43
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РыНКИ
ЭлЕКТРОЭНЕРГИИ
В СОПРЕДЕльНыХ
ЗАРУБЕЖНыХ
ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
ПерСПективные Проекты
интеграции рынков
электроэнергии
Перспективы формирования региональных рынков
электроэнергии в еС
Преимущества интеграции рынков:
• снижение транзакционных издержек на экспортно-импортные
операции;
• снижение операционных расходов для системных операторов и
участников рынка;
• снижение затрат на обеспечение надежности, связанных с
необходимостью поддержания собственных резервов и другими
системными услугами;
• оптимизация использования генерирующих мощностей;
• снижение волатильности цен на электроэнергию;
• повышение уровня конкуренции;
• улучшение условий для принятия решений по инвестициям;
• улучшение условий для инвестиций в возобновляемые источники за
счет расширения сектора потребления.
европейский региональный рынок электроэнергии «центр-запад»
www.belpex.be/index.php?id=95 http://www.casc.eu/en
европейский региональный рынок электроэнергии «центр-восток»
www.moffatt-associates.com/energy_services/facilitating_industry_debate/
symposium/documents/2009/rabensteiner.pdf
региональный рынок электроэнергии в юго-восточной европе
www.unece.org/fileadmin/DAM/energy/se/pp/clep/ahge6/02.1_Slavov.pdf
иберийский региональный рынок электроэнергии
http://www.omip.pt/OMIP/MIBEL/tabid/72/language/en-GB/Default.aspx
концепция перехода от региональных рынков к созданию единого
электроэнергетического рынка европы
http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/studies/doc/2009_gas_electricity_
markets.pdf
официальный сайт комиссии таможенного Союза
www.tsouz.ru/Pages/Default.aspx
рабочая группа «Формирование и развитие общего электроэнергетического рынка государств-участников Снг»
http://energo-cis.org/new/modules.php?op=modload&name=PagEd&file=index&t
opic_id=0&page_id=29
План создания регионального рынка электроэнергии стран Балтии
(BEMIP)
http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/bemip_en.htm
http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/bemip_en.htm
44
Развитие электроэнергетики в мире
ПерСПективные Проекты
интеграции рынков электроэнергии
В последнее десятилетие идея интеграции национальных рынков электроэнергии получила значительное
развитие под влиянием бизнес-интересов крупных энергокомпаний при политической поддержке институциональных наднациональных законодательных и исполнительных органов.
Основной формой интеграции стал региональный рынок электроэнергии, позволяющий расширить операционные зоны работы и снизить транзакционные издержки энергокомпаний, повысить надежность энергоснабжения потребителей и создать предпосылки оптимального развития сетевой инфраструктуры в пределах
энергосистем региона и на его границах.
электроэнергетический рынок в едином экономическом пространстве
Началом создания Общего электроэнергетического рынка в рамках Таможенного союза Республики Беларусь, Республики Казахстан и Российской Федерации можно считать подписание главами Правительств 19 декабря 2010 года Соглашения об обеспечении доступа к услугам естественных монополий в сфере электроэнергетики, включая основы ценообразования и тарифной политики. Ключевой частью этого Соглашения является
единая Методология осуществления межгосударственной передачи электрической энергии (мощности) между
государствами – участниками Единого экономического пространства, определяющая правила трансграничной
торговли в Едином экономическом пространстве.
общий электроэнергетический рынок стран Снг
Создание Общего электроэнергетического рынка стран СНГ предусмотрено статьей 13 Договора об
обеспечении параллельной работы электроэнергетических систем государств-участников СНГ от 25 ноября
1998 года.
Решением 32-го заседания ЭЭС СНГ от 12 октября 2007 года одобрены основные этапы формирования
Общего электроэнергетического рынка государств-участников СНГ, включающие в себя: развитие двусторонней
трансграничной торговли, взаимное участие в спотовых рынках, создание региональных рынков электроэнергии
и системных услуг, создание Общего электроэнергетического рынка государств-участников СНГ.
План создания общего электроэнергетического рынка стран Балтии (BEMIP)
Предусматривает присоединение «энергетических островов» – энергосистем стран Балтии к внутреннему
рынку ЕС и определен Европейским Советом в качестве важнейшего из шести инфраструктурных проектов
Европейского Союза. План BEMIP разработан и одобрен 17 июня 2009 восемью странами Балтийского региона:
Дания, Германия, Польша, латвия, литва, Эстония, Финляндия, Швеция (Норвегия участвует в качестве наблюдателя).
В рамках плана BEMIP предусматривается строительство 9,9 ГВт генерации, включая 5 ГВт атомной генерации с общим размером инвестиций 10,7 млрд. евро до 2018. Расходы на развитие сетевой инфраструктуры,
в т.ч. усиление внутренних сечений в энергосистемах стран-участниц планируются нВ уровне 4,7 млрд. евро до
2020 года.
В результате реализации BEMIP может быть создан единый региональный рынок электроэнергии с физическим годовым объемом поставляемой электроэнергии 425 млрд. кВт∙ч и оценочным годовым объемом физических продаж электроэнергии в 21,3 млрд. евро.
основные этапы BEMIP:
• реализация политических (тарифы) и бизнес-решений (модель и правила рынка) по интеграции рынков
к I кварталу 2010 года;
• внедрение основных рыночных инструментов: рынок «на сутки вперед», проведение внутрисуточных
торгов, балансирующий рынок и рынок резервов, распределение пропускной способности по аукциону,
запуск рынков финансовых контрактов в 2011 – 2013 годах;
• полное открытие розничного рынка, создание общей энергетической биржи, гармонизация сетевых
тарифов для генераторов в 2013 – 2015 годах.
45
раздел четвертый
теХнологичеСкие оСновы
электроэнергетики
коротченко василий викторович
Начальник отдела расчета объемов покупки и продажи мощности
Департамента торговли ОАО «АТС»
кандидат технических наук
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ЭлЕКТРИчЕСКИЕ
СТАНЦИИ
электричеСкие Станции
Самая крупная тепловая электростанция в России
источник фото: www.ru.wikipedia.org
Сургутская ГРЭС-2 – филиал Э.OН Россия,
расположена в городе Сургут (Ханты – Мансийский
автономный округ – Югра, Тюменская область).
ГРЭС работает на попутном нефтяном газе.
Установленная мощность составляет 5597 МВт.
электростанция – совокупность установок, оборудования и аппаратуры,
которые непосредственно используются для производства электрической
энергии, а также необходимые для этого сооружения и здания, расположенные
на определённой территории.
Установленная мощность энергосистемы – сумма установленных
(номинальных) мощностей всех генерирующих агрегатов системы.
располагаемая мощность энергосистемы – сумма установленных
мощностей генерирующих агрегатов, уменьшенная на величину,
определяемую
несоответствием условий эксплуатации оборудования
проектным условиям, а также величину режимных и технологических
ограничений. К такого рода причинам, в частности, относятся использование
некачественного или непроектного вида топлива, недостаточная тепловая
нагрузка станции с комбинированной выработкой тепла и электрической
энергии, колебания уровней водохранилищ, а также длительные
неисправности и конструктивные недоработки агрегатов.
48
Технологические основы электроэнергетики
электричеСкие Станции
электростанциями или электрическими станциями называют совокупность установок, оборудования и аппаратуры, которые непосредственно используются для производства электрической энергии, а
также необходимые для этого сооружения и здания, расположенные на определённой территории. Процесс производства электрической энергии на электростанции неразрывно связан с процессом ее потребления
электроприемниками. Не может быть производства электрической энергии без одновременного ее потребления,
как не может быть потребления электрической энергии без ее производства. Объясняется это тем, что электрическую энергию нельзя производить впрок и затем расходовать по мере необходимости. Конечно же, есть
аккумуляторные батареи, которые могут запасать электрическую энергию, но их мощности не достаточно, и в
настоящее время нет таких аккумуляторов электрической энергии, которые могли бы запасать ее в современных
масштабах потребления современной промышленностью. Таким образом, каждая электростанция в целом и ее
отдельные генераторы в любой момент времени вырабатывают столько электрической энергии, сколько ее потребляется в этот же момент времени с учетом потерь.
Из суммы электрических мощностей электростанций, входящих в какую-либо энергосистему, складывается ее генерирующая мощность. При этом различают установленную, располагаемую, рабочую генерирующие
мощности энергосистемы.
Электростанции можно условно разделить на традиционные и нетрадиционные, которые в свою очередь
разделяются в зависимости от источника энергии (вида топлива).
К традиционным относятся:
• Тепловые электростанции (ТЭС), работающие на органическом топливе, таком как газ, уголь, мазут
или торф;
• Атомные электростанции (АЭС), вырабатывающие электрическую энергию с помощью ядерной
установки (реактора);
• Гидравлические электрические станции (ГЭС), использующие в качестве источника энергию водного
потока.
К нетрадиционным относятся:
• Ветроэлектростанции (ВЭС), использующие для выработки электрической энергии движение
воздушных масс;
• Солнечные электростанции (СЭС), использующие солнечное излучение для получения электрической
энергии;
• Геотермальные электростанции (ГеоТЭС), которые вырабатывают электрическую энергию из тепловой
энергии подземных источников (например, гейзеров);
• Приливные электростанции (ПЭС), использующие энергию приливов и отливов.
Понятно, что широкое распространение в нашей стране получили традиционные электростанции – более
98 %, оставшиеся 2% приходятся на нетрадиционную энергетику.
По данным Минэнерго России, на конец 2011 года общая установленная мощность энергосистемы Российской Федерации составляет около 218 ГВт, из них на долю тепловых электростанций приходится около 68%,
гидравлических – 20,7%, атомных – более 11,3%.
Более 90 % производственного потенциала электроэнергетики России объединено в Единую энергетическую систему (ЕЭС), которая охватывает всю населенную территорию страны от западных границ до Дальнего
Востока и является одной из крупнейших в мире централизованно управляемых энергосистем.
тэС – технологическая схема производства электрической энергии и тепла
Теплоэнергетика занимает лидирующее место, что является исторически сложившейся и экономически
оправданной закономерностью развития российской энергетики.
Тепловые электростанции (ТЭС), действующие на территории России, можно классифицировать по следующим признакам:
• по источникам используемой энергии – органическое топливо, геотермальная энергия, солнечная
энергия;
• по виду выдаваемой энергии – конденсационные, теплофикационные;
• по использованию установленной электрической мощности и участию ТЭС в покрытии графика
электрической нагрузки – базовые (не менее 5000 ч использования установленной электрической
мощности в году), полупиковые или маневренные (соответственно 3000 и 4000 ч в году), пиковые
(менее 1500-2000 ч в году).
В свою очередь, тепловые электростанции, работающие на органическом топливе, различаются по технологическому признаку:
• паротурбинные (с паросиловыми установками на всех видах органического топлива: угле, мазуте, газе,
торфе, сланцах, дровах и древесных отходах, продуктах энергетической переработки топлива и т.д.);
• дизельные;
• газотурбинные;
• парогазовые.
Наибольшее развитие и распространение в России получили тепловые электростанции общего пользования, работающие на органическом топливе (газ, уголь), преимущественно паротурбинные.
49
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ЭлЕКТРИчЕСКИЕ
СТАНЦИИ
теПловые электроСтанции
1
тоПливо
Пар
6
2
3
вода
к шинам
высокого
напряжения
5
к шинам
генераторного
напряжения
4
Технологическая схема тепловой электростанции
вырабатывающей только электрическую энергию (КЭС)
1 – котел, 2 – паровая турбина, 3 – турбогенератор, 4 – конденсатор,
5 – питательный насос, 6 – повышающий трансформатор
грэС – государственная районная электростанция.
кэС – конденсационная электростанция.
тэц – теплоэлектроцентраль
50
Технологические основы электроэнергетики
теПловые электроСтанции
В настоящее время доля производства тепловой генерации составляет около 70% в общем объеме производства электрической энергии в стране. Общая установленная мощность теплофикационных энергоблоков на
2011 год составляет около 150 ГВт. Основными видами топлива для тепловых электростанций являются газ и уголь.
Самой крупной ТЭС на территории России является крупнейшая на Евразийском континенте Сургутская
ГРЭС-2 (5600 МВт), работающая на природном газе (ГРЭС – аббревиатура, сохранившаяся с советских времен,
означает государственную районную электростанцию). Сургутская ГРЭС-2 является также одной из самых эффективных тепловых электростанций страны.
Из электростанций, работающих на угле, наибольшая установленная мощность у Рефтинской ГРЭС
(3800 МВт). К крупнейшим российским ТЭС относятся также Сургутская ГРЭС-1 и Костромская ГРЭС, мощностью
свыше 3 тыс. МВт каждая.
На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется турбогенератором в электрическую. Топливом для электростанций служат
уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут.
Тепловые электростанции различаются на конденсационные электростанции, сокращенно – КЭС и теплоэлектроцентрали, сокращенно – ТЭЦ.
Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электрической энергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения
электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электрической
энергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа – государственная районная электрическая станция (ГРЭС).
Каждый энергоблок КЭС представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления – блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками
по технологическим линиям на современных КЭС обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному
принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:
• упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего
увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;
• уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать, резервное тепломеханическое
оборудование;
• сокращается объем строительных и монтажных работ;
• уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;
• обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости
могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.
Современные КЭС имеют энергоблоки в диапазоне 200-800 МВт каждый. Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанций, приемлемые себестоимость электрической
энергии и стоимость установленного киловатта мощности электростанции.
Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование всех этих элементов, составляют
так называемую систему собственных нужд станции (энергоблока).
Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший в турбине пар, еще содержащий большое количество тепла, отдает оставшееся тепло циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в охлаждающие водоемы, т.е. теряется. Эти
потери в основном и определяют КПД электростанции, составляющий даже для самых современных КЭС не более
40 - 42%.
В отличие от КЭС теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электрической энергией и теплом. являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой
комбинированной выработке электрической энергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электрической энергии на КЭС и получением тепла от
местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением тепла и электрической энергии.
Технология производства электрической энергии на КЭС и ТЭЦ практически не отличаются, к тому же, когда
ТЭЦ не отпускает тепла (например, летом или сразу же после ввода в эксплуатацию, когда тепловые сети еще не
готовы), она работает просто как КЭС. Главное отличие ТЭЦ от ТЭС состоит в наличии на ТЭЦ водонагревательной
(теплофикационной) сетевой установки или сетевых подогревателях. Остывшая в теплоприемниках тепловой сети
обратная сетевая вода поступает к сетевым насосам. Насосы повышают давление сетевой воды, исключая ее закипание при нагреве в сетевых подогревателях и обеспечивая ее прокачку через сетевые подогреватели. Нагрев
сетевой воды в них осуществляется теплотой конденсации пара, отбираемого из паровой турбины.
Нагретая до требуемой температуры сетевая вода подается обратно в магистраль прямой сетевой воды к
потребителям тепла.
51
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
теПловые электроСтанции
ЭлЕКТРИчЕСКИЕ
СТАНЦИИ
1
Пар
6
тоПливо
2
3
вода
к шинам
высокого
напряжения
к шинам
генераторного
напряжения
5
7
8
9
4
Технологическая схема тепловой электростанции
вырабатывающей электрическую энергию и тепло (ТЭЦ)
1 – котел, 2 – паровая турбина, 3 – турбогенератор, 4 – конденсатор,
5 – питательный насос, 6 – повышающий трансформатор,
7 – сетевой подогреватель, 8 – потребители тепла, 9 – сетевой насос
В таблице приведен список крупнейших тепловых электростанций в России и в мире:
Россия
В мире
Название электростанции (топливо)
Руст, МВт
Название электростанции (страна/топливо)
Руст, МВт
Сургутская ГРЭС-2 (газ)
5 597
Тайчжунская ТЭС
Taichung Power Plant (Тайвань/уголь)
5 780
Рефтинская ГРЭС (уголь)
3 800
Tuoketuo Power Station (Китай/уголь)
5 400
ТЭЦ-26 ОАО "Мосэнерго" (газ)
1 840
Белхатувская ТЭС (Польша/уголь)
5 258
ТЭЦ-21 ОАО "Мосэнерго" (газ)
1 800
Futtsu Power Station (Япония/газ)
5 040
52
Технологические основы электроэнергетики
атомные электроСтанции
Главное отличие атомных электростанций от тепловых состоит в использовании ядерного горючего вместо
органического топлива. ядерное горючее получают из природного урана, который добывают либо в шахтах,
либо в открытых карьерах, либо способом подземного выщелачивания. Природный уран – это смесь в основном
неделящегося изотопа урана 238U (более 99 %) и делящегося изотопа 235U (0,71 %), который соответственно и
представляет собой ядерное горючее. Для работы реакторов АЭС требуется обогащение урана. Для этого природный уран направляется на обогатительный завод, после переработки на котором 90 % природного обедненного урана направляется на хранение, а 10 % приобретают обогащение до нескольких процентов (3,3-4,4 % для
энергетических реакторов).
Обогащенный уран (точнее – диоксид урана) направляется на завод, изготавливающий твэлы – тепловыделяющие элементы. Из диоксида урана изготавливают цилиндрические таблетки диаметром около 9 мм и высотой 15-30 мм. Эти таблетки помещают в герметичные тонкостенные циркониевые трубки длиной почти в 4 м.
Это и есть твэлы. Твэлы собирают в тепловыделяющие сборки (ТВС) по несколько сотен штук, которые удобно
помещать и извлекать из активной зоны реактора.
Все дальнейшие процессы «горения» – расщепления ядер 235U с образованием осколков деления, радиоактивных газов, распуханием таблеток и т.д. происходят внутри трубки твэла, герметичность которой должна
быть гарантирована.
После постепенного расщепления 235U и уменьшения его концентрации до 1,26 %, когда мощность реактора существенно уменьшается, ТВС извлекают из реактора, некоторое время хранят в бассейне выдержки, а
затем направляют на радиохимический завод для переработки.
Таким образом, в отличие от ТЭС, где топливо сжигается полностью, на АЭС добиться 100 % расщепления
ядерного горючего невозможно. Отсюда – невозможность оценивать КПД АЭС с помощью удельного расхода
условного топлива. Здесь же подчеркнем, что АЭС не использует воздух для окисления топлива, отсутствуют
какие-либо выбросы золы, оксидов серы, азота, углерода и так далее, характерных для ТЭС. Мало того, даже
радиоактивный фон вблизи АЭС меньше, чем у ТЭС (этот фон создается элементами, содержащимися в золе).
Результатом деления ядер, расщепляющихся элементов в ядерном реакторе является выделение огромного количества тепла, которое используется для получения пара. Таким образом, ядерный реактор АЭС – это аналог
парового котла на ТЭС. Сама АЭС принципиально не отличается от ТЭС: она также содержит паровую турбину,
конденсатор, питательный насос. Так же, как и ТЭС, АЭС потребляет громадное количество воды для охлаждения конденсаторов.
На атомных станциях России используют ядерные реакторы следующих типов:
• РБМК (реактор большой мощности, канальный) – реактор на тепловых нейтронах, водо-графитовый;
(Курская АЭС, ленинградская АЭС, Смоленская АЭС)
• ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) – реактор на тепловых нейтронах, корпусного типа
(Балаковская АЭС, Калининская АЭС, Кольская АЭС, Нововоронежская АЭС, Ростовская АЭС);
• БН – реактор на быстрых нейтронах с жидкометаллическим натриевым теплоносителем (Белоярская
АЭС).
В других странах в эксплуатации находятся следующие типы реакторов:
• PWR (pressurized water reactor) – водо-водяной реактор (реактор с водой под давлением), аналог
ВВЭР;
• BWR (boiling water reactor) – кипящий реактор, аналог РБМК;
• FBR (fast breeder reactor) – реактор-размножитель на быстрых нейтронах;
• GCR (gas-cooled reactor) – газоохлаждаемый реактор;
• LWGR (light water graphite reactor) – графито-водный реактор;
• PHWR (pressurized heavy water reactor) тяжеловодный реактор;
• CANDU (canada deuterium uranium) – тяжеловодный водо-водяной ядерный реактор;
Наиболее распространенными в мировой атомной энергетике являются водо-водяные (около 62 %) и кипящие (20 %) реакторы.
53
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ЭлЕКТРИчЕСКИЕ
СТАНЦИИ
атомные электроСтанции
а)
б)
Технологическая схема АЭС, выполненная по
а – одноконтурной схеме с реактором РБМК;
б – двухконтурной схеме с реактором ВВЭР
киУм – коэффициент использования установленной мощности
54
Технологические основы электроэнергетики
Реактор РБМК работает по одноконтурной схеме. Циркуляция теплоносителя осуществляется в контуре
многократной принудительной циркуляции. В активной зоне вода, охлаждающая твэлы, частично испаряется и
образующаяся пароводяная смесь поступает в барабаны-сепараторы. В барабан-сепараторах происходит сепарация пара, который поступает на турбоагрегат. Остающаяся вода смешивается с питательной водой и с помощью главных циркуляционных насосов подается в активную зону реактора.
В свою очередь, отсепарированный насыщенный пар поступает на турбины, вращающие турбогенераторы.
После этого отработанный пар поступает в конденсатор, где охлаждается большим количеством воды, поступающим из водохранилища, превращаясь воду, и с помощью питательных насосов подается в контур многократной
принудительной циркуляции.
Схема работы атомной электростанции с двухконтурным водо-водяным энергетическим реактором показана на стр.54. Энергия, выделяемая в активной зоне реактора, передаётся теплоносителю первого контура. Далее
теплоноситель поступает в теплообменник (парогенератор), где нагревает до кипения воду второго контура.
Полученный при этом пар поступает в турбину, которая вращает турбогенератор. На выходе из турбины пар поступает в конденсатор, где охлаждается, превращается в воду и также с помощью питательных насосов подается
в парогенератор.
В отличие от ВВЭР реактор на быстрых нейтронах (БН) имеет три контура, в двух из них используется жидкий натрий (в контуре реактора и промежуточном). Жидкий натрий бурно реагирует с водой и водяным паром,
чтобы избежать при авариях контакта радиоактивного натрия первого контура с водой или водяным паром, выполняют второй (промежуточный) контур, теплоносителем в котором является нерадиоактивный натрий. Рабочим же телом третьего контура являются вода и водяной пар.
Также необходимо отметить, что на единственной расположенной в зоне вечной мерзлоты атомной электростанции – Билибинской АЭС установлены четыре энергетических гетерогенных петлевых реакторов – ЭГП,
установленной мощностью по 6 МВт каждый. С помощью данных водографитовых реакторов с трубчатыми твэлами вырабатывается как электрическая, так и тепловая энергия, которая поступает на электро- и теплоснабжение города Билибино.
Суммарная установленная мощность всех атомных электростанций России в конце 2011 года составила
чуть более 24 ГВт, что составляет 11,3% в общей структуре установленной мощности ЕЭС России. Однако доля
вырабатываемой электрической энергии на АЭС составляет около 17%. Объясняется это тем, что энергоблоки
АЭС работают в так называемой «базовой части» графика нагрузки и имеют достаточно высокий коэффициент
использования установленной мощности (КИУМ) в среднем около 81%. Для сравнения, на тепловых электростанциях КИУМ в 2011 году составил в среднем около 53%.
Атомные электростанции не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков.
Однако, удельные тепловыделения в охлаждающую воду у АЭС больше, чем ТЭС, вследствие большего удельного расхода пара, а следовательно, и больших удельных расходов охлаждающей воды. В связи с этим на большинстве новых АЭС предусматривается установка градирен, в которых теплота от охлаждающей воды отводится в атмосферу.
Особенностью АЭС является необходимость захоронения радиоактивных отходов. Это делается в специальных могильниках, которые исключают возможность воздействия радиации на людей.
чтобы избежать влияния возможных радиоактивных выбросов АЭС на людей при авариях, принимают специальные меры по повышению надежности оборудования (дублирование системы безопасности и др.), а вокруг
станции создают санитарно-защитную зону.
В таблице приведен список крупнейших атомных электростанций в России и в мире:
Россия
В мире
Название электростанции
(тип реактора)
Руст, МВт
Название электростанции
(страна/тип реактора)
Руст, МВт
Балаковская АЭС (ВВЭР)
4 000
Kashiwazaki-Kariwa Nuclear Power Plant (Япония/BWR)
8 212
Ленинградская АЭС (РБМК)
4 000
Bruce Nuclear Generating Station (Канада/CANDU)
7 276
Курская АЭС (РБМК)
4 000
Запорожская АЭС (Украина/РБМК)
6 000
55
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ЭлЕКТРИчЕСКИЕ
СТАНЦИИ
гидравличеСкие электроСтанции
а)
б)
Крупнейшие гидроэлектростанции
источники фото: www.ru.wikipedia.org
а – Три ущелья (Китай) на реке Янцзы, установленная мощность – 22 400 МВт;
б – Саяно-Шушенская гидроэлектростанция им. П. С. Непорожнего
на реке Енисей, установленная мощность – 6 400 МВт.
гидроэлектростанция – комплекс сооружений и оборудования, с помощью
которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию
56
Технологические основы электроэнергетики
гидравличеСкие электроСтанции
гидроэлектростанция (гэС) – это комплекс сооружений и оборудования, с помощью которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию. ГЭС состоит из последовательной цепи гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора, и энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в электрическую энергию.
Напор ГЭС создаётся концентрацией падения реки на используемом участке плотиной, либо деривацией,
либо плотиной и деривацией совместно. Деривацией в гидротехнике называют совокупность сооружений, осуществляющих отвод воды из реки, водохранилища или другого водоёма, транспортировку её к станционному
узлу ГЭС, насосной станции, а также отвод воды от них. Различают деривацию безнапорную и напорную. Напорная деривация – трубопровод, напорный туннель, применяется, когда колебания уровня воды в месте её
забора или отвода значительны. При малых колебаниях уровня может применяться как напорная, так и безнапорная деривация. Тип деривации выбирается с учётом природных условий района на основании техникоэкономического расчёта.
Основное энергетическое оборудование ГЭС размещается в здании ГЭС. В машинном зале гидроэлектростанции размещены гидроагрегаты, вспомогательное оборудование, устройства автоматического управления и контроля, а на центральном посту управления – пульт оператора-диспетчера. Повышающая трансформаторная подстанция размещается как внутри здания ГЭС, так и в отдельных зданиях или на открытых
площадках. Распределительные устройства зачастую располагаются на открытой площадке. Здание ГЭС может быть разделено на секции с одним или несколькими агрегатами и вспомогательным оборудованием, отделённые от смежных частей здания. При здании ГЭС или внутри него создаётся монтажная площадка для
сборки и ремонта различного оборудования и для вспомогательных операций по обслуживанию ГЭС.
По установленной мощности различают ГЭС:
• мощные (свыше 250 МВт);
• средние (до 25 МВт);
• малые (до 5 МВт).
Мощность ГЭС зависит от напора (напор – разность уровней верхнего и нижнего расхода воды Q (м3/сек),
используемого в гидротурбинах, и КПД гидроагрегата.
По максимально используемому напору ГЭС делятся на:
• высоконапорные (более 60 м);
• средненапорные (от 25 до 60 м;
• низконапорные (от 3 до 25 м).
На равнинных реках напоры редко превышают 100 м, в горных условиях посредством плотины можно
создавать напоры до 300 м и более, а с помощью деривации – до 1500 м. Классификация по напору приблизительно соответствует типам применяемого энергетического оборудования: на высоконапорных ГЭС применяют ковшовые и радиально-осевые турбины с металлическими спиральными камерами; на средненапорных – поворотнолопастные и радиально-осевые турбины с железобетонными и металлическими спиральными
камерами, на низконапорных – поворотнолопастные турбины в железобетонных спиральных камерах, иногда
горизонтальные турбины в капсулах или в открытых камерах. По схеме использования водных ресурсов и концентрации напоров ГЭС обычно подразделяют на:
• русловые;
• приплотинные;
• деривационные с напорной и безнапорной деривацией;
• смешанные;
• гидроаккумулирующие (ГАЭС);
• приливные (ПЭС).
В русловых и приплотинных ГЭС напор воды создаётся плотиной, перегораживающей реку и поднимающей уровень воды в реке. При этом неизбежно некоторое затопление долины реки. В случае сооружения двух
плотин на том же участке реки площадь затопления уменьшается. На равнинных реках наибольшая экономически допустимая площадь затопления ограничивает высоту плотины. Русловые и приплотинные ГЭС строят и
на равнинных многоводных реках и на горных реках, в узких сжатых долинах.
В деривационных ГЭС концентрация падения реки создаётся посредством деривации; вода в начале используемого участка реки отводится из речного русла водоводом, с уклоном, значительно меньшим, чем средний уклон реки на этом участке и со спрямлением изгибов и поворотов русла. Конец деривации подводят к месту расположения здания ГЭС. Отработанная вода либо возвращается в реку, либо подводится к следующей
деривационной ГЭС. Деривация выгодна тогда, когда уклон реки велик. Деривационная схема концентрации
напора в чистом виде на практике приводит к тому, что из реки забирается лишь небольшая часть её стока. В
других случаях в начале деривации на реке сооружается более высокая плотина и создаётся водохранилище:
такая схема концентрации падения называется смешанной, так как используются оба принципа создания напора. Иногда, в зависимости от местных условий, здание ГЭС выгоднее располагать на некотором расстоянии
от конца используемого участка реки вверх по течению; деривация разделяется по отношению к зданию ГЭС
на подводящую и отводящую. В ряде случаев с помощью деривации производится переброска стока реки в
соседнюю реку, имеющую более низкие отметки русла. Характерным примером является Ингурская ГЭС, где
сток реки Ингури перебрасывается туннелем в соседнюю реку Эрисцкали (Кавказ).
57
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ЭлЕКТРИчЕСКИЕ
СТАНЦИИ
гидроаккУмУлирУЮщие
электроСтанции
а)
б)
Крупнейшие гидроаккумулирующие и
приливные электростанции в мире
источники фото: www.ru.wikipedia.org
а – Загорская ГАЭС на реке Кунья
в Московской области,
Сергиево-Посадском районе,
у посёлка Богородское,
установленная мощность – 1 200 МВт;
б – ПЭС «Ля Ранс» – приливная электростанция
в устье реки Ранс,рядом с
г. Сен-Мало в области Бретань Франции,
установленная мощность – 240 МВт.
Особое место среди ГЭС занимают гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) и приливные электростанции (ПЭС). Сооружение ГАЭС
обусловлено ростом потребности в пиковой мощности в крупных энергетических системах, что и определяет генераторную мощность, требующуюся
для покрытия пиковых нагрузок.
Пиковая электростанция – электростанция, часть или все агрегаты
которой работают тогда, когда потребление электрической энергии в энергосистеме резко возрастает на короткое время — при пике нагрузки, когда
потребление электрической энергии резко возрастает. Агрегаты пиковой
электростанции должны обладать высокой эксплуатационной манёвренностью, способностью в короткий срок, иногда за две три минуты, развивать
полную мощность и так же быстро останавливаться. Пиковые электростанции в энергосистемах могут служить обычные гидроэлектрические станции
и газотурбинные электростанции, а также тепловые паротурбинные электростанции, приспособленные для такого режима работы.
58
Технологические основы электроэнергетики
гидроаккУмУлирУЮщие электроСтанции
Способность ГАЭС аккумулировать энергию основана на том, что свободная в энергосистеме в некоторый
период времени электрическая энергия используется агрегатами ГАЭС, которые, работая в режиме насоса, нагнетают воду из водохранилища в верхний аккумулирующий бассейн. В период пиков нагрузки аккумулированная энергия возвращается в энергосистему, вода из верхнего бассейна поступает в напорный трубопровод и
вращает гидроагрегаты, работающие в режиме генератора тока. Целесообразно применение ГАЭС, которые
способны в ночные часы, когда потребление электрической энергии незначительно, запасать энергию, создавая нагрузку базисным паротурбинным электростанциям, а в дневные часы использовать запасённую энергию
для покрытия пиков нагрузки. Крупнейшая ГАЭС в России, с установленной мощностью 1200 МВт – Загорская.
ГАЭС расположена на реке Кунья в Московской области, Сергиево-Посадском районе и работает в Московской
энергосистеме.
Приливные электростанции (ПЭС) преобразуют энергию морских приливов в электрическую. ПЭС использует перепад уровней «полной» и «малой» воды во время прилива и отлива. Перекрыв плотиной залив или
устье впадающей с море реки, можно при достаточно высокой амплитуде прилива создать напор, достаточный
для вращения гидротурбин и соединённых с ними гидрогенераторов, размещенных в теле плотины. При одном
бассейне и правильном полусуточном цикле приливов ПЭС может вырабатывать электрическую энергию непрерывно в течение 4-5 ч с перерывами соответственно 2-1 ч четырежды за сутки, ПЭС такого типа называется
однобассейновой двустороннего действия. Для устранения неравномерности выработки электрической энергии
бассейн ПЭС можно разделить плотиной на два или три меньших бассейна, в одном из которых поддерживается
уровень «малой», а в другом – «полной» воды; третий бассейн – резервный; гидроагрегаты устанавливаются в теле разделительной плотины. Но и эта мера полностью не исключает пульсации энергии, обусловленной
цикличностью приливов в течение полумесячного периода. При совместной работе в одной энергосистеме с
мощными тепловыми или атомными электростанциями, энергия, вырабатываемая ПЭС, может быть использована для участия в покрытии пиков нагрузки энергосистемы, а входящие в эту же систему ГЭС, имеющие водохранилища сезонного регулирования, могут компенсировать внутримесячные колебания энергии приливов. На
ПЭС устанавливают капсульные гидроагрегаты, которые могут использоваться с относительно высоким КПД в
генераторном и насосном режимах, а также в качестве водопропускного отверстия. Капсульный гидроагрегат
– горизонтальный осевой гидроагрегат с поворотно-лопастной гидротурбиной, заключённый в металлический
кожух-капсулу. Отсутствие значительных поворотов и крутки потока, плавность очертаний элементов проточной
части капсульного гидроагрегата обеспечивают его высокую эффективность: большую пропускную способность
и меньшие габариты по сравнению с обычным вертикальным гидроагрегатом, хорошие энергетические показатели. В часы, когда малая нагрузка энергосистемы совпадает по времени с приливом воды в море, гидроагрегаты ПЭС либо отключены, либо работают в насосном режиме - подкачивают воду в бассейн выше уровня прилива
или же аккумулируют энергию до того момента, когда в энергосистеме наступит пик нагрузки. В случае, если
прилив или отлив совпадает по времени с максимумом нагрузки энергосистемы, ПЭС работает в генераторном
режиме, поэтому ПЭС может использоваться в энергосистеме как пиковая электростанция. Так, например, работает крупнейшая ПЭС «ля Ранс», установленной мощностью 240 МВт, построенная в 1966 во Франции. Электрическая энергия ПЭС в силу некоторых особенностей, связанных с периодическим характером приливов и
отливов, может быть использована в энергосистемах лишь совместно с энергией регулирующих электростанций,
которые восполняют провалы мощности приливных электростанций в течение суток или месяцев.
Использование приливной энергии ограничено главным образом высокой стоимостью сооружения ПЭС.
Стоимость сооружения ПЭС почти в 2,5 раза больше, чем обычной речной ГЭС такой же мощности. Важнейшая
особенность гидроэнергетических ресурсов по сравнению с топливно-энергетическими ресурсами – их непрерывная возобновляемость. Отсутствие потребности в топливе для ГЭС определяет низкую себестоимость вырабатываемой на ГЭС электрической энергии. В связи с этим сооружению ГЭС, несмотря на значительные удельные капиталовложения и продолжительные сроки строительства, придавалось и придаётся большое значение,
особенно когда это связано с размещением электроёмких производств.
В России c 1968 года действует экспериментальная ПЭС в Кислой губе на побережье Баренцева моря.
На 2009 год её установленная мощность составляет 1,7 МВт. На этапе проектирования находится Северная ПЭС мощностью 12 МВт. В советское время были разработаны проекты строительства ПЭС в Мезенской губе (проектная мощность 11 000 МВт) на Белом море в районе Пенжинской губы (проектная мощность
87 000 МВт) и Тугурском заливе (мощностью 8 000 МВт) на Охотском море. Пенжинская ПЭС в проектной мощностью
87 000 МВт могла бы стать самой мощной электростанцией в мире.
59
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ЭлЕКТРИчЕСКИЕ
СТАНЦИИ
нетрадиционные и возоБновляемые
иСточники энергии
а)
б)
Крупнейшие солнечные и ветряные электростанции в мире
источники фото: www.power-technology.com
а – солнечная электростанция Solnova, расположена в провинции Севилья,
на юге Испании, установленная мощность – 150 МВт;
б – ветряная электростанция Roscoe Wind Farm, расположена в городе Роско,
штат Техас, США, установленная мощность – 781,5 МВт.
возобновляемые источники энергии – это источники на основе постоянно
существующих или периодически возникающих в окружающей среде
потоков энергии.
60
Технологические основы электроэнергетики
нетрадиционные и возоБновляемые иСточники энергии
(нвиэ)
При существующем уровне научно-технического прогресса энергопотребление может быть покрыто лишь
за счет использования органического топлива (уголь, нефть, газ), гидроэнергии и атомной энергии.
Однако, по результатам многочисленных исследований органическое топливо к 2020 г. может удовлетворить запросы мировой энергетики только частично. Остальная часть энергопотребления может быть удовлетворена за счет других источников энергии – нетрадиционных и возобновляемых.
возобновляемые источники энергии – это источники на основе постоянно существующих или периодически возникающих в окружающей среде потоков энергии. Возобновляемая энергия не является следствием целенаправленной деятельности человека, и это является ее отличительным признаком.
Невозобновляемые источники энергии – это природные запасы веществ и материалов, которые могут быть
использованы человеком для производства энергии. Примером могут служить ядерное топливо, уголь, нефть,
газ. Энергия невозобновляемых источников, в отличие от возобновляемых, находится в природе в связанном
состоянии и высвобождается в результате целенаправленных действий человека.
К нетрадиционным и возобновляемым источникам энергии относятся: солнечная, ветровая, геотермальная,
энергия морских волн, приливов и океана, энергия биомассы, древесины, древесного угля, торфа, сланцев и гидроэнергия больших и малых водотоков.
На территории России сосредоточено 45% мировых запасов природного газа, 13% – нефти, 23% – угля,
14% – урана. Такие запасы топливно-энергетических ресурсов могут обеспечить потребности страны в тепловой
и электрической энергии в течение сотен лет. Однако фактическое их использование обусловлено существенными трудностями и опасностями, не обеспечивает потребности многих регионов в энергии, связано с безвозвратными потерями топливно-энергетических ресурсов (до 50%), угрожает экологической катастрофой в местах добычи и производства топливно-энергетических ресурсов. Около 22-25 млн. человек проживают в районах
автономного энергоснабжения или ненадежного централизованного энергоснабжения, занимающих более 70%
территории России, поэтому вопрос развития и использования нетрадиционных и возобновляемых источников
энергии в России тоже актуален.
Основным видом «бесплатной» неиссякаемой энергии по справедливости считается Солнце. Оно ежесекундно излучает энергию в тысячи миллиардов раз большую, чем при ядерном взрыве 1 кг урана. Самый простой способ использования энергии Солнца – солнечные коллекторы, в состав которых входит поглотитель (зачерненный металлический, чаще всего алюминиевый лист с трубками, по которым протекает теплоноситель).
Коллекторы устанавливаются неподвижно на крышах домов под углом к горизонту, равным широте местности
или монтируются в кровлю. В зависимости от условий инсоляции в коллекторах теплоноситель нагревается на
40-50° больше, чем температура окружающей среды. Такие системы применяются в индивидуальном жилье,
практически полностью покрывая потребность населения в горячей воде; в районных отопительных установках,
а также для получения технологической тепловой энергии в промышленности. Солнечные коллекторы производятся во многих городах России, и стоимость их вполне доступна.
Электрическая энергия от светового потока может производиться двумя путями: путем прямого преобразования в фотоэлектрических установках, либо за счет нагрева теплоносителя, который производит работу в том
или ином термодинамическом цикле. Прямое фотоэлектрическое преобразование солнечного излучения в электрическую энергию используется на фотоэлектрических или солнечных станциях, работающих параллельно с
сетью, а также в составе гибридных установок для автономных систем («экодомов» и пр.). Возможно также комбинированное производство электрической и тепловой энергии. В перспективе предполагается, что солнечной
энергии будет придаваться большое значение вследствие ее щадящего воздействия на окружающую среду по
сравнению с большинством других источников энергии. Это со временем выльется в относительную экономичность, однако пока удельные капитальные вложения в фотоэлектрические установки превышают традиционные
в пять и более раз.
61
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ЭлЕКТРИчЕСКИЕ
СТАНЦИИ
нетрадиционные и возоБновляемые
иСточники энергии
Геотермальная электростанция
источник фото: www.aenergy.ru
Крупнейшая в России геотермальная электростанция Мутновская ГеоЭС
расположена к северо-востоку от вулкана Мутновский
в юго-восточной части полуострова Камчатка на отметке
780 метров от уровня моря в 116 км от Петропавловска-Камчатского,
установленная мощность – 50 МВт.
62
Технологические основы электроэнергетики
ветровые установки. Скорость и направление ветра меняются подчас очень быстро и непредсказуемо,
что делает его менее «надежным», чем Солнце. Таким образом, возникают две проблемы, которые необходимо
решить в целях полноценного использования энергии ветра. Во-первых, это возможность «ловить» кинетическую энергию ветра с максимальной площади. Во-вторых, еще важнее добиться равномерности, постоянства
ветрового потока. Вторая проблема пока решается с трудом. Может быть, одним из решений станет внедрение
новой технологии по созданию и использованию искусственных вихревых потоков.
Наиболее распространенным типом ветровых установок (ВЭУ) является турбина крыльчатого типа с горизонтальным валом и числом лопастей от 1 до 3 в фиксированном положении с небольшой регулировкой угла
наклона. Турбина, мультипликатор и электрогенератор размещаются в гондоле, установленной на верху мачты.
В последних моделях ВЭУ используются асинхронные генераторы переменной мощности, а задачу кондиционирования вырабатываемой энергии выполняет электроника. Распространение крыльчатых ветроагрегатов объясняется величиной скорости их вращения, возможностью соединяться непосредственно с генератором электрического тока без мультипликатора и высоким коэффициентом использования энергии ветра.
Другая популярная разновидность ВЭУ – карусельные ветродвигатели. Они тихоходны, и это позволяет использовать простые электрические схемы, например, с асинхронным генератором, без риска потерпеть аварию
при сильном порыве ветра. Тихоходность выдвигает одно ограничивающее требование – использование многополюсного генератора, работающего на малых оборотах. Такие генераторы не имеют широкого распространения, а использование мультипликаторов неэффективно из-за низкого КПД последних. Карусельный лопастный
ветродвигатель наиболее прост в эксплуатации.
Его конструкция обеспечивает максимальный момент при запуске ветродвигателя и автоматическое саморегулирование максимальной скорости вращения в процессе работы. Еще более важным преимуществом карусельной конструкции стала ее способность без дополнительных ухищрений следить за тем, «откуда дует ветер»,
что весьма существенно для приземных рыскающих потоков.
Экономический потенциал малых и мини-ГЭС составляет примерно 10% от общего экономического потенциала. Но используется этот потенциал менее чем на 1%. Сейчас начинается процесс восстановления разрушенных и строительства новых малых и мини-ГЭС. Однако малые ГЭС, построенные путем полного перегораживания русла рек плотинами, обладают всеми недостатками наших гигантов энергетики (ГЭС) и строго говоря, вряд
ли могут быть отнесены к экологически чистым видам энергии.
Бесплотинные микро-ГЭС для речек, речушек и даже ручьев существуют уже давно. Бесплотинная ГЭС
мощностью в 0,5 кВт в комплекте с аккумулятором обеспечит энергией крестьянское хозяйство или геологическую экспедицию, отгонное пастбище или небольшую мастерскую. Роторная установка диаметром 300 мм и
весом всего 60 кг выводится на стремнину, притапливается на придонную «лыжу» и тросами закрепляется с двух
берегов. Бесплотинная мини-ГЭС, успешно зарекомендовавшая себя на речках Горного Алтая, доработана до
уровня опытного образца.
волновая энергия. В структуре возобновляемых энергоресурсов весьма перспективным энергоносителем
являются океанские волны. Специалисты утверждают, что уже сейчас за счет энергии океанских волн возможно
получение электрической энергии производительностью до 10 млрд. кВт. Это лишь незначительная доля совокупной мощности волн морей и океанов Земли. Вместе с тем она больше мощности всех электростанций, работавших на земле в 1990 г.
геотермальная энергия, строго говоря, не является возобновляемой, поскольку речь идет не об использовании постоянного потока тепла, поступающего из недр к поверхности (в среднем 0,03 Вт/м2), а об использовании
тепла, запасенного жидкими или твердыми средами, находящимися на определенных глубинах. Мировые запасы
геотермальной энергии составляют: для получения электрической энергии – 22 400 ТВт*ч/год, для прямого использования – более 140 ТДж/год тепла. Существующие геотермальные электростанции (геоТЭС) представляют
собой одноконтурные системы, в которых геотермальный пар непосредственно работает в паровой турбине, или
двухконтурные с низкокипящим рабочим телом во втором контуре.
Биомасса представляет собой весьма широкий класс энергоресурсов. Ее энергетическое использование
возможно через сжигание, газификацию (термохимические газогенераторы, перерабатывающие твердые органические отходы в газообразное топливо), пиролиз и биохимическую переработку анаэробного сбраживания
жидких отходов с получением спиртов или биогаза. Каждый из этих процессов имеет свою область применения
и назначение.
Некоммерческое использование биомассы (проще говоря, сжигание дров) наносит большой ущерб окружающей среде. Хорошо известны проблемы обезлесевания и опустынивания в Африке, сведения тропических
лесов в Южной Америке. С другой стороны, использование древесины от энергетических плантаций является
примером получения энергии от органического сырья с суммарными нулевыми выбросами диоксида углерода.
63
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПЕРЕДАчА И
РАСПРЕДЕлЕНИЕ
ЭлЕКТРИчЕСКОй
ЭНЕРГИИ
Передача и раСПределение
электричеСкой энергии,
энергоСиСтема
особенности энергетического производства
(в т.ч. производства электрической энергии) по сравнению с
другими отраслями промышленности:
1. Производство
электрической
энергии,
ее
распределение
и
преобразование в другие виды энергии осуществляются практически
в один и тот же момент времени, т.е. электрическая энергия нигде не
аккумулируется. Эта особенность превращает электроэнергетическую систему,
отдельные звенья которой могут быть географически удалены на многие сотни
километров, в единый механизм, и приводит к тому, что все элементы системы
взаимно связаны и взаимодействуют.
энергия, произведенная в системе
энергия, потребленная в системе
2. Быстрота протекания переходных процессов в электроэнергетической
системе. Волновые процессы совершаются в тысячные или даже миллионные
доли секунды; процессы, связанные с короткими замыканиями, включениями и
отключениями, качаниями, нарушениями устойчивости, совершаются в течение
долей секунды или нескольких секунд.
3. тесная связь со всеми отраслями промышленности (связью, транспортом
и т.п.). Эта особенность резко повышает актуальность обеспечения надежности
работы энергосистемы и требует создания в энергосистемах достаточного
резерва мощности во всех ее элементах.
64
Технологические основы электроэнергетики
Передача и раСПределение электричеСкой энергии,
энергоСиСтема
Электростанции могут находиться вблизи потребителей и, наоборот, могут быть удалены от них на значительные расстояния. И в том, и в другом случае передача электрической энергии от электростанции к потребителю осуществляется по электрическим линиям (лЭП). Однако, когда потребители удалены от электростанции,
передачу электрической энергии приходится осуществлять при повышенном напряжении. Тогда между электростанцией и потребителями необходимо сооружать повышающие и понижающие подстанции (ПС).
часто источники энергии (бассейны топлива, водные бассейны) расположены на значительном расстоянии
от крупных заводов, населенных пунктов и других центров потребления. Передача топлива может быть произведена по газопроводам и нефтепроводам, перевозка высококачественных углей – по железным дорогам. Передача тепловой энергии возможна по специальным трубопроводам. Но во многих случаях перевозка топлива,
например, угля, может быть нерентабельной; более выгодными оказываются сооружение электростанций вблизи
бассейна топлива и передача электрической энергии по линиям сети. Это особенно существенно в условиях России, где большая часть наиболее экономичных топливно-энергетических ресурсов находится в азиатской части
страны, а основная часть потребителей электрической энергии в настоящее время сосредоточена в центральной
части, на юге, западе и Урале. В связи с этим возникает необходимость переброски на большие расстояния значительных потоков электрической энергии. Это требует строительства мощных линий электропередачи высокого
напряжения.
Исключение могут представлять лишь отдельные промышленные электростанции небольшой мощности
либо теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Последние располагаются вблизи потребителей, так как передача пара и
горячей воды может быть осуществлена на расстояние не более нескольких километров.
Электростанции при помощи электрических линий (через подстанции) связывают друг с другом для параллельной работы на общую нагрузку. Такая совокупность электростанций, подстанций и приемников электрической энергии, связанных между собой линиями электропередачи, называется энергетической системой (ЭЭС).
При этом получаются существенные технико-экономические преимущества:
• Возможность увеличения единичной мощности генераторов и электростанции. Это снижает стоимость
1 кВт установленной мощности, позволяет резко повысить производительность электромашиностроительных
заводов при тех же производственных площадях и трудозатратах.
• Значительное повышение надежности электроснабжения потребителей.
• Повышение экономичности работы различных типов электростанций, при этом обеспечиваются наиболее эффективное использование мощности ГЭС и более экономичные режимы работы ТЭС;
• Снижение необходимой резервной мощности на электростанциях.
Основные доводы в пользу объединения энергосистем таковы:
• уменьшение суммарного резерва мощности;
• улучшение использования мощности и энергии гидроэлектростанций одной или обеих систем;
• уменьшение суммарного максимума нагрузки объединяемых энергосистем;
• взаимопомощь систем в случае неодинаковых сезонных изменений мощности электростанций и,
в частности, гидроэлектростанций;
• взаимопомощь систем в случае неодинаковых сезонных изменений нагрузки;
• взаимопомощь систем в проведении ремонтов. Остановимся на некоторых из этих доводов.
Уменьшение суммарного резерва мощности дает в большинстве случаев наиболее существенные преимущества. Совершенно очевидно, что при соединении равновеликих по мощности систем оно дает пользу обеим
системам. При соединении двух резко различных по мощности систем польза для мощной системы и для всего
объединения в целом значительно меньше. Мощность межсистемной связи должна быть такой, чтобы в необходимых случаях резерв одной из систем мог быть передан в другую.
65
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПЕРЕДАчА И
РАСПРЕДЕлЕНИЕ
ЭлЕКТРИчЕСКОй
ЭНЕРГИИ
электричеСкие Сети
а)
б)
Передача и распределение электрической энергии
источник фото: www.fsk-ees.ru
а – открытое распределительное устройство
220 кВ подстанции 220 кВ Соболи;
б – линия электропередач сверхвысокого напряжения 1150 кВ.
66
Технологические основы электроэнергетики
электричеСкие Сети
Электрическая сеть как часть электроэнергетической системы обеспечивает возможность выдачи мощности электростанций, ее передачу на расстояние, преобразование параметров электрической энергии (напряжения, тока) на подстанциях (рис. 4.10, а) и ее распределение по некоторой территории вплоть до непосредственных электроприемников.
Электрические сети современных энергосистем характеризуются многоступенчатостью, т.е. большим числом трансформаций на пути от источников электрической энергии к ее потребителям.
Наряду со сложностью конфигурации характерной особенностью электрических сетей является их многорежимностъ. Под этим понимается не только разнообразие загрузки элементов сети в суточном и годовом разрезе при нормальном функционировании системы, вызываемое естественным изменением во времени нагрузки
потребителей, но и обилие режимов, возникающих при выводе различных элементов сети в плановый ремонт и
при их аварийных отключениях.
Все электроприемники, генераторы, трансформаторы и прочие элементы электроэнергетических систем
проектируются для работы в длительном нормальном режиме при определенном напряжении, при котором эти
элементы обладают наиболее целесообразными технико-экономическими показателями. Эти напряжения называются номинальными, и их значения всегда устанавливаются Государственным стандартом. В настоящее время
для электрических сетей стандартизованы 4 напряжения менее 1 кВ (40, 220, 380 и 660 В) и 12 напряжений выше
1 кВ (3, 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750, 1150 кВ). Все перечисленные цифры соответствуют линейным
(междуфазным) значениям напряжений трехфазной системы переменного тока.
Как уже упоминалось, сети современных энергосистем характеризуются весьма сложной структурой и конфигурацией. В этих условиях невозможно классифицировать их по какому-либо одному признаку, который мог
бы считаться определяющим. Однако ряд признаков в той или иной мере связан со значением номинального
напряжения сети – Uном. К числу таких признаков можно условно отнести охват территории, назначение сети и
частично характер ее потребителей. В таблице приводятся элементы классификации по указанным выше признакам.
Номинальные напряжения, кВ
Признак
Номинальное напряжение
Охват территории
<1
3—35
110—220
330—750
1150
НН
СН
ВН
СВН
УВН
Местные
Районные
Назначение
Распределительные
Характер потребителей
Городские, промышленные, сельскохозяйственные
Региональные
Системообразующие
Примечание. Сети напряжением до 1 кВ называются сетями низкого напряжения (НН). Сети напряжением выше 1 кВ, в свою очередь, делятся на сети среднего (СН),
высокого (ВН), сверхвысокого (СВН) и ультравысокого (УВН) напряжения.
По размерам территории, охватываемой сетью, могут быть выделены так называемые местные (Uном до
35 кВ), районные (110—220 кВ) и региональные сети (Uном выше 330 кВ). линии электропередачи СВН, являющиеся основой последней категории сетей, служат как для связи отдельных районов и относительно небольших
энергосистем в региональных объединенных энергосистемах – ОЭС, так и для связи между собой крупных объединений.
По назначению различают системообразующие и распределительные сети. Первые осуществляют функции формирования районных энергосистем (РЭС) путем объединения их электростанций на параллельную
работу, а также объединение РЭС и ОЭС между собой. Кроме того, они осуществляют передачу электрической энергии к системным подстанциям, выполняющим роль источников питания распределительных сетей.
Распределительной линией считается линия, питающая ряд трансформаторных подстанций или вводы к электроустановкам потребителей. Такие линии и являются основой распределительной сети. Распределительные
линии в принципе могут быть выделены в сетях различных номинальных напряжений. В связи с этим не следует
отождествлять понятия местных и распределительных сетей, как это делалось ранее. В настоящее время по
мере развития сетей СВН верхняя граница этого диапазона в ряде ОЭС сдвинулась в сторону более высоких
напряжений, и современные сети 110-220 и даже 330 кВ постепенно приобретают характер распределительных.
Так, по мере наложения вновь создаваемой сети 750 кВ на сеть 330 кВ в тех районах, где ранее последняя выполняла функции системообразующей, сети 330 кВ постепенно переходят в разряд распределительных. В будущем
аналогичный процесс будет наблюдаться в тех частях ЕЭС России, где линии напряжением 1150 кВ возьмут на
себя роль основных связей между ОЭС, в которых сейчас основными являются сети 500 кВ.
67
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПЕРЕДАчА И
РАСПРЕДЕлЕНИЕ
ЭлЕКТРИчЕСКОй
ЭНЕРГИИ
оБъекты электроСетевого ХозяйСтва
а)
б)
Передача и распределение электрической энергии
а – элегазовый высоковольтный выключатель 110 кВ;
б – блочный повышающий трансформатор 10/220 кВ, номинальная мощность 220 кВ.
68
Технологические основы электроэнергетики
линии электропередачи представляют собой металлический проводник, по которому проходит электрический ток. В настоящее время практически повсеместно используется переменный ток. Электроснабжение в подавляющем большинстве случаев – трёхфазное, поэтому линия электропередачи, как правило, состоит из трёх
фаз, каждая из которых может включать в себя несколько проводов. Конструктивно линии электропередачи
делятся на воздушные и кабельные.
Воздушные линии (Вл) подвешены над поверхностью земли на безопасной высоте на специальных сооружениях, называемых опорами. Как правило, провод на воздушной линии не имеет поверхностной изоляции;
изоляция имеется в местах крепления к опорам. На воздушных линиях имеются системы грозозащиты. Основным достоинством воздушных линий электропередачи является их относительная дешевизна по сравнению с
кабельными. Также гораздо лучше ремонтопригодность, поскольку не требуется проводить земляные работы
для замены провода, а также ничем не затруднён визуальный осмотр состояния линии.
Кабельные линии (Кл) проводятся под землёй. Сердцевиной кабеля являются три токопроводящие жилы
(по числу фаз). Кабели имеют как внешнюю изоляцию, так и изоляцию межу токопроводящими жилами. Обычно
в качестве изолятора выступает трансформаторное масло в жидком виде, или промасленная бумага. Токопроводящая сердцевина кабеля, как правило, защищается стальной бронёй. С внешней стороны кабель покрывается
битумом. Кабельные линии не портят своим видом городской пейзаж, они гораздо лучше воздушных защищены
от внешнего воздействия. К недостаткам кабельных линий электропередачи можно отнести высокую стоимость
строительства и последующей эксплуатации: сметная стоимость погонного метра кабельной линии в разы выше,
чем стоимость воздушной линии того же класса напряжения. Также кабельные линии менее доступны для визуального наблюдения их состояния, что также является существенным эксплуатационным недостатком.
Для связи с энергосистемой и потребителями, а также для питания собственных потребителей станции (собственных нужд) на электрических станциях и подстанциях устанавливают повышающие и понижающие трансформаторы. В связи с тем, что в сетях энергосистем существует несколько ступеней трансформации, количество
трансформаторов и их мощность в несколько раз превышают число и установленную мощность генераторов. На
крупных электростанциях для связи двух высших напряжений, как правило, применяются автотрансформаторы,
обладающие существенными технико-экономическими преимуществами в сравнении с обычными трансформаторами. Стоимость автотрансформатора, потери энергии при эксплуатации значительно ниже, чем у обычных
трансформаторов той же мощности.
Для изменения схемы ЭЭС, отключения поврежденных элементов и защиты остальных элементов сети
служит коммутирующая аппаратура и защитные и ограничивающие аппараты.
К коммутационным аппаратам относятся выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, короткозамыкатели, отделители, автоматические выключатели;
К защитным и ограничивающим аппаратам – предохранители, токоограничивающие реакторы, разрядники,
нелинейные ограничители перенапряжений.
69
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РЕЖИМы РАБОТы
ЭНЕРГОСИСТЕМы И
УПРАВлЕНИЕ ИМИ
СиСтемный оПератор
а)
б)
Передача и распределение электрической энергии
источник фото: www.so-ups.ru
а – границы объединенных энергосистем – ОЭС;
б – диспетчеры за работой
70
открытое акционерное общество «Системный оператор единой энергетической системы» – специализированная организация, единолично
осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление
в ЕЭС России.
Технологические основы электроэнергетики
СиСтемный оПератор
открытое акционерное общество «Системный оператор единой энергетической системы»
(ОАО «СО ЕЭС») – специализированная организация, единолично осуществляющая централизованное
оперативно-диспетчерское управление в Единой энергетической системе России (ЕЭС России).
17 июня 2002 года, первым из инфраструктурных организаций новой российской энергетики, ОАО
«Системный оператор – Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы» было выделено из ОАО «РАО «ЕЭС России» и зарегистрировано как самостоятельное предприятие. 6 февраля 2008 года
зарегистрировано новое название компании: Открытое акционерное общество «Системный оператор Единой
энергетической системы».
В процессе своей деятельности Системный оператор решает три основные группы задач:
• управление технологическими режимами работы объектов ЕЭС России в реальном времени;
• обеспечение перспективного развития ЕЭС России;
• обеспечение единства и эффективной работы технологических механизмов оптового и розничных
рынков электрической энергии и мощности.
Системный оператор представляет собой верхний уровень системы оперативно-диспетчерского управления и осуществляет:
• управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики в порядке, устанавливаемом основными положениями функционирования оптового рынка и правилами оптового рынка,
утверждаемыми Правительством Российской Федерации;
• соблюдение установленных параметров надежности функционирования Единой энергетической
системы России и качества электрической энергии;
• регулирование частоты электрического тока, обеспечение функционирования системы автоматического
регулирования частоты электрического тока и мощности, системной и противоаварийной автоматики;
• участие в организации деятельности по прогнозированию объема производства и потребления в сфере
электроэнергетики, прогнозирование объема производства и потребления в сфере электроэнергетики
и участие в процессе формирования резерва производственных энергетических мощностей;
• согласование вывода в ремонт и из эксплуатации объектов электросетевого хозяйства и энергетических
объектов по производству электрической и тепловой энергии, а также ввода их после ремонта и в
эксплуатацию;
• выдачу субъектам электроэнергетики и потребителям электрической энергии с управляемой нагрузкой
обязательных для исполнения оперативных диспетчерских команд и распоряжений, связанных с
осуществлением функций системного оператора;
• разработку оптимальных суточных графиков работы электростанций и электрических сетей Единой
энергетической системы России;
• организацию и управление режимами параллельной работы российской электроэнергетической
системы и электроэнергетических систем иностранных государств (Азербайджана, Беларуси, Грузии,
Казахстана, Киргизстана, Молдовы, Монголии, латвии, литвы, Таджикистана, Узбекистана, Украины и
Эстонии);
• участие в формировании и выдаче технологических требований при присоединении субъектов электро
энергетики к единой национальной (общероссийской) электрической сети и территориальным распределительным сетям, обеспечивающих их работу в составе Единой энергетической системы России;
• контроль за своевременной и надлежащей реализацией инвестиционных программ генерирующих
компаний, сформированных по результатам торговли мощностью;
• мониторинг фактического технического состояния и уровня эксплуатации объектов электроэнергетики.
Структура Системного оператора:
• Исполнительный аппарат с центральным диспетчерским управлением;
• 7 филиалов – объединенных диспетчерских управлений (ОДУ);
• 59 филиалов – региональных диспетчерских управлений (РДУ);
• Дочернее общество ОАО «Научно-исследовательский институт по передаче электрической энергии
постоянным током высокого напряжения» (НИИПТ).
Единая энергетическая система России (ЕЭС России) состоит из 69 региональных энергосистем, которые,
в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем: Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга,
Центра и Северо-Запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно).
В электроэнергетический комплекс ЕЭС России входит более 600 электростанций мощностью свыше
5 МВт. Суммарная установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 214 868,6 МВт.
Увеличение установленной мощности электростанций ЕЭС России за счет вводов нового, а также модернизации действующего генерирующего оборудования электростанций составило в 2010 году 3 229,95 МВт.
Ввод новой мощности в 2010 году на электростанциях ЕЭС России с учетом электростанций промышленных
предприятий составил 2 886,2 МВт. Выведено из эксплуатации генерирующего оборудования электростанций
ЕЭС России суммарной мощностью 1 006,7 МВт.
Ежегодно все станции вырабатывают около одного триллиона кВт∙ч электрической энергии.
Сетевое хозяйство ЕЭС России насчитывает более 9 800 линий электропередачи класса напряжения
110-1150 кВ.
71
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РЕЖИМы РАБОТы
ЭНЕРГОСИСТЕМы И
УПРАВлЕНИЕ ИМИ
ПринциПы УПравления режимами
Годовые объемы перетоков электрической энергии
по ЕЭС России за 2011 г., млн кВт∙ч
72
Технологические основы электроэнергетики
Управление электроэнергетическими режимами 7 энергообъединений и энергосистем, расположенных на
территории 79 субъектов Российской Федерации осуществляют филиалы ОАО «СО ЕЭС» – объединенные и
региональные диспетчерские управления соответственно.
Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Азербайджана, Белоруссии, Грузии, Казахстана, латвии, литвы, Молдавии, Монголии, Украины и Эстонии. через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС
России работают энергосистемы Центральной Азии – Киргизии и Узбекистана. через устройство Выборгского
преобразовательного комплекса совместно с ЕЭС России работает энергосистема Финляндии, входящая в энергообъединение энергосистем Скандинавии НОРДЕл.
От электрических сетей России осуществляется также электроснабжение выделенных районов Норвегии
и Китая.
ФУнкции диСПетчеров
Необходимость централизации управления энергосистемами выявилась еще на заре их организации. Для
этой цели в первом десятилетии XX в. была создана особая должность «распределителя нагрузок» (диспетчера).
Диспетчерское управление – это вид оперативного подчинения, когда операции с тем или иным оборудованием ЭЭС проводятся только по распоряжению диспетчера (старшего дежурного персонала), в управлении
которого это оборудование находится.
В оперативном управлении диспетчера находится оборудование, операции с которым требуют координации
действий подчиненного оперативного персонала или согласованных изменений в релейной защите и автоматике.
Первоначальной задачей диспетчера было именно только распределение мощности. В дальнейшем его
функции резко расширились. На диспетчера энергосистемы было возложено управление режимом или по крайней мере контроль над режимом всех элементов энергосистемы и ликвидация аварий. В настоящее время функции диспетчера энергетической системы значительно шире и охватывают регулирование всех процессов в ней,
имеющих существенное значение для всей энергосистемы, а не для отдельных ее элементов.
диспетчер системы осуществляет руководство:
• распределением активной и реактивной мощностей между отдельными электростанциями энергосистемы;
• регулированием частоты во всей энергосистеме и напряжений в основных ее точках;
• регулированием потоков мощности по отдельным участкам электрической сети;
• производством всех коммутационных переключений в основных сетях системы и на электростанциях;
• вводом в работу и выводом из работы отдельных агрегатов электростанций и сетей как для целей
ремонта, так и в резерв;
• ликвидацией аварий на электростанциях и в основных сетях энергосистемы;
• регулированием режима и водотока ГЭС;
• изменением настройки релейной защиты и т.д.
Диспетчеру энергетической системы подчиняется весь старший оперативный персонал электростанций и
электрических сетей.
Для правильного осуществления своих функций диспетчер энергосистемы должен иметь:
• надлежащую, надежную и хорошо резервированную связь со всем подчиненным ему оперативным
персоналом, позволяющую диспетчеру непосредственно сноситься с подчиненным ему персоналом;
• надлежащее оборудование телеизмерительными установками и устройствами телесигнализации от
важнейших пунктов системы, позволяющее диспетчеру получить необходимые сведения о состоянии
основных параметров энергосистемы;
• надлежащее оборудование установками телеуправления, позволяющее диспетчеру самому
осуществлять необходимые и неотложные операции в основной сети;
• инструктивно-справочные материалы, которые позволяют диспетчеру произвести заранее продуманные
необходимые действия в сложной обстановке быстроменяющихся в энергосистеме процессов, а также
решить в случае необходимости любой вопрос, касающийся режима системы;
• материалы по запланированному режиму энергетической системы, которые позволяют диспетчеру
сосредоточить свое внимание главным образом на отклонениях от запланированного режима, что
облегчает его работу.
73
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РЕЖИМы РАБОТы
ЭНЕРГОСИСТЕМы И
УПРАВлЕНИЕ ИМИ
аварийные СитУации
Авария в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области 20 августа 2010
(столпотворение в метрополитене)
источник фото: www.expert.ru
аварийный режим энергосистемы – режим с параметрами, выходящими
за пределы требований технических регламентов, возникновение и длительное существование которого представляют недопустимую угрозу жизни людей, повреждения оборудования и ведут к ограничению подачи электрической и тепловой энергии в значительном объеме.
74
Технологические основы электроэнергетики
аварийный режим энергоСиСтемы
аварийный режим энергосистемы – режим с параметрами, выходящими за пределы требований технических регламентов, возникновение и длительное существование которого представляют недопустимую угрозу
жизни людей, повреждения оборудования и ведут к ограничению подачи электрической и тепловой энергии в
значительном объеме.
Аварийные процессы в энергосистеме являются следствием возникновения повреждений оборудования,
перекрытия и пробоя изоляции, ложных срабатываний различных устройств и аппаратов, ошибочных действий
персонала, в результате которых, как правило, происходят отключения элементов оборудования электростанций,
передающей сети или потребителей. Сочетание первоначального возмущения (обычно короткого замыкания) и
последующего изменения исходной схемы называется аварийным возмущением.
Аварийное возмущение называется проходящим, если его ликвидация не связана с необходимостью
изменения исходной схемы или это изменение столь незначительно, что с ним в расчетах можно не считаться.
С другой стороны, достаточно распространенной следует считать ситуацию, когда первоначальная причина
(короткое замыкание) оказывает несоизмеримо меньшее воздействие на протекание аварийного процесса,
чем следующее за ним отключение генерирующей мощности или ослабление сети. В этих случаях, а также при
ложных (ошибочных) отключениях элементов энергосистемы аварийное возмущение сводится к внезапному
изменению схемы.
Переходный процесс, который имеет место в результате такого аварийного возмущения, называется простым переходом. Наиболее распространенными аварийными возмущениями, на которые прежде всего ориентируется противоаварийная автоматика, являются следующие три вида аварийных возмущений:
• короткое замыкание с последующим ослаблением сети;
• аварийное ослабление сети;
• аварийный сброс генераторной мощности.
Два последних приводят к простым переходам. Но и при таком ограниченном наборе основных расчетных
видов аварийных возмущений в сложных энергосистемах с их многообразием схем и режимов может возникать
бесчисленное множество разнообразных аварийных ситуаций.
Особые условия в энергосистеме создаются при нарушении устойчивости и возникновении асинхронного
хода, который, как правило, сопровождается глубокими изменениями режимных параметров.
Существующие расчетные методы позволяют в лучшем случае рассчитать изменение основных параметров энергосистемы лишь в начальной стадии развития асинхронного хода и получить некоторые приближенные
оценки возможности его развития в результате резонансных явлений и «опрокидывания» нагрузки в отдельных
узлах. Однако дальнейшее развитие процесса, особенно в случае многократных нарушений устойчивости (при
так называемом многочастотном асинхронном ходе) оказывается весьма трудно прогнозируемым. Вместе с тем
по мере распространения асинхронного хода управляемость энергосистемы резко падает, и в результате развития аварии может привести к большему ущербу для народного хозяйства, нарушениям условий безопасности
и другим тяжелым последствиям. Одной из важнейших задач является локализация и скорейшее прекращение
асинхронного хода независимо от вызвавшей его причины.
В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 28.10.2009 № 846 «Об утверждении правил расследования причин аварий в электроэнергетике» Авария – разрушение сооружений и (или)
технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте; неконтролируемые взрыв и (или)
выброс опасных веществ. При этом к авариям относят в том числе:
• работу энергосистемы или её части с частотой 49,2 Гц и ниже в течение одного часа и более
продолжительностью в течение суток более трёх часов;
• аварийное отключение потребителей суммарной мощностью более 500 МВт или 50% от общего
потребления энергосистемой вследствие отключения генерирующих источников, линий электропередачи,
разделения энергосистемы на части;
• нарушение режима работы электрической сети, вызвавшее перерыв электроснабжения города на
24 часа и более.
Причины аварий в энергосистеме подлежат расследованию в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 28.10.2009 № 846 «Об утверждении правил расследования причин аварий в
электроэнергетике».
Так как современное сообщество всё больше зависит от электрической энергии, эти аварии наносят ощутимые убытки предприятиям, населению и правительствам. Во время аварии выключаются осветительные приборы, не работают лифты, светофоры, метро.
Статистика показывает значительное увеличение аварий в 90-е гг. XX – начале XXI вв. (см. ниже).
На жизненно важных объектах (больницы, военные объекты и т. д.) для функционирования жизнедеятельности во время аварий в энергосистемах используются автономные источники питания: аккумуляторы,
генераторы.
крупнейшие аварии в энергосистемах
10 ноября 2009 – нарушение электроснабжения затронуло более 50 миллионов человек, проживающих в
Бразилии, также перебои в подаче электрической энергии возникли в Уругвае. Миллионы людей остались без
электричества в крупнейших бразильских городах Рио-де-Жанейро и Сан-Паулу. Электроснабжение было восстановлено в 00:37 11 ноября. Перебои с электричеством возникли из-за нештатной ситуации на гидроэлектростанции «Итайпу» – второй в мире по выработке электрической энергии. Ураган, бушевавший в районе станции,
спровоцировал перегрузки в сети, что привело к обесточиванию отдельных участков по «принципу домино» и
75
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РЕЖИМы РАБОТы
ЭНЕРГОСИСТЕМы И
УПРАВлЕНИЕ ИМИ
аварийные СитУации
Развитие аварии в Московской энергосистеме 25 мая 2005 года
76
Технологические основы электроэнергетики
веерному отключению электричества. Версию некоторых СМИ о том, что авария в электросетях Бразилии была
вызвана действиями хакеров, бразильские власти категорически опровергают. ГЭС «Итайпу» обеспечивает 20%
потребностей Бразилии в электрической энергии и 90% – Парагвая.
23 января 2005 – из-за наводнения около 12 часов без электричества оставался Торонто, крупнейший город Канады.
12 июля 2004 – в результате аварии на электростанции Греции на два часа без электрической энергии
остались 6 млн жителей Афин и южной части страны.
7 ноября 2003 – в результате жары на центральной электростанции чили произошла авария. Без электричества четыре часа оставались 600 тыс. жителей Сантьяго.
28 сентября 2003 – авария в энергосистеме Италии, весь север и центр которой на сутки остались без
электроснабжения.
23 сентября 2003 – шторм оборвал линии электропередачи, что повлекло отключение энергии на юге Швеции и востоке Дании. Без электричества на целый день остались 5 млн. человек.
28 августа 2003 – авария в энергосистеме Великобритании. Авария оставила без электричества четверть
лондона. Правительство назвало аварию самой крупной за последнее десятилетие.
18 августа 2003 – без света осталась вся Грузия. Причиной стало аварийное отключение ИнгуриГЭС – крупнейшей ГЭС страны, которая вырабатывает почти половину электрической энергии. После этого отключилась
вся энергосистема Грузии. Электричества не было даже на объектах жизнеобеспечения, прекратил работу метрополитен, десятки тысяч пассажиров застряли в вагонах поездов и на станциях. Прекратилась подача воды в
большинстве грузинских городов. В течение 20 минут не работала и центральная телевышка в Тбилиси.
14 августа 2003 – сбой электросети США и Канады – «Великий блэкаут-2003». Крупнейшие города США и
Канады на Восточном побережье остались без электричества в результате беспрецедентного выхода из строя
энергосистемы. Без электричества в 16:11, в час пик, остались Нью-йорк, Кливленд, Детройт, города Оттава и
Торонто в канадской провинции Онтарио – всего около 50 млн человек.
С исчезновением электрической энергии в этих городах полностью было прекращено движение общественного транспорта, остановилось метро. С затруднениями продолжалось и дорожное движение – не работали светофоры. Некоторые граждане добровольно выходили регулировать движение на перекрестках.
В поездах подземки в тоннелях оказались заперты тысячи людей, власти долгое время не могли решить
вопрос об их эвакуации. люди сами пытались выбираться из вагонов метро. Положение усугублялось тем, что в
вагонах нью-йоркского метро нет обычных форточек – в них установлены кондиционеры, которые работают от
электричества. Это была самая темная ночь в Нью-йорке. Была прекращена работа аэропортов на всем Восточном побережье. Все рейсы из аэропортов городов США и Канады, в которых отсутствует электричество, были
отменены. Одному лишь Нью-йорку эта энергетическая катастрофа обошлась в миллиард долларов.
22 июля 2003 – более 350 тыс. жителей Барселоны и Балеарских островов лишились электричества после
аварии, вызванной перерасходом энергии.
3 февраля 2003 – весь Алжир с населением 32 млн. человек остался на несколько часов без электричества
в результате аварии на центральной электростанции.
24 ноября 2002 – в столице Аргентины Буэнос-Айресе произошла авария на линии высокого напряжения.
Без электричества остались около 2 млн. человек.
18 января 2001 – электричества лишились 1 млн. калифорнийцев, живущих в Сан-Франциско и окрестностях.
2 января 2001 – в результате аварии на электростанции в штате Уттар-Прадеш без электричества остались
более 200 млн жителей севера Индии.
6 июля 1999 – в Нью-йорке 200 тыс. жителей Манхэттена были лишены электричества на 19 часов. Причиной стал перерасход энергии в результате жаркой погоды.
8 декабря 1998 – 940 тыс. жителей Сан-Франциско остались без электрической энергии на семь часов изза ошибки работника местной подстанции.
январь 1998 – сильные и продолжительные холода вызвали прекращение поставки электричества в канадские провинции Онтарио и Квебек, а также американские штаты Новой Англии. Около миллиона американцев и
канадцев остались без электричества на несколько недель.
10 августа 1996 – в южных штатах США и некоторых районах Мексики без электричества на 10 часов остались 15 млн. человек. Причиной стал перерасход энергии из-за жары.
13 июля 1977 – «Ночь страха» в Нью-йорке. Вплоть до 2003 года эта авария считалась самым крупным чП
в мировой электроэнергетике. Из-за попадания молнии в линию электропередачи на 25 часов была прервана
подача электричества в Нью-йорк и 9 млн жителей оказались без электроснабжения. Трагедии сопутствовал
финансовый кризис, в котором пребывал мегаполис, необыкновенно жаркая погода, и небывалый разгул преступности. Спустя несколько часов после отключения электричества – особенно ночью – на фешенебельные
кварталы города набросились банды из бедных кварталов. Полиции удалось арестовать около 3700 человек – но
это была ничтожная доля насильников и грабителей. Ущерб, нанесённый Нью-йорку мародёрами и вандалами,
оценивается в миллиард долларов (в пересчёте на цены 2000-х годов). Власти города потеряли 9 миллионов
долларов: 5 миллионов в качестве налогов и ещё 4 миллиона пришлось заплатить полиции и пожарным за сверхурочную работу. Нью-йоркские биржи потеряли от отключения электричества более 20 миллионов долларов.
Однако самые страшные убытки понесли простые граждане. Было разграблено более 2000 магазинов. [3]
77
раздел Пятый
оСновы регУлирования
электроэнергетики
андреева екатерина владимировна
Главный специалист Департамента по взаимодействию с органами власти и
другими заинтересованными сторонами
Управления информации и коммуникаций НП «Совет рынка»
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СтрУктУра нормативного Правового
регУлирования
НОРМАТИВНАя
ПРАВОВАя БАЗА
Ф3
Гражданский кодекс
Об электроэнергетике
Об энергосбережении и энергоэффективности
О теплоснабжении
Правила оптового рынка
акты
Правила розничных рынков
Правительства
Правила недискриминационного доступа
(постановления
Стандарты раскрытия информации
распоряжения)
Основы ценообразования на электроэнергию
ведомственные акты
Приказы федеральных органов
исполнительной власти (Минэнерго России,
ФАС России, ФСТ России,
Минэкономразвития России)
договор о присоединении
к торговой системе
и регламенты оптового рынка
ДОП – не нормативный акт, а договор,
условия которого обязательны для
всех участников ОРЭМ.
Регламенты – приложения к ДОПу
Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»
Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности»
Федеральный закон от 27.07.2010 № 190-ФЗ «О теплоснабжении»
Постановление Правительства РФ от 27.12.2010 № 1172 «Об утверждении
Правил оптового рынка электрической энергии и мощности»
Постановление Правительства РФ от 04.05.2012 № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном
ограничении режима потребления электрической энергии»
Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике»
Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 «Об утверждении
Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа
к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике
и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам
администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг
и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств
потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих
сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям»
Постановление Правительства РФ от 21.01.2004 № 24 «Об утверждении
стандартов раскрытия информации субъектами оптового и розничных рынков электрической энергии».
80
Основы регулирования электроэнергетики
СтрУктУра нормативного Правового регУлирования
На слайде представлена иерархия нормативных правовых актов в сфере регулирования электроэнергетики в порядке убывания их юридической силы, и при этом, в порядке возрастания конкретизации норм, направленных на регулирование определенных отношений. законодательство об электроэнергетике состоит
из гражданского кодекса, федерального закона «об электроэнергетике» и подзаконных актов (актов
Правительства российской Федерации, ведомственных актов), принимаемых в соответствии и во исполнение федеральных законов).
Федеральные законы
гражданский кодекс систематизирует все нормы гражданского права, в том числе и вопросы энергоснабжения, которым посвящена глава 30 («Купля – продажа») части II, раздел 6 «Энергоснабжение». Договор энергоснабжения – старейший в структуре договорных отношений в электроэнергетике. После принятия основного
отраслевого закона нормы гражданского кодекса имеют остаточное действие, т.е. распространяются на соответствующие отношения, если иное не установлено другими правовыми актами.
Федеральный закон «об энергосбережении и повышении энергетической эффективности» заменил
ранее действовавший федеральный закон «Об энергосбережении» 1996 года и утвердил новые основы стимулирования энергосбережения и повышения энергоэффективности. В соответствии с законом принята государственная
программа энергосбережения и повышения энергоэффективности до 2020 года (распоряжение Правительства РФ
от 27.12.2010 № 2446-р), принимаются региональные и муниципальные программы энергосбережения.
Федеральный закон «о теплоснабжении» – первый в истории Российской Федерации акт, установивший
основы правового регулирования вопросов теплоснабжения, отделив их от электроэнергетики.
акты Правительства российской Федерации
Основными актами Правительства Российской Федерации в области электроэнергетики являются правила
оптового рынка (постановление Правительства РФ №1172) и основные положения функционирования розничных рынков (постановление Правительства РФ № 442). Содержание этих актов во многом определено федеральным законом «Об электроэнергетике», который напрямую установил перечень обязательных положений
постановления Правительства РФ № 442 (статья 38). Кроме того, федеральный закон «Об электроэнергетике»
содержит множество отсылочных норм, которые не регулируют конкретные отношения, а указывают на то, что
положения той или иной статьи раскрываются в подзаконных актах. Так, например, в статье 32 указано, что
«перечень, система и порядок заключения обязательных для участников оптового рынка договоров определяются правилами оптового рынка».
Правила недискриминационного доступа (постановление Правительства РФ №861) содержат три документа, определяющих правила доступа к услугам технологической и коммерческой инфраструктуры оптового
рынка (к услугам по передаче электрической энергии, услугам по оперативно-диспетчерскому управлению, услугам администратора торговой системы оптового рынка), и правила технологического присоединения (основные
положения закреплены статьей 26 федерального закона «Об электроэнергетике»).
Стандарты раскрытия информации (постановление Правительства РФ №24) определяют перечень
информации, которую субъекты рынков электрической энергии (сетевые организации, субъекты оперативнодиспетчерского управления, производители электрической энергии, энергоснабжающие, энергосбытовые организации и гарантирующие поставщики, совет рынка и коммерческий оператор) обязаны раскрывать в порядке,
установленном в постановлении Правительства РФ № 24.
основы ценообразования (постановление Правительства РФ №1178) определяют действующую в электроэнергетике систему тарифов, принципы и методы их регулирования.
ведомственные акты
Федеральные органы исполнительной власти помимо разработки и внесения на рассмотрение в Правительство проектов постановлений и распоряжений по вопросам, относящимся к их компетенции, самостоятельно
принимают нормативные акты (приказы) по широкому спектру специальных вопросов. Приказами профильного
Министерства энергетики регулируются такие вопросы, как перечень предоставляемой субъектами электроэнергетики информации, формы и порядок ее предоставления, правила оценки готовности к отопительному периоду,
порядок ведения реестра выдачи и погашения сертификатов, подтверждающих объем производства электрической энергии на генерирующих объектах, функционирующих на основе использования ВИЭ. Особую роль в
нормативном регулировании играют приказы ФСТ России, устанавливающие предельные уровни регулируемых
тарифов, в том числе, на электрическую энергию, поставляемую населению, и методические указания, например, по расчету регулируемых цен на розничном рынке, по определению размера платы за технологическое присоединение, по расчету цен на услуги по системной надежности.
договор о присоединении к торговой системе орэм
Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка не является нормативным правовым актом,
но его условия и положения обязательны для всех субъектов оптового рынка, поскольку заключение этого договора является одним из основных условий получения статуса субъекта оптового рынка.
Договор о присоединении, как понятие гражданского права, – это договор, обязательный для сторон, условия которого определены одной из сторон в формулярах или иных стандартных формах. Форма договора о
присоединении к торговой системе утверждена решением НП «АТС» (организация коммерческой инфраструктуры до 2008 года) в 2006 году. Обязательными сторонами по договору являются организации коммерческой
инфраструктуры (НП «Совет рынка», ОАО «АТС», ОАО «ЦФР») и технологической инфраструктуры (ОАО «СО
ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС»).
Регламенты оптового рынка и стандартные формы договоров, заключаемых на оптовом рынке, – это приложения к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка, которые разрабатываются и утверждаются советом рынка.
81
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
НОРМАТИВНАя
ПРАВОВАя БАЗА
СтрУктУра ФедералЬного закона
«оБ электроэнергетике»
Федеральный закон от 26.03.2003 №35-Ф3 «об электроэнергетике»
глава I Общие положения
глава II Основы организации электроэнергетики
технологическая основа функционирования электроэнергетики
глава III Единая национальная
(общероссийская) электрическая сеть
глава IV Оперативно-диспетчерское
управление
глава V Система государственного регулирования и контроля
рынки электроэнергии
глава VI Оптовый рынок
глава VII Розничные рынки
глава VIII Особенности осуществления хозяйственной деятельности
электроэнергетика – отрасль экономики Российской Федерации, включающая в себя комплекс экономических отношений, возникающих в процессе
производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), передачи электрической энергии, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, сбыта и
потребления электрической энергии с использованием производственных
и иных имущественных объектов (в том числе входящих в Единую энергетическую систему России), принадлежащих на праве собственности или
на ином предусмотренном федеральными законами основании субъектам
электроэнергетики или иным лицам. Электроэнергетика является основой
функционирования экономики и жизнеобеспечения.
единая энергетическая система россии – совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым
процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике.
Субъекты электроэнергетики – лица, осуществляющие деятельность в
сфере электроэнергетики, в том числе производство электрической, тепловой энергии и мощности, приобретение и продажу электрической энергии
и мощности, энергоснабжение потребителей, оказание услуг по передаче
электрической энергии, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, сбыт электрической энергии (мощности), организацию куплипродажи электрической энергии и мощности.
82
Основы регулирования электроэнергетики
оСновные Положения ФедералЬного закона
«оБ электроэнергетике»
Федеральным законом «Об электроэнергетике» установлены правовые основы экономических отношений
в сфере электроэнергетики, пределы государственного регулирования, основные права и обязанности субъектов электроэнергетики (статья 1 федерального закона).
Глава первая
Как и в любом другом отраслевом законе, посвящена определению предмета регулирования федерального
закона – законодательства об электроэнергетике, а также основным понятиям, которые используются в самом
законе, и, исходя из содержания, приведенного в законе, используются и уточняются в подзаконных актах.
Глава вторая
Содержит общие принципы организации экономических отношений (принцип соблюдения баланса
экономических интересов поставщиков и потребителей, принцип технологического единства электроэнергетики,
обеспечение бесперебойного и надежного функционирования электроэнергетики).
Глава третья и четвертая посвящены технологической основе функционирования электроэнергетики
единой национальной (общероссийской) электрической сети и система оперативно-диспетчерского управления.
Следует обратить внимание, что услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети и услуги по оперативно-диспетчерскому управлению являются естественно-монопольными видами деятельности и соответствующая деятельность ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО ЕЭС» подпадает
под действие федерального закона № 147-ФЗ от 17.08.1995 «О естественных монополиях».
В главе 3 определено понятие единой национальной (общероссийской) электрической сети (комплекс
сетей и других объектов электросетевого хозяйства), правовой статус (цели создания и основные функции) организации по управлению единой национальной электрической сетью, т.е. функции ОАО «ФСК ЕЭС» (обеспечение единства технологического управления ЕНЭС, предоставление услуг по передаче электрической энергии на
договорной, возмездной основе, развитие сетей, строительство объектов сетевого хозяйства). В главе 4 определены основные принципы оперативно-диспетчерского управления (обеспечение баланса производства
и потребления электрической энергии, обеспечение безопасного функционирования электроэнергетики и предотвращение возникновения аварийных ситуаций, экономическая эффективность оперативных диспетчерских
команд и распоряжений), правовой статус и функции системного оператора, единолично осуществляющего централизованное оперативно-диспетчерское управление.
Глава пятая
Определяет полномочия органов государственной власти (Правительства Российской Федерации, федеральных органов исполнительной власти и органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации) в сфере контроля и регулирования в электроэнергетике (статья 21). Целый блок статей (статья 23 - 23.3)
определяет основы тарифного регулирования в электроэнергетике, соответственно и полномочия ФСТ России.
Отдельные статьи посвящены антимонопольному регулированию (статья 25), регулированию доступа к электрическим сетям (статья 26), регулированию безопасности (статья 28) и инвестиционной политике государства в
электроэнергетике (статья 29).
Глава шестая
Определяет правовые основы функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе принципы организации оптового рынка (свобода выбора субъектами оптового рынка порядка купли-продажи электрической энергии, взаимодействие субъектов оптового рынка на основе безусловного
соблюдения договорных обязательств и финансовой дисциплины и другие), состав субъектов оптового рынка
(участники обращения электрической энергии – поставщики и покупатели, организации, обеспечивающие функционирование коммерческой и технологической инфраструктуры оптового рынка) и порядок получения статуса
субъекта, основы организации торговой системы и расчетов на оптовом рынке (в том числе механизмы определения рыночных цен на электрическую энергию), особенности правового статуса и функции совета рынка и
коммерческого оператора, порядок использования технологической инфраструктуры рынка.
Глава седьмая
Определяет правовые основы организации розничных рынков электрической энергии, в том числе
состав субъектов рынка (потребители, поставщики – энергосбытовые организации, гарантирующие поставщики, территориальные сетевые организации, системный оператор), перечень обязательных положений правил
функционирования розничных рынков, условия надежного обеспечения потребителей электрической энергией,
принципы ценообразования на розничных рынках.
Глава восьмая
Посвящена общим вопросам осуществления деятельности в сфере электроэнергетики, в том числе
определяет необходимость проведения государственной экспертизы в соответствии с Градостроительным кодексом проектной документации определенных объектов электроэнергетики, необходимость ведения раздельного
учета доходов, продукции и затрат по видам деятельности в сфере электроэнергетики и особенности вывода
объектов электроэнергетики из эксплуатации.
83
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
НОРМАТИВНАя
ПРАВОВАя БАЗА
оСновоПолагаЮщие акты
ПравителЬСтва
роССийСкой Федерации
основные акты Правительства рФ
в части регулирования рынков электроэнергии
ПП рФ от 27.12.2010 № 1172
«об утверждении Правил оптового рынка
электрической энергии и мощности»
ПП рФ от 04.05.2012 № 442
«о функционировании розничных
рынков электрической энергии, полном
и (или) частичном ограничении режима
потребления электрической энергии»
ПП рФ от 29.12.2011 № 1178 «о ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов)
в электроэнергетике»
ПП рФ от 27.12.2004 №861 «об утверждении Правил недискриминационного доступа...»
к услугам по передаче электроэнергии, услугам по оперативно-диспетчерскому
управлению, услугам атС
ПП рФ от 21.01.2004 № 24 «об утверждении стандартов раскрытия информации субъектами
оптового и розничных рынков электрической энергии»
иные акты Правительства рФ
иные акты Правительства российской Федерации
Постановление Правительства РФ от 28.10.2003 № 648 «Об утверждении Положения об отнесении объектов электросетевого хозяйства к единой
национальной (общероссийской) электрической сети и о ведении реестра
объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную
(общероссийскую) электрическую сеть»
Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 № 854 «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике»
Постановление Правительства РФ от 26.01.2006 № 41 «О критериях
отнесения объектов электросетевого хозяйства к единой национальной (общероссийской) электрической сети»
Постановление Правительства РФ от 03.06.2008 № 426 «О квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования
возобновляемых источников энергии»
Постановление Правительства РФ от 14.02.2009 № 114 «О порядке отнесения субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию при оказании
услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике»
Постановление Правительства РФ от 15.06.2009 № 492 «О существенных условиях и порядке разрешения разногласий о праве заключения договоров в отношении объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть»
Постановление Правительства РФ от 03.03.2010 № 117 «О порядке
отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг»
Постановление Правительства РФ от 13.04.2010 № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода»
84
Основы регулирования электроэнергетики
оСновные Положения актов
ПравителЬСтва роССийСкой Федерации,
регУлирУЮщиХ рынки электричеСкой энергии
Актами Правительства Российской Федерации, регулирующими большую часть отношений, складывающихся на рынках электрической энергии, являются Правила оптового рынка и Основные положения функционирования розничных рынков.
Правила оптового рынка
«Целевые» правила оптового рынка были приняты в конце 2010 года и заменили ранее действовавшие
Правила оптового рынка переходного периода (постановление от 24.10.2003 № 643), во многом переняв у них
структуру и содержание.
Правилами оптового рынка установлены правовые основы функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности:
Раздел I Общие правовые понятия регулирования оптового рынка и способы осуществления торговли
электрической энергией и мощностью на оптовом рынке: торговля по регулируемым договорам, по свободным
договорам, по договорам о предоставлении мощности и т.д.;
Раздел II Порядок получения статуса субъекта оптового рынка и требования к организациям, планирующим получить такой статус (количественные требования, применяемые к группам точек поставки, и необходимость их согласования с системным оператором и коммерческим оператором, проведение ряда технических
мероприятий, заключение договора о присоединении к торговой системе оптового рынка);
Раздел III Существенные условия договора о присоединении к торговой системе оптового рынка и регламентов оптового рынка (права и обязанности сторон договора и порядок их взаимодействия, взаимная ответственность сторон по принятым на себя обязательствам, виды договоров, заключаемых на оптовом рынке,
основания, условия и порядок внесения изменений в договор о присоединении к торговой системе оптового
рынка) и перечень стандартных форм договоров, принимаемых советом рынка;
Раздел IV основы организации обращения мощности на оптовом рынке (обязательство субъектов
оптового рынка по поддержанию принадлежащего им генерирующего оборудования в состоянии готовности к
выработке электрической энергии, порядок определения предельного объема поставки мощности на оптовый,
порядок аттестации генерирующего оборудования системным оператором);
Раздел V Общие положения, регулирующие деятельность субъектов оптового рынка, обеспечивающих функционирование коммерческой (услуги по организации функционирования торговой системы оптового рынка) и технологической (услуги по оперативно-диспетчерскому управлению технологическими режимами
работы объектов электроэнергетики, по передаче электрической энергии по сетям) инфраструктуры;
Раздел VI Правовые основы организации торговли электрической энергией и мощностью по регулируемым договорам (регулируемые договоры для населения, для отдельных частей ценовых зон – Северный
Кавказ)
Раздел VII - VIII Правовые основы организации торговли электрической энергией и мощностью по
нерегулируемым ценам (по ценам, определяемым по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на
сутки вперед, торговли по свободным договорам, торговли мощностью по результатам конкурентного отбора
мощности, торговли по ценам, определяемым путем конкурентного отбора заявок для балансирования системы),
Раздел X особенности участия в торговле на оптовом рынке отдельных категорий поставщиков и
покупателей электрической энергии (потребление электрической энергии и мощности на собственные и хозяйственные нужды, покупатели электрической энергии, функционирующие в неценовых зонах, организации,
осуществляющие экспортно-импортные операции в неценовых зонах
Раздел XI особенности покупки организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью электрической энергии и мощности в целях оплаты потерь в сетях,
Раздел XII основы организации коммерческого учета электрической энергии на оптовом рынке;
Раздел XIII особенности торговли в неценовых зонах;
Раздел XIV Порядок расчета коммерческим оператором средневзвешенных цен, используемых гарантирующими поставщиками с целью продажи на розничном рынке электрической энергии, приобретенной на
оптовом рынке.
основные положения функционирования розничных рынков
В отличие от Правил оптового рынка по окончании переходного периода реформирования электроэнергетики не было принято нового акта, определяющего, так называемые целевые правила розничного рынка. Постановление Правительства РФ от 31.12.2010 № 1242 продлило действие Правил функционирования розничных
рынков электрической энергии переходного периода (постановление Правительства РФ от 31.08.2006 № 530),
заменив его название на «Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии»
и незначительно отредактировав содержание акта. Целевые же правила розничного рынка утверждены постановлением Правительства РФ от 04.05.2012 № 442 которыми определен состав субъектов розничных рынков,
порядок присвоения статуса гарантирующего поставщика (далее – ГП), определения и изменения границ зон
деятельности ГП, правила деятельности ГП на розничных рынках и правила заключения договоров между потребителями (покупателями) и ГП, порядок осуществления расчетов за электроэнергию (мощность), в том числе
при продаже по нерегулируемым ценам, порядок определения и применения ГП предельных уровней нерегулируемых цен и структура нерегулируемых цен, особенности функционирования розничных рынков в отдельных
частях ценовых зон оптового рынка, на территориях неценовых зон оптового рынка, в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, правила организации учета электрической энергии
на розничных рынках.
85
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СтрУктУра договора о ПриСоединении
к торговой СиСтеме оПтового рынка
НОРМАТИВНАя
ПРАВОВАя БАЗА
договор о присоединении к торговой системе оптового рынка
глава I.
основные положения
глава II. организации, обеспечивающие функционирование коммерческой и
технологической инфраструктуры оптового рынка
глава III. договорная система оптового рынка
глава IV. действие договора
глава V. ответственность
глава VI. разрешение споров. иные положения
Приложения к договору
регламенты оптового рынка
Стандартные формы договоров
В соответствии со статьей 33 федерального закона «Об электроэнергетике» совет рынка осуществляет разработку формы договора о присоединении к торговой системе оптового рынка, регламентов оптового рынка,
стандартных форм договоров, обеспечивающих осуществление торговли
на оптовом рынке электрической энергией, мощностью, иными товарами,
обращение которых осуществляется на оптовом рынке, а также оказание
услуг, связанных с обращением указанных товаров на оптовом рынке.
Процедура подготовки и согласования предложений о внесении изменений и дополнений в Договор о присоединении и Регламенты состоит из
следующих этапов:
• внесение предложения в НП «Совет рынка» инициатором;
• рассмотрение и согласование предложения на Комитете по модели
рынка;
• вынесение предложения и/или иных решений по изменениям на
рассмотрение Наблюдательного совета НП «Совет рынка».
Изменения могут быть инициированы только организациями – членами
НП «Совет рынка», членами Наблюдательного совета НП «Совет рынка»,
Минэнерго России.
Предварительная подготовка и согласование предложений о внесении
изменений в Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка
и Регламенты оптового рынка и их вынесение на рассмотрение Наблюдательным советом НП «Совет рынка» осуществляются Комитетом по модели
рынка при Наблюдательном совете НП «Совет рынка», который состоит из
четырех палат: палаты потребителей, палаты поставщиков, палаты выборных членов и палаты представителей государства и инфраструктуры.
Утверждение изменений относится к исключительной компетенции
Наблюдательного совета НП «Совет рынка».
Все принятые изменения размещаются на сайте НП «Совет рынка» –
www.np-sr.ru.
86
Основы регулирования электроэнергетики
договор о ПриСоединении к торговой СиСтеме
оПтового рынка
договор о присоединении к торговой системе оптового рынка регулирует отношения сторон договора,
связанные с обращением электрической энергии на оптовом рынке. Неотъемлемыми частями этого договора
являются Регламенты оптового рынка и стандартные формы договоров, заключение которых необходимо для
участия в отношениях по купле-продаже электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке по регулируемым ценам (тарифам), по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и для балансирования системы, и на территориях, не объединенных в ценовые зоны (перечень регламентов и стандартных
договоров приведен в п. 1.4 Договора о присоединении).
Глава I общие положения (порядок допуска участника оптового рынка к торговой системе оптового
рынка, порядок применения электронной цифровой подписи при исполнении договора, обязанность сохранения сторонами договора конфиденциальности сведений, полученных ими в связи с исполнением Договора о
присоединении, функции совета рынка).
Глава II определяет содержание и порядок оплаты услуг и взаимодействия инфраструктурных организаций (ОАО «АТС», ОАО «ЦФР», ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС»).
Глава III определяет, как общие принципы построения договорной системы оптового рынка, так и порядок заключения, исполнения и условия отдельных видов договоров (регулируемых договоров, договоров,
заключаемых на рынке на сутки вперед, на балансирующем рынке, свободных двусторонних договоров куплипродажи, договоров, обеспечивающих покупку/продажу мощности, договоров, обеспечивающих покупку/продажу электрической энергии и мощности в неценовых зонах, порядок покупки потерь в сетях).
Глава IV - VI содержат положения, определяющие срок действия, порядок изменения и расторжения
договора о присоединении, прекращения обязательств по нему, ответственность за неисполнение обязательств по Договору о присоединении и порядок разрешения споров.
регламенты оптового рынка:
Регламент допуска к торговой системе оптового рынка (Приложение № 1);
Регламент финансовых расчетов на оптовом рынке электрической энергии (Приложение № 16);
Регламент внесения изменений в расчетную модель электроэнергетической системы (Приложение № 2) и
актуализации расчетной модели (Приложение № 3);
Регламент проведения расчетов выбора состава (Приложение № 3.1) и аттестации генерирующего оборудования (Приложение № 19.2);
Регламент подачи уведомлений (Приложение № 4) и ценовых заявок Участниками оптового рынка (Приложение № 5);
Регламент регистрации и учета свободных двусторонних договоров купли-продажи электрической энергии
(Приложение № 6.1); регулируемых договоров и договоров комиссии на продажу электрической энергии и мощности (Приложение № 6.2); свободных двусторонних договоров купли-продажи отклонений (Приложение № 6.3);
свободных договоров купли-продажи электрической энергии и мощности (Приложение № 6.4, № 6.8);
Регламент проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед (Приложение № 7), расчета
плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электрической энергии на сутки вперед
(Приложение № 8);
Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России (Приложение № 9);
Регламент проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы (Приложение № 10);
Регламент коммерческого учета электрической энергии и мощности (Приложение № 11), проведения проверок систем коммерческого учета Участников оптового рынка (Приложение № 18);
Регламент определения объемов, инициатив и стоимости отклонений (Приложение № 12);
Регламент мониторинга соблюдения ОАО «ФСК ЕЭС» объема и сроков проведения ремонтов (Приложение № 13.1);
Регламент функционирования Участников оптового рынка на территории неценовых зон (Приложение № 14), покупки/продажи электрической энергии в целях экспорта/импорта в зарубежные энергосистемы (Приложение № 15);
Регламент определения и актуализации параметров зон свободного перетока ЕЭС (Приложение № 19.1);
Регламент определения объемов мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности (Приложение № 6.7); определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности (Приложение №
13); объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке (Приложение № 13.2); формирования (Приложение
№ 6.5), регистрации и учета договоров купли-продажи мощности, производимой на генерирующем оборудовании АЭС и ГЭС (Приложение № 6.6); проведения конкурентных отборов мощности (Приложение № 19.3); рассмотрения ценовых заявок, подаваемых на конкурентный отбор ценовых заявок на продажу мощности (Приложение
№ 19.4); определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности
(Приложение № 19.6);
Регламент организации контроля исполнения инвестиционных проектов (Приложение № 19.5);
Регламент отнесения генерирующих объектов к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме (Приложение № 19.7);
Положение о применении санкций на оптовом рынке электрической энергии и мощности (Приложение
№ 21) и Регламент контроля за соблюдением участниками оптового рынка Договора о присоединении и
Положения о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка
(Приложение № 23);
Регламент информационного взаимодействия между субъектами оптового рынка и ФАС России в целях выявления случаев манипулирования ценами на оптовом рынке электрической энергии и мощности (Приложение № 22);
Регламент квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования ВИЭ, и
ведения реестра квалифицированных генерирующих объектов (Приложение № 24);
Перечень определений и принятых сокращений (Приложение № 17).
87
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ГОСУДАРСТВЕННОЕ
РЕГУлИРОВАНИЕ И
КОНТРОль
СХема гоСУдарСтвенного
регУлирования отраСли
Правительство рФ
Правительственная комиссия
по обеспечению
безопасности электроснабжения
(федеральный штаб)
Правительственная
комиссия по вопросам
развития электроэнергетики
минэнерго
ФСт
ФаС
профильный
регулятор отрасли
тарифное
регулирование
антимонопольное
регулирование
Минэкономразвития
социальноэкономическое
развитие
Правительство российской Федерации
Федеральный конституционный закон от 17.12.1997 № 2-ФКЗ «О Правительстве Российской Федерации»
Постановление Правительства РФ от 01.06.2004 № 260 «О Регламенте
Правительства Российской Федерации и Положении об Аппарате Правительства Российской Федерации»
http://www.government.ru/
министерство энергетики российской Федерации (Минэнерго России)
Положение о Министерстве энергетики Российской Федерации (постановление Правительства РФ от 28.05.2008 № 400)
http://www.minenergo.gov.ru
Федеральная служба по тарифам (ФСТ России)
Положение о Федеральной службе по тарифам (постановление Правительства РФ от 30.06.2004 № 332)
http://www.fstrf.ru
министерство экономического развития российской Федерации
(Минэкономразвития России)
Положение о Министерстве экономического развития РФ (постановление
Правительства РФ от 05.06.2008 № 437)
http://www.economy.gov.ru
Федеральная антимонопольная служба (ФАС России)
Положение о Федеральной антимонопольной службе (постановление Правительства РФ от 30.06.2004 № 331)
http://www.fas.gov.ru
88
Основы регулирования электроэнергетики
оСновные ФУнкции ФедералЬныХ органов влаСти в
электроэнергетике
В соответствии со статьей 20 федерального закона «Об электроэнергетике» в отрасли применяются следующие методы государственного регулирования и контроля:
• контроль за сферами деятельности субъектов естественных монополий в электроэнергетике, к которым
в соответствии со статьей 4 федерального закона от 17.08.1995 № 147-ФЗ «О естественных монополиях» относятся услуги по передаче электрической энергии и услуги по оперативно-диспетчерскому управлению, и регулирование инвестиционной деятельности субъектов естественных монополий в электроэнергетике;
• государственное регулирование цен (тарифов) на отдельные виды продукции (услуг), перечень которых
определяется федеральными законами и государственный контроль (надзор) за регулируемыми государством
ценами (тарифами) в электроэнергетике;
• государственное антимонопольное регулирование и контроль;
• управление государственной собственностью в электроэнергетике;
• федеральный государственный энергетический надзор;
• государственный экологический надзор в электроэнергетике.
Указанные методы государственного регулирования реализовываются посредством осуществления органами власти полномочий, закрепленных в федеральном законе «Об электроэнергетике» и иных нормативных
правовых актах.
Правительство российской Федерации
Правительство Российской Федерации возглавляет единую систему органов исполнительной власти и
реализует распорядительные полномочия в различных отраслях экономики, в том числе и в электроэнергетике, посредством издания нормативных правовых актов (постановлений, распоряжений Правительства Российской Федерации). Оно утверждает Правила оптового рынка, основные положения функционирования розничных рынков, Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии, услугам
по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и услугам организаций коммерческой инфраструктуры, утверждает основы ценообразования в сфере регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике и
иные акты, которые составляют основной массив нормативной правовой базы электроэнергетики.
Акты Правительства Российской Федерации разрабатываются и вносятся на рассмотрение в Правительство соответствующими министерствами и службами (Минэнерго России, ФАС России, ФСТ России, Минэкономразвития России) в рамках их полномочий.
минэнерго россии осуществляет функции по выработке и реализации государственной политики в сфере
электроэнергетики. Минэнерго России как регулятор отрасли имеет значительные контрольные полномочия за
субъектами электроэнергетической отрасли, утверждает их инвестпрограммы, обеспечивает функционирование
системы долгосрочного прогнозирования на рынках электрической энергии и мощности, в том числе разработку
прогноза топливно-энергетического баланса и формирование генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики, разрабатывает программы перспективного развития электроэнергетики.
ФСт россии осуществляет функции в сфере государственного регулирования цен (тарифов) на оптовом и
розничных рынках электрической энергии. Перечень регулируемых цен (тарифов) приведен в статье 23.1 федерального закона «Об электроэнергетике». ФСТ России формирует сводный прогнозный баланс производства и
поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России, формирует и ведет реестр гарантирующих поставщиков и зон их деятельности, осуществляет досудебное рассмотрение споров,
связанных с установлением и применением цен (тарифов) субъектами естественных монополий, осуществляет
урегулирование споров, связанных с установлением и применением платы за технологическое присоединение,
контроль за соблюдением стандартов раскрытия информации.
минэкономразвития россии осуществляет выработку государственной политики в сфере анализа и прогнозирования социально-экономического развития, в сфере энергосбережения, развития предпринимательской
деятельности, инвестиционной деятельности, формирования межгосударственных и федеральных целевых программ, государственной регистрации прав на недвижимое имущество, государственной статистической деятельности.
ФаС россии осуществляет функции по принятию нормативных правовых актов, контролю и надзору за
действиями субъектов оптового и розничного рынков электрической энергии, занимающих исключительное положение на указанных рынках, перераспределением долей (акций) в уставных капиталах субъектов оптового
рынка и их имущества, суммарной величиной установленной генерирующей мощности электростанций, включаемых в состав генерирующих компаний, осуществляет контроль за соблюдением законодательства о размещении госзаказов, за осуществлением иностранных инвестиций в Российской Федерации и участвует в процедуре
согласования инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, в уставных капиталах которых участвует
государство, обеспечивает контроль за соблюдением организациями коммерческой и технологической инфраструктуры оптового рынка электрической энергии порядка недискриминационного доступа к оказываемым ими
услугам, выявление и пресечение случаев манипулирования ценами на оптовом и розничных рынках и другое.
89
раздел ШеСтой
организационные оСновы
электроэнергетики
Усман екатерина Юрьевна
кандидат физико-математических наук
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СУБЪЕКТы
ЭлЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
СХема СУБъектного СоСтава
электроэнергетичеСкой отраСли
оптовый рынок
Покупатели
инфраструктура
генерация
организации
технологической
инфраструктуры
концерн росэнергоатом
гарантирующие
поставщики
организации
коммерческой
инфраструктуры
Промышленные
потребители
Сбытовые компании
ассоциации участников
Сетевые
компании
интеррао
6 огк, 14 тгк
другие генерирующие
компании
инвесторы
розничный рынок
Потребители
и сбытовые
компании –
не участники
оптового рынка
русгидро
Производители –
не участники
оптового рынка
инженерные,
ремонтные, сервисные,
исследовательские,
проектные организации
На схеме отражен субъектный состав электроэнергетики и показана дифференциация субъектов по рынкам электроэнергии
определение субъектов электроэнергетики
В соответствии со статьей 3 Федерального закона от 26 марта 2003 года
N 35-ФЗ «Об электроэнергетике» субъекты электроэнергетики – лица,
осуществляющие деятельность в сфере электроэнергетики, в том числе
производство электрической, тепловой энергии и мощности, приобретение
и продажу электрической энергии и мощности, энергоснабжение потребителей, оказание услуг по передаче электрической энергии, оперативнодиспетчерскому управлению в электроэнергетике, сбыт электрической
энергии (мощности), организацию купли-продажи электрической энергии и
мощности.
92
Организационные основы электроэнергетики
СУБъекты электроэнергетики и
оСновы организации отноШений в электроэнергетике
Субъекты электроэнергетики
Субъектов электроэнергетики можно разделить на следующие категории:
• Покупатели электрической энергии и мощности
¡ потребители электрической энергии – лица, приобретающие электрическую энергию для собственных бытовых и (или) производственных нужд,
¡ энергосбытовые и энергоснабжающие организации – организации, приобретающие электрическую
энергию для продажи ее другим лицам;
¡ гарантирующие поставщики – коммерческие организации, обязанные заключить договор куплипродажи электрической энергии с любым обратившимся к ним потребителем электрической энергии
либо с лицом, действующим от имени и в его интересах и желающим приобрести электрическую
энергию;
¡ организации, реализующие электрическую энергию на территориях, на которых располагаются
электроэнергетические системы иностранных государств.
• Производители электрической энергии
¡ Организации, владеющие на праве собственности или ином законном основании генерирующими
объектами по производству электрической энергии.
• Организации технологической инфраструктуры:
¡ системный оператор – организация, оказывающая услуги по оперативно-диспетчерскому управлению;
¡ организации по управлению единой национальной (общероссийская) электрической сетью и
территориальными распределительными сетями, по которым осуществляется передача электрической энергии.
• Организации коммерческой инфраструктуры:
¡ совет рынка;
¡ коммерческий оператор;
¡ иные организации, на которые возложены функции коммерческой инфраструктуры.
основные принципы организации отношений в электроэнергетике
Федеральным законом заданы следующие основные принципы, в соответствии с которыми строятся отношения в электроэнергетике.
В первую очередь – обеспечение энергетической безопасности Российской Федерации.
Учитывая особенности такого товара, как электроэнергия, который не складируется, и его потребление
происходит одновременно с его производством, необходимо обеспечить технологическое единство электроэнергетики.
Также одним из основных принципов является обеспечение бесперебойного и надежного функционирования электроэнергетики в целях удовлетворения спроса на электрическую энергию потребителей, обеспечивающих надлежащее исполнение своих обязательств перед субъектами электроэнергетики.
Далее идут следующие принципы:
• свобода экономической деятельности в сфере электроэнергетики и единство экономического пространства в сфере обращения электрической энергии с учетом ограничений, установленных федеральными
законами;
• соблюдение баланса экономических интересов поставщиков и потребителей электрической энергии;
• использование рыночных отношений и конкуренции в качестве одного из основных инструментов
формирования устойчивой системы удовлетворения спроса на электрическую энергию при условии
обеспечения надлежащего качества и минимизации стоимости электрической энергии;
• обеспечение недискриминационных и стабильных условий для осуществления предпринимательской
деятельности в сфере электроэнергетики, обеспечение государственного регулирования деятельности
субъектов электроэнергетики, необходимого для реализации настоящих принципов;
• содействие посредством мер, предусмотренных федеральными законами, развитию российского
энергетического машиностроения и приборостроения, электротехнической промышленности и
связанных с ними сфер услуг;
• обеспечение экономически обоснованной доходности инвестированного капитала, используемого при
осуществлении субъектами электроэнергетики видов деятельности, в которых применяется
государственное регулирование цен (тарифов);
• обеспечение экологической безопасности электроэнергетики;
• экономическая обоснованность оплаты мощности генерирующих объектов поставщиков в части
обеспечения ими выработки электрической и тепловой энергии.
Соблюдение указанных принципов легло в основу моделей экономических отношений на оптовом
рынке электрической энергии мощности и на розничных рынках электрической энергии, заложенных в
нормативных актах Правительства российской Федерации, описывающих правила функционирования
этих рынков.
93
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ИНФРАСТРУКТУРНыЕ
ОРГАНИЗАЦИИ
ЭлЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
оБзор инФраСтрУктУрныХ
организаций оПтового рынка.
теХнологичеСкая инФраСтрУктУра
инфраструктурные организации
технологическая инфраструктура
Системный оператор
организация по управлению
енэС
(оао «ФСк еэС»)
енэС – единая национальная (общероссийская) электрическая сеть
94
Организационные основы электроэнергетики
организации теХнологичеСкой инФраСтрУктУры
организации технологической инфраструктуры:
• организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью;
• системный оператор.
Системный оператор
Системный оператор – ОАО «СО ЕЭС». Субъект оптового рынка.
Системный оператор оказывает на возмездной договорной основе субъектам оптового рынка услуги по
оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике.
целью деятельности системы оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике является обеспечение надежного энергоснабжения и качества электрической энергии, соответствующих установленным требованиям, и принятие мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом и розничных рынках.
Системный оператор управляет технологическими режимами работы объектов электроэнергетики в сутки,
в течение которых осуществляется поставка электрической энергии, исходя из требования минимизации стоимости электрической энергии, в том числе компенсирующей отклонения, при условии соблюдения системных
ограничений и поддержания параметров работы энергосистемы в пределах допустимых значений.
На оптовом рынке помимо управления технологическими режимами работы системный оператор:
• осуществляет выбор состава генерирующего оборудования;
• проводит конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и потребителей с регулируемой нагрузкой
для балансирования системы (балансирующий рынок);
• организует и проводит конкурентный отбор мощности;
• проводит аттестацию генерирующего оборудования и определяет объемы мощности, поставленные
производителями электрической энергии на оптовый рынок;
• осуществляет контроль строительства генерирующих объектов в соответствии с инвестиционными
программами участников оптового рынка;
• организует отбор поставщиков услуг по обеспечению системной надежности и выводу системы из
аварийной ситуации (рынок системных услуг).
Подробнее о функциях системного оператора и о структуре ОАО «СО ЕЭС» рассказано в разделе 4
«Технологические основы электроэнергетики».
организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью
Организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью (далее – ЕНЭС)
– ОАО «ФСК ЕЭС». Субъект оптового рынка.
Организация по управлению ЕНЭС оказывает на возмездной договорной основе услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС субъектам оптового рынка, а также иным лицам, имеющим на праве собственности
или на ином законном основании объекты электроэнергетики, технологически присоединенные к ЕНЭС, и услуги
по передаче электрической энергии, купля-продажа которой осуществляется субъектами оптового рынка на территориях иностранных государств. Тариф на передачу устанавливается ФСТ России.
Заключение договоров оказания услуг по передаче является обязательным для организации по управлению ЕНЭС. Она вправе отказать в заключении такого договора только при отсутствии у соответствующего лица
заключенного с системным оператором договора оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в
электроэнергетике.
ОАО «ФСК ЕЭС» также осуществляет деятельность по развитию ЕНЭС и строительству объектов электросетевого хозяйства, входящих в ЕНЭС. Эта деятельность включает в себя меры, направленные на устранение
технологических ограничений перетока электрической энергии между регионами Российской Федерации и развитие пропускной способности электрических сетей для обеспечения выдачи мощности электростанциями.
Организация по управлению ЕНЭС покупает электрическую энергию и мощность на оптовом рынке в целях
компенсации потерь.
Электрическая энергия покупается в объеме, соответствующем фактическому объему потерь электрической энергии в ЕНЭС (за исключением потерь электрической энергии, учтенных в равновесных ценах на электрическую энергию). Стоимость этой электрической энергии рассчитывается исходя из средневзвешенных величин
из значений равновесных цен, определенных по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки
вперед, в соответствующих субъектах Российской Федерации в ценовой зоне.
Мощность покупается в объеме, равном плановому пиковому потреблению (пиковой величине потерь электрической энергии), умноженному на плановый коэффициент резервирования, а цена определяется исходя из
цен конкурентного отбора мощности.
95
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ИНФРАСТРУКТУРНыЕ
ОРГАНИЗАЦИИ
ЭлЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ФУнкционирование коммерчеСкой
инФраСтрУктУры оПтового рынка
наБлЮдателЬный Совет нП «Совет рынка»
4 представителя
инфраструктуры
8 представителей
государства
(2 коммерческой + 2 технологической)
наблюдательный
совет
нП «Совет рынка»
5 представителей
поставщиков
(из них 1 от ГЭС и 1 от АЭС)
96
5 представителей
покупателей
В соответствии со статьей 33 федерального закона «Об электроэнергетике»
в состав наблюдательного совета совета рынка входят:
восемь представителей, уполномоченных Правительством Российской
Федерации и назначаемых из числа членов Совета Федерации Федерального Собрания Российской Федерации, депутатов Государственной Думы Федерального Собрания Российской Федерации, представителей федеральных
органов исполнительной власти и экспертов в области электроэнергетики;
пять представителей продавцов электрической энергии (в том числе
один представитель продавцов электрической энергии, использующих для ее
производства уголь в качестве основного топлива, два представителя продавцов электрической энергии, использующих для ее производства природный
газ в качестве основного топлива, один представитель продавцов электрической энергии, владеющих на праве собственности или на ином предусмотренном федеральными законами основании атомными станциями, установленная генерирующая мощность которых в совокупности превышает 20 тысяч
МВт, и один представитель продавцов электрической энергии, владеющих на
праве собственности или на ином предусмотренном федеральными законами
основании гидроэлектростанциями, установленная генерирующая мощность
которых в совокупности превышает 20 тысяч МВт);
пять представителей покупателей электрической энергии (в том числе два представителя гарантирующих поставщиков и (или) энергосбытовых
организаций, два представителя крупных потребителей и один независимый
представитель потребителей электрической энергии на розничных рынках,
назначаемый решением Правительства Российской Федерации, не являющийся аффилированным лицом и не входящий в группу лиц ни с одним другим членом совета рынка;
четыре представителя организаций коммерческой и технологической
инфраструктур. При этом количество представителей организаций коммерческой и технологической инфраструктур является равным.
Организационные основы электроэнергетики
ФУнкционирование коммерчеСкой инФраСтрУктУры
оПтового рынка
Функционирование коммерческой инфраструктуры оптового рынка в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» (статья 32) обеспечивают следующие организации:
• саморегулируемая организация – совет рынка;
• коммерческий оператор оптового рынка;
• иные организации, на которые в соответствии с договором о присоединении к торговой системе
оптового рынка советом рынка возложены функции обеспечения коммерческой инфраструктуры.
Советом рынка является некоммерческая организация, которая образована в форме некоммерческого партнерства и объединяет на основе членства субъектов электроэнергетики и крупных потребителей электрической энергии. Все субъекты оптового рынка – члены совета рынка.
Цели создания совета рынка:
• обеспечение единства функционирования коммерческой инфраструктуры рынка;
• обеспечение эффективной взаимосвязи оптового и розничного рынков;
• организация на началах саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли
электрической энергией, генерирующей мощностью и иными товарами и услугами, допущенными к
обращению на оптовом и розничном рынках, в целях обеспечения свободы экономической деятельности и
конкуренции на оптовом и розничном рынках, соблюдения баланса интересов продавцов и покупателей.
Основные функции совета рынка:
• определение порядка ведения и ведение реестра субъектов оптового рынка, принятие решения
о присвоении или лишении статуса субъекта оптового рынка;
• разработка формы договора о присоединении к торговой системе оптового рынка, регламентов
оптового рынка, стандартных форм договоров, обеспечивающих осуществление торговли на оптовом
рынке электрической энергией, мощностью, иными товарами и услугами, обращающимися (оказываемыми) на оптовом рынке;
• разрешение споров на оптовом и розничном рынках в соответствии с правилами оптового рынка;
• установление системы и порядка применения имущественных и иных санкций за нарушение правил оптового
рынка;
• участие в подготовке проектов правил оптового и розничного рынков и предложений о внесении в них
изменений и дополнений;
• осуществление контроля за соблюдением правил и регламентов оптового рынка субъектами оптового
рынка и инфраструктурными организациями (за исключением системного оператора, контролируемого
Минэнерго).
коммерческий оператор – коммерческая организация, осуществляющая деятельность по организации торговли на оптовом рынке электрической энергии и мощности, связанную с заключением и организацией исполнения сделок по обращению электрической энергии, мощности и иных допускаемых к
обращению на оптовом рынке объектов торговли, субъект оптового рынка. Коммерческим оператором на
оптовом рынке является ОАО «АТС».
Цена услуг, оказываемых ОАО «АТС», подлежит государственному регулированию (тариф, установленный
ФСТ России).
Основные функции коммерческого оператора:
• предоставление услуги по организации оптовой торговли электрической энергией указанными товарами
и услугами;
• организация системы гарантий и расчетов на оптовом рынке, заключения договоров и осуществления
расчетов за электрическую энергию и оказываемые услуги;
• осуществление регистрации двусторонних договоров купли-продажи электрической энергии и мощности;
• организация системы измерений и сбора информации о фактическом производстве и потреблении электрической энергии и мощности на оптовом рынке;
• подтверждение фактов предоставления и получения мощности субъектами оптового рынка;
• взаимодействие с системным оператором в целях прогнозирования объема производства и потребления
электрической энергии, поддержания установленных техническими регламентами параметров качества электрической энергии.
оао «цФр» – субъект оптового рынка. Оказывает участникам оптового рынка, системному оператору и
ОАО «ФСК ЕЭС» комплексную услугу по расчету требований и обязательств, а также выступает на оптовом
рынке унифицированной стороной по сделкам и заключает на оптовом рынке от своего имени договоры, обеспечивающие оптовую торговлю электрической энергией и мощностью в соответствии со стандартными формами
и (или) предварительными условиями, предусмотренными Договором о присоединении, участвует в проведении
финансовых расчетов участников оптового рынка, формирует и направляет на исполнение в кредитную организацию расчетные документы на оплату электрической энергии (мощности), услуг, штрафных санкций и осуществляет контроль за их исполнением.
Плата за услугу ОАО «ЦФР» утверждается Наблюдательным советом совета рынка.
97
раздел СедЬмой
организация
экономичеСкиХ отноШений
в электроэнергетике
Усман екатерина Юрьевна
кандидат физико-математических наук
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СИСТЕМА РыНКОВ В
ЭлЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
двУХУровневая СиСтема рынков
оПтовый рынок
розничный рынок
Поставщики: генерирующие компании
оптового рынка (с установленной
мощностью не менее 5 мвт по группе
точек поставки), импортеры
Поставщики: сбытовые компании
и гарантирующие поставщики,
генерирующие компании розничного
рынка
Покупатели: крупные потребители
(суммарная присоединенная мощность не
менее 20 мв•а и в каждой группе точек
поставки не менее 0,75 мв•а), сбытовые
компании и гарантирующие поставщики,
экспортеры электроэнергии
Покупатели: розничные потребители,
сбытовые компании
2 товара – электроэнергия и мощность
реализуются раздельно.
каждый участник может выступить в
качестве продовца и полупателя
1 товар – электроэнергия с учетом
мощности. но может продаваться по
двум ставкам – за электроэнергию и за
мощность
В соответствии со статьей 3 федерального закона «об электроэнергетике»:
оптовый рынок электрической энергии и мощности (далее – оптовый
рынок) – сфера обращения особых товаров – электрической энергии и мощности в рамках Единой энергетической системы России в границах единого
экономического пространства Российской Федерации с участием крупных
производителей и крупных покупателей электрической энергии и мощности,
а также иных лиц, получивших статус субъекта оптового рынка и действующих на основе правил оптового рынка, утверждаемых в соответствии с
настоящим Федеральным законом Правительством Российской Федерации.
Критерии отнесения производителей и покупателей электрической энергии
к категории крупных производителей и крупных покупателей устанавливаются Правительством Российской Федерации
розничные рынки электрической энергии (далее – розничные рынки) –
сфера обращения электрической энергии вне оптового рынка с участием
потребителей электрической энергии
гарантирующий поставщик электрической энергии (далее – гарантирующий поставщик) – коммерческая организация, обязанная в соответствии с
настоящим Федеральным законом или добровольно принятыми обязательствами заключить договор купли-продажи электрической энергии с любым
обратившимся к ней потребителем электрической энергии либо с лицом,
действующим от имени и в интересах потребителя электрической энергии и
желающим приобрести электрическую энергию
100
Организация экономических отношений в электроэнергетике
двУХУровневая СиСтема рынков в электроэнергетике
экономические отношения в электроэнергетике организованы в форме двухуровневой системы.
Крупные производители электрической энергии и крупные покупатели, к числу которых относятся крупные
промышленные потребители, гарантирующие поставщики, а также энергосбытовые организации, покупающие
электрическую энергию для ее дальнейшей продажи крупным потребителям, участвуют в отношениях по куплепродаже электрической энергии и мощности на оптовом рынке электрической энергии и мощности российской Федерации (оптовый рынок). Производители и покупатели электрической энергии, не участвующие в торговле на оптовом рынке, являются субъектами розничных рынков электрической энергии. К организациям,
субъектам розничных рынков, относятся производители электрической энергии, генерирующие объекты которых
не удовлетворяют критериям оптового рынка, потребители электрической энергии и энергосбытовые организации, приобретающие электрическую энергию на розничных рынках.
Подавляющая доля электрической энергии, производимой на территории Российской Федерации, вырабатывается электростанциями участников оптового рынка.
товары, обращающиеся на оптовом рынке и на розничных рынках
На оптовом рынке обращаются два отдельных товара – электрическая энергия и мощность.
На розничном рынке обращается один товар – электрическая энергия, однако при оплате этого товара
могут использоваться две ставки тарифа – ставка за электрическую энергию и ставка за мощность. Так же может использоваться и одна цена – за электрическую энергию с учетом стоимости мощности.
Электрическая энергия и мощность – особые товары.
Особенность товара электрическая энергия, в том числе, состоит в том, что он не может складироваться – вся вырабатываемая в единицу времени в энергосистеме электрическая энергия должна в тот же момент
времени потребляться в энергосистеме (с учетом потерь электрической энергии в электрических сетях). Объем
произведенной или потребленной электрической энергии измеряется с использованием приборов коммерческого учета электрической энергии.
Мощность – также особый товар, продажа которого, в соответствии с Правилами оптового рынка, влечет
возникновение у поставщика обязательств по поддержанию принадлежащего ему на праве собственности или
на ином законном основании генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической
энергии, в том числе путем проведения необходимых для этого ремонтов генерирующего оборудования, и возникновение соответствующего указанному обязательству у иных участников оптового рынка права требовать
его надлежащего исполнения в соответствии с условиями заключенных договоров купли-продажи (поставки)
мощности. Объем поставляемой на оптовом рынке мощности определяется расчетным путем в соответствии с
принципами, заданными Правилами оптового рынка и регламентами.
энергосбытовые организации и гарантирующие поставщики
Связующим звеном между оптовым рынком и розничными рынками являются гарантирующие поставщики
и энергосбытовые организации – участники оптового рынка. Эти организации покупают электрическую энергию
и мощность на оптовом рынке и продают электрическую энергию потребителям и энергосбытовым компаниям на
розничном рынке. Деятельность гарантирующих поставщиков регулируется государством – стоимость электрической энергии, продаваемой ими на розничном рынке, не может превышать предельной цены, определяемой
исходя из платежей гарантирующего поставщика на оптовом рынке, стоимости услуг инфраструктурных и сетевых организаций и сбытовой надбавки гарантирующего поставщика.
Стоимость электрической энергии, продаваемой энергосбытовыми организациями, не регулируется государством, однако под действием конкуренции на розничном рынке, когда у потребителя всегда есть возможность
перейти на обслуживание к гарантирующему поставщику или другой сбытовой организации, она не должна превышать стоимость электрической энергии у гарантирующего поставщика.
обращение на оптовом рынке и на розничных рынках электрической энергии (мощности) в объемах
потребления населения
Потребители-граждане покупают электрическую энергию на розничном рынке, как правило, у гарантирующих поставщиков. В соответствии с законодательством поставка электрической энергии населению осуществляется по регулируемым ценам (тарифам), утверждаемым в отношении субъектов Российской Федерации ФСТ России в соответствии с темпами роста этих тарифов, заданными Минэкономразвития.
Остальные объемы электрической энергии продаются на розничных рынках по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым в соответствии с принципами, определенными Правительством Российской Федерации.
С началом действия целевой модели оптового рынка (с 1 января 2011 года) на оптовом рынке вся электрическая энергия и мощность, за исключением объемов, продаваемых гарантирующим поставщикам и соответствующим объемам потребления населения, продаются по свободным (нерегулируемым) ценам, порядок
определения которых описан в Правилах оптового рынка. Объемы электрической энергии и мощности, определенные для поставки населению, устанавливаются ФСТ России и отражаются в сводном прогнозном балансе
производства и поставок электрической энергии и мощности (далее – сводный прогнозный баланс) на каждый
год. В целях обеспечения покупки гарантирующим поставщиком на оптовом рынке необходимых для поставки
населению на розничных рынках объемов электрической энергии и мощности по регулируемым ценам (тарифам), для поставщиков оптового рынка также определяются ФСТ России и отражаются в сводном прогнозном
балансе объемы электрической энергии и мощности, продаваемые ими по регулируемым ценам (тарифам).
101
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СИСТЕМА РыНКОВ В
ЭлЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
СтрУктУра оПтового рынка
рынок электроэнергии:
рынок мощности:
обеспечивает краткосрочную надежность
и экономическую эффективность;
• формирует наиболее эффективную загрузку
существующего ресурса;
• обеспечивает реализуемость электрических
режимов;
• дает ценовые сигналы для
энергоэффективного потребления.
•
обеспечивает долгосрочную
надежность – предупреждает
дефицит генерации;
• формирует наиболее
эффективную структуру
генерации (с наименьшими
совокупными затратами);
• дает ценовые сигналы для
развития потребления в
регионах в зависимости от
достаточности и стоимости
строительства генерации.
•
рынок системных услуг:
•
оплата услуг по системной
надежности
оптовый
рынок
рынок финансовых
производных:
обеспечивает возможность
хеджирования ценовых рисков.
•
оптовый рынок электрической энергии и мощности в свою очередь
представляет собой систему рынков, в которых в соответствии с
Правилами оптового рынка и иными нормативными правовыми актами
происходит обращение товаров и услуг, в котором участвуют субъекты
оптового рынка.
Субъекты оптового рынка – организации, получившие в установленном
законодательством порядке право участвовать в отношениях, связанных с
обращением электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке, в
соответствии с Правилами оптового рынка.
102
Организация экономических отношений в электроэнергетике
оПтовый рынок электричеСкой энергии (мощноСти).
СиСтема рынков
Субъекты оптового рынка – организации, получившие в установленном законодательством порядке
право участвовать в отношениях, связанных с обращением электрической энергии и (или) мощности на
оптовом рынке, в соответствии с Правилами оптового рынка.
Субъектами оптового рынка являются
• поставщики электрической энергии (мощности) – крупные производители и импортеры;
• покупатели электрической энергии (мощности) – крупные промышленные потребители, энергосбытовые компании, гарантирующие поставщики, организации, осуществляющие экспорт электрической
энергии;
• инфраструктурные организации оптового рынка.
Для участия в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке организация, удовлетворяющая установленным критериям, должна в установленном порядке получить статус субъекта оптового рынка
и выполнить все требования, необходимые для участия в торговле, такие, как
• регистрация групп точек поставки на оптовом рынке, позволяющая включить генерирующее или
энергопотребляющее оборудование участника в электрическую схему и расчетную модель оптового
рынка, корректно снимать и использовать при расчетах финансовых обязательств участников
показания приборов коммерческого учета;
• заключение всех обязательных договоров;
• иные обязательные требования, которые будут подробно описаны в разделе о порядке получения
организациями статуса субъекта оптового рынка.
Система рынков на оптовом рынке электрической энергии (мощности)
Сформированная сегодня на оптовом рынке система рынков призвана обеспечить как в краткосрочной, так
и в средне- и долгосрочной перспективе надежное и бесперебойное энергоснабжение потребителей и экономическую эффективность производства, передачи и потребления электрической энергии (мощности).
Оптовый рынок состоит из следующих рынков:
• рынка электрической энергии;
• рынка мощности;
• рынка системных услуг (в этом рынке также принимают участие и субъекты розничных рынков);
• рынка финансовых производных.
рынок электрической энергии
На этом рынке происходит обращение электрической энергии. В рамках рынка электрической энергии осуществляется планирование объемов производства и потребления электрической энергии в каждый час суток во
всех частях энергосистемы, определение стоимости продаваемой и покупаемой электрической энергии, обеспечивается бесперебойность энергоснабжения. Таким образом, этот сегмент оптового рынка обеспечивает
• краткосрочную надежность и экономическую эффективность энергоснабжения;
• формирует наиболее эффективную загрузку существующего ресурса генерации;
• обеспечивает реализуемость электрических режимов;
• дает ценовые сигналы, стимулирующие потребителей к энергоэффективному потреблению.
рынок мощности
Как уже говорилось, мощность – особый товар, покупка которого дает покупателю право требовать поставку необходимого объема электрической энергии, и продажа которого формирует у поставщиков обязательства
по ежечасной готовности его генерирующего оборудования к поставке объема электрической энергии, соответствующего объему продаваемой мощности.
Все участники оптового рынка, покупающие электрическую энергию, имеют обязательства по покупке мощности в объеме, обеспечивающем выработку поставщиками соответствующего объема электрической энергии.
Объем мощности, который должен купить каждый покупатель определяется в порядке, установленном Правилами оптового рынка, исходя из его потребления электрической энергии в часы пиковой нагрузки в энергосистеме
и поддерживаемого резерва мощности.
Как будет показано ниже, рынок мощности – долгосрочный рынок. Его основные задачи:
¡ обеспечить долгосрочную надежность в энергосистеме – предупредить дефицит генерации и обеспечить
в перспективе достаточное количество мощности и функционирование генерирующих объектов
с необходимыми техническими параметрами;
¡ сформировать наиболее эффективную структуру генерации в энергосистеме (генерацию с наименьшими совокупными затратами на производство электрической энергии и мощности);
¡ дать ценовые сигналы для развития потребления в регионах в зависимости от достаточности мощности,
стоимости мощности действующей генерации и стоимости строительства новой генерации.
рынок системных услуг
На этом рынке происходит отбор поставщиков, оказывающих услуги (производителей, потребителей и сетевых организаций), и оплата системных услуг – услуг по обеспечению системной надежности.
103
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ОСНОВНыЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ
РыНКОВ И ТОВАРОВ
за неделю до поставки
вСвго
Выбор состава
включенного
генерирующего
оборудования на
неделю вперед
заявки поставщиков
Список включенных
генерирующих
объектов
рынок электричеСкой энергии
за 1 день до поставки
рСв
Конкурентный отбор
ценовых заявок на
сутки вперед
в день поставки
(в режиме реального времени)
Бр
Балансирующий
рынок
заявки поставщиков
и покупателей
Плановые объемы
производства и
потребления, цены
рСв
объемы производства
в реальном времени,
команды Со, цены Бр
вСвго – выбор состава включенного генерирующего оборудования
рСв – рынок на сутки вперед
Бр – балансирующий рынок
Со – системный оператор
На рисунке представлена схема функционирования рынка электрической энергии – сегмента оптового рынка электрической энергии и мощности.
Сначала на основе заявок поставщиков системный оператор производит процедуру выбора состава включенного генерирующего оборудования на неделю вперед.
Затем на основе результатов выбора состава генерирующего оборудования и ценовых заявок участников оптового рынка на покупку и на
продажу электрической энергии коммерческий оператор оптового рынка
осуществляет конкурентный отбор ценовых заявок на сутки вперед. Итогом этого отбора являются определенные на каждый час следующих суток
для каждой группы точек поставки на оптовом рынке объемы планового
почасового производства и потребления электрической энергии, а также
равновесные цены рынка на сутки вперед.
В операционные сутки системный оператор проводит конкурентные
отборы ценовых заявок поставщиков и покупателей с управляемой нагрузкой в режиме, близком к реальному времени – балансирующий рынок.
Результатом являются актуализированные объемы производства электрической энергии, которые служат ориентиром для формирования команд
системного оператора на изменение объемов выработки электрической
энергии относительно планового почасового производства, а также цены
балансирующего рынка.
104
Организация экономических отношений в электроэнергетике
рынок электричеСкой энергии
Электрическая энергия обращается на оптовом рынке (в ценовых зонах оптового рынка) по свободным
(нерегулируемым) ценам, за исключением объемов электрической энергии, определенных ФСТ России для поставки населению.
Рынок электрической энергии можно разделить на несколько сегментов. Основные из них – рынок на сутки
вперед и балансирующий рынок.
рынок на сутки вперед
Рынок на сутки вперед основан на проводимом коммерческим оператором оптового рынка (ОАО «АТС»)
конкурентном отборе ценовых заявок поставщиков и покупателей на продажу и на покупку электрической энергии в отношении каждого часа следующих суток.
При проведении конкурентного отбора учитываются потери электрической энергии в электрических сетях
и системные ограничения.
По итогам расчета рынка на сутки вперед для каждого узла расчетной модели в отношении каждого часа
следующих суток определяются:
• плановое почасовое потребление;
• плановое почасовое производство;
• равновесные цены на электрическую энергию.
На рынке на сутки вперед осуществляется маржинальное ценообразование – цена определяется по самой
дорогой удовлетворенной заявке на поставку электрической энергии.
Балансирующий рынок
Балансирующий рынок предназначен для покрытия отклонений фактического производства и потребления
электрической энергии от планового.
Торговля на балансирующем рынке осуществляется в форме конкурентного отбора системным оператором
ценовых заявок поставщиков и потребителей с управляемой нагрузкой в условиях краткосрочного планирования
производства и потребления (на 3 часа вперед) и в режиме реального времени.
На балансирующем рынке осуществляется маржинальное ценообразование, также с учетом потерь электрической энергии в электрических сетях и системных ограничений.
механизмы торговли электрической энергией на оптовом рынке
Правилами оптового рынка предусмотрены следующие механизмы торговли электрической энергией на
оптовом рынке:
• торговля электрической энергией по регулируемым ценам (тарифам) на основании регулируемых договоров в объемах, соответствующих объемам потребления населения;
• торговля электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам:
¡ по свободным договорам;
¡ по ценам, определяемым путем конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед;
¡ по ценам, определяемым путем конкурентного отбора на балансирующем рынке;
¡ по свободным договорам купли-продажи отклонений;
¡ в целях обеспечения совместной работы ЕЭС России и энергетических систем иностранных
государств;
¡ в целях компенсации потерь в электрических сетях;
• торговля электрической энергией по ценам, определенным исходя из регулируемых цен (тарифов) на
электрическую энергию, установленных для поставщиков, в неценовых зонах оптового рынка.
Торговля электрической энергией по свободным договорам предусматривает определение объемов и цен
электрической энергии, продаваемой по таким договорам, а также иных условий договора по соглашению сторон – продавца и покупателя.
Свободные договоры купли-продажи электрической энергии позволяют участникам оптового рынка:
• осуществлять долгосрочное планирование производственной деятельности;
• фиксировать цены покупки и продажи электрической энергии;
• хеджировать риски исполнения обязательств по регулируемым договорам;
• определять сроки и порядок проведения расчетов за электрическую энергию.
Использование свободных двусторонних договоров позволяет участникам снизить финансовые риски, вызванные высокой волатильностью цен на электрическую энергию на рынке на сутки вперед.
Подробно о всех сегментах рынка электрической энергии и механизмах торговли электрической энергией
будет рассказано ниже в соответствующих разделах.
105
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ОСНОВНыЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ
РыНКОВ И ТОВАРОВ
рынок мощноСти
и рынок СиСтемныХ УСлУг
рынок мощности
– обеспечивает компенсацию затрат, не
покрываемых на рынке электроэнергии
– Продажа мощности с использованием
любого механизма обязывает
поставщиков выполнять требования
по готовности, в том числе, по
регулированию частоты и напряжения в
системе (обязательные СУ)
рынок системных услуг
– обеспечивает поставщикам
системных услуг компенсацию
затрат, не покрываемых на рынках
электроэнергии и мощности
– оплачиваются системные услуги,
необходимые для энергосистемы и в
требуемом объеме
Формируют оснащенность
энергосистемы оборудованием,
обеспечивающим надлежащее
качество электрической энергии
Для обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения объекты
электроэнергетики (генерирующие объекты, энергопотребляющее оборудование, объекты электросетевого хозяйства) должны быть оснащены устройствами, позволяющими регулировать частоту, напряжение и иные параметры системы, формирующие надлежащее качество электрической энергии.
организация рынка мощности и рынка системных услуг создает
стимулы для участников оптового рынка и иных субъектов энергетики
к установке на своих объектах соответствующих устройств с необходимыми параметрами.
106
Организация экономических отношений в электроэнергетике
рынок мощноСти
Основой рынка мощности являются проводимые системным оператором конкурентные отборы мощности,
а также договоры, закрепляющие обязательства по выполнению инвестиционных программ развития генерации
для большинства крупных поставщиков на оптовом рынке.
В ценовых зонах оптового рынка мощность продается по свободным, нерегулируемым ценам, за исключением объемов мощности, соответствующих потреблению населения. Порядок определения этих цен зависит от
механизма торговли мощностью и устанавливается Правилами оптового рынка, а также постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 N238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью
на оптовом рынке электрической энергии и мощности».
механизмы торговли мощностью на оптовом рынке
Правилами оптового рынка предусматриваются следующие механизмы торговли мощностью на оптовом
рынке:
• торговля мощностью по регулируемым ценам (тарифам) на основании регулируемых договоров;
• торговля мощностью по свободным (нерегулируемым) ценам
¡ на основании свободных договоров купли-продажи мощности (или купли-продажи электрической
энергии и мощности);
¡ по результатам конкурентного отбора мощности;
¡ по договорам о предоставлении мощности, заключаемым в отношении генерирующих объектов
поставщиков, созданных в результате реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России», и формирующим
обязательства поставщиков по исполнению инвестиционных программ строительства новых и
модернизации действующих генерирующих объектов, а также обязательства покупателей по оплате
мощности этих генерирующих объектов;
¡ по договорам купли-продажи мощности новых объектов атомных электростанций и гидроэлектростанций, формирующим обязательства поставщиков по исполнению инвестиционных программ
Государственной корпорации по атомной энергии «Росатом» и ОАО «Русгидро», предусматривающих
строительство новых и модернизацию действующих генерирующих объектов атомных станций и
гидроэлектростанций, а также обязательства покупателей по оплате мощности этих генерирующих
объектов;
¡ по договорам купли-продажи мощности, производимой с использованием генерирующих объектов в
период, на который мощность таких объектов не была отобрана по результатам конкурентного отбора
мощности, в случае необходимости поддержания данных объектов в работоспособном состоянии для
обеспечения установленных параметров работы ЕЭС России, систем жизнеобеспечения, режимов
водопользования (генерирующие объекты, мощность которых поставляется в вынужденном
режиме);
¡ в целях обеспечения совместной работы ЕЭС России и энергетических систем иностранных
государств;
¡ в целях компенсации потерь в электрических сетях;
¡ по договорам купли-продажи мощности генерирующих объектов, определенных в случае, когда
объем мощности, отобранной по результатам конкурентного отбора мощности в какой-либо зоне
свободного перетока (группе зон свободного перетока), не обеспечивает удовлетворение спроса
на мощность (договоры купли-продажи мощности по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов);
¡ по ценам, определяемым по результатам конкурсов инвестиционных проектов по формированию
перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии,
(механизм гарантирования инвестиций) в соответствии с параметрами, заявленными в отобранном
по итогам конкурса инвестиционном проекте;
• торговля мощностью по ценам, определенным исходя из регулируемых цен (тарифов) на мощность,
установленных для поставщиков, в неценовых зонах оптового рынка.
Продажа мощности с использованием любого из механизмов формирует обязательства поставщика по
выполнению ряда требований. Основным требованием является требование о готовности к выработке электрической энергии в соответствии с задаваемым системным оператором режимом в рамках объемов, соответствующих объемам продаваемой мощности. Кроме того, есть требования по участию генерирующих объектов в регулировании частоты и напряжения в энергосистеме.
рынок системных услуг
Правила отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности (системные услуги), перечень этих услуг, а также порядок их оказания и оплаты устанавливаются постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 117 «О порядке отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и
оказания таких услуг…».
Системный оператор является заказчиком системных услуг, организует отбор поставщиков системных
услуг и оплачивает эти услуги.
107
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ВЗАИМОСВяЗь
РыНКОВ В
ЭлЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
взаимоСвязЬ рынка электричеСкой
энергии и рынка мощноСти
затраты
Станция А
Станция Б
Станция В
Плата за электроэнергию:
стоимость проданной
электроэнергии
по договорам, на РСВ и БР
Переменные затраты
(топливо и др.)
Плата за мощность:
выручка
стоимость проданной мощности
по договорам, по ценам рынка
Постоянные затраты
На рисунке показано, как распределяется между рынками электрической энергии и мощности компенсация постоянных и переменных затрат поставщиков на производство электрической энергии.
Приведены три станции: Станция А, Станция Б и Станция В.
Станция а – наиболее эффективная по совокупным затратам и по переменным (топливным) затратам. Она имеет значительную маржинальную
прибыль на рынке электрической энергии, и часть этой прибыли идет на покрытие ее условно-постоянных затрат.
Станция Б также достаточно эффективна, однако ее топливные затраты выше, чему станции А, и соответственно маржинальная прибыль на
рынке электрической энергии меньше. Но и ее постоянные затраты ниже,
чем у станции А.
Станция в – наименее эффективная. В рынке электрической энергии
эта станция ценообразующая и не получает маржинальной прибыли. Платеж за мощность для такой станции должен полностью покрывать ее постоянные затраты.
108
Организация экономических отношений в электроэнергетике
экономичеСкая взаимоСвязЬ
рынка электричеСкой энергии и рынка мощноСти
рынок электрической энергии (а именно, рынок на сутки вперед) формирует равновесную цену и часовые объемы производства и потребления электрической энергии по итогам конкурентного отбора ценовых заявок поставщиков и покупателей.
Такой рынок обеспечивает правильные ценовые сигналы, дающие стимулы как для поставщиков – к повышению эффективности выработки электрической энергии, так и для покупателей – к перераспределению потребления оптимальным для энергосистемы образом. Вследствие этого конкурентный рынок электрической энергии
формирует эффективную загрузку действующей генерации и текущую надежность энергоснабжения при условии достаточности генерации.
Однако один только рынок электрической энергии не дает достаточных сигналов для обеспечения долгосрочной надежности, а значит не обеспечивает достаточности генерации в энергосистеме в средне- и долгосрочной перспективе. Это обусловлено тем, что не вся генерация, получая оплату электрической энергии по
равновесным рыночным ценам окупает полные затраты на производство электрической энергии, состоящие из
переменных (топливных) затрат, постоянных затрат (на поддержание и обслуживание оборудования и др.), а
также необходимости возврата инвестиций.
Объем электрической энергии, вырабатываемый электростанцией, зависит не только от возможностей
этой станции, а в значительной степени от потребности энергосистемы в электрической энергии. Так, в связи
с неравномерным графиком потребления электрической энергии, в дневные часы выработка станций, как правило, значительно превосходит выработку в ночные часы, когда потребление в энергосистеме падает. Некоторые генерирующие объекты могут в течение продолжительного срока (до нескольких месяцев) быть вообще не
задействованными в производстве электрической энергии. При этом они должны постоянно поддерживаться
в работоспособном состоянии и быть готовыми к началу работы, образуя резерв мощности в энергосистеме,
необходимый для обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей. Вне зависимости
от объема вырабатываемой электрической энергии поставщики несут затраты на обслуживание станций, поддержание их в работоспособном состоянии: на станции необходимо производить профилактические работы,
ремонты оборудования, платить зарплаты персоналу станции. Такие затраты называются условно-постоянными.
Они не зависят от объема вырабатываемой электрической энергии, и поставщик их несет, даже когда станция
вообще не производит электрическую энергию. Пиковые станции с высокими топливными затратами, работающие только в пиковые часы и не получающие при этом достаточной маржинальной прибыли, не имеют возможности покрыть расходы на поддержание станций только за счет продажи электрической энергии. Для новых
станций также высоки риски нехватки доходов от продажи электрической энергии для возврата инвестиций в
строительство.
При избытке генерации в системе под действием конкуренции цены на рынке электрической энергии будут
складываться достаточно низкие. Возможно, наиболее эффективная генерация и будет получать достаточно
средств для существования. Однако, менее эффективные электростанции, которые чаще всего будут оказываться ценообразующими и будут покрывать только свои переменные затраты, начнут работать себе в убыток, не
получая компенсацию условно-постоянных затрат. Владельцы вынуждены будут закрывать убыточные станции.
При этом возникнет дефицит мощности в энергосистеме, который приведет к резкому росту цен на электрическую энергию.
Однако, экономические сигналы в форме резкого повышения цен на электрическую энергию появляются
только при возникновении фактического дефицита генерации в системе. Принимая во внимание, что после появления таких сигналов требуется достаточно большое время на строительство новой генерации, возникает временный дефицит мощности в энергосистеме, останавливается рост промышленного производства, увеличивается риск перебоев в энергоснабжении, появляется необходимость в ограничениях и отключениях потребителей.
Для недопущения описанных проблем и обеспечения надежности энергоснабжения в долгосрочной перспективе в дополнение к конкурентному рынку электрической энергии был введен конкурентный долгосрочный
рынок мощности.
Средства, необходимые поставщикам на покрытие затрат, не получаемые от продажи электрической энергии по рыночным ценам, поставщик может получить от продажи мощности. Рынок электрической энергии и рынок мощности должны в совокупности обеспечить компенсацию всех затрат поставщика на
производство электрической энергии – и топливных, и постоянных.
рынок мощности подразумевают формирование для поставщиков цен на мощность не ниже условно-постоянных затрат, уменьшенных на маржинальную прибыль, получаемую поставщиками при продаже электрической энергии по рыночным ценам. Иными словами, платежи в рынке мощности определяются не условно-постоянными затратами поставщика, а его совокупными затратами.
Если генерирующий объект поставщика эффективен и в части использования топлива при производстве
электрической энергии, и в части постоянных затрат, то такой поставщик будет иметь маржинальную прибыль,
как от продажи электрической энергии, так и от продажи мощности.
Совокупность рынков – рынка электрической энергии и рынка мощности, стимулирует к снижению совокупных затрат поставщика (переменных и условно-постоянных) на производство электрической энергии. А именно
снижение совокупных затрат приводит к минимизации платежей покупателей на оптовом рынке, ведь покупатель должен оплатить и электрическую энергию, и мощность.
109
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ВЗАИМОСВяЗь
РыНКОВ В
ЭлЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
взаимоСвязЬ оПтового рынка и
розничныХ рынков
Услуги инфраструктуры
оптовый рынок
мощность
электроэнергия
гП
розничный рынок
– стоимость электроэнергии
– стоимость мощности
– инфраструктурные платежи
– тариф на передачу
– сбытовая надбавка ГП
электроэнергия (мощность)
На схеме показана экономическая взаимосвязь оптового и розничного
рынков.
Стоимость электрической энергии (мощности) на розничном рынке напрямую зависит от стоимости электрической энергии и мощности на оптовом
рынке и формируется исходя из платежей гарантирующего поставщика на
оптовом рынке, тарифа на передачу и сбытовой надбавки гарантирующего
поставщика.
110
Организация экономических отношений в электроэнергетике
взаимоСвязЬ оПтового рынка и розничныХ рынков
в двухуровневой системе рынков, сложившейся в российской электроэнергетике, очень важна экономическая взаимосвязь оптового рынка и розничных рынков.
чтобы оценить важность такой экономической зависимости этих рынков, можно привести следующий
пример.
В 2000 году в США в штате Калифорния цены оптового рынка определялись по результатам аукциона под
воздействием спроса и предложения. В то же время цены розничного рынка были зажаты в рамки регулируемых
тарифов.
В августе 2000 года было очень жарко, из-за чего резко увеличилось электропотребление. При этом пришлось задействовать все имеющиеся резервы мощности, включая наиболее дорогие в производстве электрической энергии генерирующие объекты. Цены на конкурентном оптовом рынке резко подскочили с 3 до 16 центов
за кВт.ч. При этом энергосбытовые компании, покупающие электрическую энергию на оптовом рынке и продающие ее на розничном рынке, оказались зажатыми в «тарифные клещи» – покупка электрической энергии по
очень высоким ценам и ее продажа по фиксированным низким тарифам.
Убытки энергосбытовых компаний за период кризиса составили около 80 млрд. долларов.
Сегодня в России установлена четкая взаимосвязь стоимости электрической энергии на оптовом рынке и
на розничных рынках (в части электрической энергии, реализуемой гарантирующими поставщиками).
на розничных рынках по регулируемым ценам (тарифам) электрическая энергия продается только
потребителям-гражданам и приравненным к ним категориям потребителей. При этом на оптовом рынке
гарантирующие поставщики соответствующие объемы электрической энергии и мощности также покупают по
регулируемым ценам (тарифам) в рамках регулируемых договоров. Покупка по регулируемым договорам на
оптовом рынке происходит у поставщиков по тарифам этих поставщиков, при этом поставщики и объемы в
регулируемых договорах с каждым поставщиком подбираются таким образом, чтобы объем, покупаемый гарантирующим поставщиком по тарифам, соответствовал объему потребления населения, а средневзвешенная
цена в его регулируемых договорах соответствовала тарифу, по которому гарантирующий поставщик продает
электрическую энергию населению.
Остальная электрическая энергия (и мощность) покупается гарантирующим поставщиком на оптовом рынке по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым в соответствии с Правилами оптового рынка. Стоимость же электрической энергии (мощности), продаваемой гарантирующим поставщиком на розничных рынках,
ограничивается предельным уровнем, рассчитываемым исходя из рыночных цен оптового рынка, инфраструктурных платежей гарантирующего поставщика на оптовом рынке, его платежей сетевым компаниям за их услуги
по передаче электрической энергии по электрическим сетям и величиной сбытовой надбавки гарантирующего
поставщика.
Таким образом, гарантирующие поставщики застрахованы от попадания в «калифорнийские тиски».
что касается независимых энергосбытовых организаций, покупающих электрическую энергию на оптовом
рынке в интересах крупных промышленных потребителей, цены продажи ими электрической энергии на розничном рынке не регулируются. Однако, в интересах этих компаний также определять стоимость электрической
энергии, продаваемой потребителям, исходя из рыночных цен электрической энергии и мощности оптового рынка. С одной стороны занижение розничных цен невыгодно сбытовым компаниям, с другой – в случае завышения
розничных цен, относительно цен гарантирующего поставщика, потребителю будет невыгодно обслуживаться
у этой компании. В этом случае потребитель сможет перейти на обслуживание к гарантирующему поставщику,
который обязан заключить договор купли-продажи электрической энергии на розничном рынке с любым обратившимся к нему покупателем.
Таким образом, существует четкая экономическая взаимосвязь оптового рынка и розничных рынков. изменение стоимости электрической энергии или мощности на оптовом рынке мгновенно дают соответствующий сигнал розничным потребителям.
При этом для крупных потребителей на розничном рынке имеют значения не только среднемесячные цены
оптового рынка. Для таких потребителей цены определяются по часам, исходя их почасовых цен рынка на сутки
вперед.
Потребители получают ценовой сигнал к снижению потребления в пиковые часы, когда на оптовом рынке
задействован наибольший объем генерации и цены рынка на сутки вперед наиболее высоки, и напротив, увеличивать потребление в часы минимального потребления в энергосистеме с наиболее низкими ценами.
Такие стимулы направлены на сглаживание суточной и сезонной неравномерности потребления, что значительно увеличивает надежность энергоснабжения.
111
раздел воСЬмой
оПтовый рынок.
СУБъекты оПтового рынка
Федорова елена валентиновна
Начальник Департамента сертификации ВИЭ
Управления аудита электрических станций НП «Совет рынка»
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПОлУчЕНИЕ СТАТУСА
СУБЪЕКТА
ОПТОВОГО РыНКА
СУБъекты оПтового рынка.
ПроцедУра ПолУчения СтатУСа
СУБъекта
Поставщики:
инфраструктурные
организации:
Покупатели:
генерирующие компании
(огк, тгк)
администратор
торговой системы
Сбытовые компании
(покупка для розничных
потребителей)
концерн
«росэнергоатом»
Системный оператор
крупные потребители
импортёры
(оао «интер рао еэС»)
Федеральная и
региональная
сетевые компании
экспортёры
(оао «интер рао еэС»)
группа точек поставки (гтП) – определяемая системным оператором и
коммерческим оператором в соответствии с Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности совокупность, состоящая из
одной или нескольких точек поставки, относящихся к одному узлу расчетной модели и (или) к единому технологически неделимому энергетическому
объекту, ограничивающая территорию, в отношении которой покупка или
продажа электрической энергии (мощности) на оптовом рынке осуществляются только данным Участником оптового рынка, и используемая для определения и исполнения Участником оптового рынка связанных с поставкой и
оплатой электрической энергии (мощности) обязательств.
114
Оптовый рынок. Субъекты оптового рынка
ПроцедУра ПолУчения СтатУСа
СУБъекта оПтового рынка,
УчаСтника оБращения электричеСкой энергии
и (или) мощноСти на оПтовом рынке
До момента подачи заявления на получение статуса субъекта оптового рынка, организации, намеревающейся получить статус (далее – заявитель) необходимо вступить в члены НП «Совет рынка».
Процедура получения статуса субъекта оптового рынка включает в себя следующий перечень действий
последовательно совершаемых заявителем, коммерческим оператором, системным оператором и советом
рынка:
• подписание договора о присоединении к торговой системе оптового рынка и соглашения о применении
электронной цифровой подписи;
• согласование с системным оператором и коммерческим оператором групп точек поставки (далее –
ГТП);
• подтверждение заявителем соответствия требованиям, предъявляемым к субъектам оптового рынка,
участникам обращения электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке;
• принятие наблюдательным советом совета рынка решения о присвоении заявителю статуса субъекта
оптового рынка, участника обращения электрической энергии и (или) мощности, включении его в реестр
субъектов оптового рынка и регистрация согласованных с системным оператором и коммерческим
оператором ГТП;
• включение советом рынка организации в реестр субъектов оптового рынка.
После заключения Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка и соглашения о применении электронной цифровой подписи, организация инициирует процедуру согласования ГТП.
Для согласования ГТП заявитель должен предоставить коммерческому оператору:
• заявление на проведение процедуры согласования с коммерческим оператором и системным оператором ГТП, с использованием которой организация планирует участвовать в торговле электрической
энергией и (или) мощностью на оптовом рынке;
• пакет документов, указанный в Договоре о присоединении к торговой системе, в зависимости от типа
группы (групп) точек поставки.
После получения полного комплекта документов, коммерческий оператор публикует на сайте информацию
о намерении Заявителя согласовать и зарегистрировать ГТП.
Все заинтересованные лица (субъекты электроэнергетики, смежные субъекты оптового рынка) имеют право в течение 30 календарных дней с даты опубликования вышеуказанной информации на сайте коммерческого оператора, предоставить коммерческому оператору письменные мотивированные возражения в отношении
полноты и достоверности информации, предоставленной заявителем.
115
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПОлУчЕНИЕ СТАТУСА
СУБЪЕКТА
ОПТОВОГО РыНКА
организация
ПолУчение СтатУСа СУБъекта
оПтового рынка.
треБования к заявителЮ
Подготовка
комплекта
документов
атС
Проверка на
соответствие
количественным
характеристикам
не применяется
к гП
Со еэС
Совет рынка
направление
договоров,
содержащих
отлагательные
условия вступления
в силу
Получение
договоров,
содержащих
отлагательные
условия вступления
в силу
Для новых организаций
Повторно
регистрация
гтП субъекта
оптового
рынка
регистрация
гтП объекта
оптового
рынка
Получение
договоров,
содержащих
отлагательные
условия вступления
в силу
Подписание
доП
Принятие
решения нС о
включении в
реестр
включение в
реестр субъектов
оптового рынка
направление
уведомления
в ФСт о
включении в
реестр
Получение статуса
субъекта оптового
рынка
Схематично представлена процедура получения статуса субъекта оптового
рынка.
116
Оптовый рынок. Субъекты оптового рынка
треБования к заявителЮ
Для того, чтобы иметь возможность стать участником оптового рынка, организация должна отвечать нижеследующим требованиям:
n соответствовать количественным характеристикам, применяемым в группах точек поставки, с использованием которых организация планирует участие в торговле на оптовом рынке:
• поставщик электрической энергии владеет на праве собственности или на ином законном основании
генерирующим оборудованием, установленная генерирующая мощность которого в каждой предполагаемой группе точек поставки составляет не менее 5 мвт, или обладает правом продажи электрической
энергии и мощности, производимой на указанном генерирующем оборудовании;
• потребитель электрической энергии владеет на праве собственности или на ином законном основании
энергопринимающим оборудованием, суммарная присоединенная мощность которого равна или
превышает 20 мва и в каждой группе точек поставки составляет не менее 750 кв•а;
• энергосбытовая организация или энергоснабжающая организация намерена приобретать электрическую энергию и мощность на оптовом рынке в целях последующей реализации на основании
заключенных на розничных рынках договоров энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии и мощности) с потребителями, суммарная присоединенная мощность энергопринимающего оборудования которых составляет в соответствующих группах точек поставки не менее 20 мв•а,
при условии, что в каждой группе точек поставки она равна или превышает 750 кв•а;
• в отношении организаций, осуществляющих экспортно-импортные операции, количественные характеристики применяются к максимальному из почасовых значений объемов электрической энергии,
которые такие организации намерены поставлять (приобретать) на оптовом рынке в соответствующих
группах точек поставки в целях осуществления экспортно-импортных операций в соответствии с
заключенными этими организациями договорами.
количественные характеристики не применяются к гарантирующим поставщикам электрической
энергии
Коммерческий оператор на основании представленного заявителем комплекта документов проверяет согласованную ГТП на предмет соответствия установленным количественным характеристикам.
n провести мероприятия технического характера, необходимые для получения статуса субъекта оптового рынка, участника обращения электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке:
• оснастить каждую точку (группы точек) поставки, с использованием которой организация планирует
участвовать в торговле на оптовом рынке, средствами измерений (в том числе принадлежащими на праве собственности или на ином законном основании третьим лицам), обеспечивающими сбор, обработку и передачу
организации коммерческой инфраструктуры данных коммерческого учета и соответствующими требованиям,
определенным правилами оптового рынка и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;
Коммерческий оператор проводит установление соответствия автоматической информационно - измерительной системы (далее - АИИС) Заявителя техническим требованиям, установленным Положением о получении
статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка. На основании, проверки предоставленного комплекта документов, результатов выездной проверки, результатов испытаний АИИС, коммерческий оператор выдает Акт соответствия АИИС техническим требованиям оптового рынка.
Акт соответствия АИИС техническим требованиям оптового рынка действует в течение срока действия:
¡ аттестации методики измерения;
¡ свидетельства об утверждении типа средства измерения;
¡ документов о поверке средства (средств) измерения.
• оборудовать системой связи, обеспечивающей передачу системному оператору данных, необходимых
для осуществления централизованного оперативно-диспетчерского управления в пределах ЕЭС России, и соответствующей техническим параметрам, предусмотренным договором о присоединении к торговой системе
оптового рынка, с соблюдением сроков введения в действие этих требований.
На основании предоставленного комплекта документов системный оператор готовит заключение о соответствии системы связи, обеспечивающей передачу системному оператору данных, необходимых для осуществления централизованного оперативно-диспетчерского управления в пределах ЕЭС России, установленным техническим требованиям.
n согласовать с коммерческим оператором и системным оператором группы точек поставки, с использованием
которой организация планирует участвовать в торговле электрической энергией и (или) мощностью на оптовом
рынке.
117
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПОлУчЕНИЕ СТАТУСА
СУБЪЕКТА
ОПТОВОГО РыНКА
треБования к заявителЮ
Проверка соответствия
СотиаССо
Со еэС
Процедура согласования гтП
Проверка на соответствие
количественным
характеристикам не
применяется к гП
атС
Проверка на соответствие
количественным
характеристикам
Проверка соответствия
аииС кУэ
На схеме приведены требования к Заявителю, которые последний подтверждает коммерческому оператору и системному оператору.
118
Оптовый рынок. Субъекты оптового рынка
ПроцедУра СоглаСования
Процедура согласования с коммерческим оператором и системным оператором ГТП включает в себя
следующие последовательно совершаемые заявителем, коммерческим оператором и системным оператором
действия:
• доставка заявителем коммерческому оператору пакета документов;
• прием и регистрация коммерческим оператором пакета документов заявителя;
• подготовка коммерческим оператором юридического заключения по пакету документов заявителя;
• предоставление коммерческим оператором заинтересованным лицам пакета документов (части пакета
документов) заявителя для проверки его полноты и достоверности;
• подготовка коммерческим оператором заключения по результатам проведения технической экспертизы;
• согласование системным оператором ГТП заявителя и отнесение их к узлам расчетной модели, а также
изменение ГТП смежных субъектов оптового рынка в случае необходимости;
• принятие коллегиальным органом управления коммерческого оператора решения о согласовании ГТП
заявителя, а также изменений ГТП смежных субъектов оптового рынка;
• подписание заявителем акта согласования ГТП, с использованием которой организация планирует
участие в торговле электрической энергией и (или) мощностью на оптовом рынке, и отнесения их
к узлам расчетной модели;
• информирование смежных субъектов оптового рынка о внесенных изменениях в ранее согласованные
и/или зарегистрированные ими ГТП.
После проведения коммерческим оператором юридической и технической экспертиз представленного заявителем комплекта документов, коммерческий оператор оформляет проект акта о согласовании
гтП и направляет его для согласования системному оператору. После согласования системным оператором
Акт направляется для подписания заявителю. Подписанный коммерческим оператором, системным оператором
и заявителем акт о согласовании ГТП и отнесении их к узлам расчетной модели является единственным доказательством факта согласования ГТП на оптовом рынке, за исключением внесения изменений в согласованные и/
или зарегистрированные ГТП смежных субъектов оптового рынка.
Согласование коммерческим оператором и системным оператором гтП является бессрочным и подлежит отмене при лишении заявителя статуса субъекта оптового рынка, участника обращения электрической
энергии и (или) мощности на оптовом рынке.
Совет рынка включает в повестку заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка» вопрос о присвоении заявителю статуса субъекта оптового рынка, участника обращения электрической энергии и (или) мощности, включении его в реестр субъектов оптового рынка и регистрация согласованных с системным оператором
и коммерческим оператором ГТП с приложением следующих документов:
¡ юридическая экспертиза пакета документов Заявителя;
¡ техническая экспертиза пакета документов Заявителя с целью определения групп точек поставок и
точек измерений, по которым будет осуществляться сбор данных коммерческого учета;
¡ экспертиза комплекта документов с целью установления соответствия АИИС КУЭ техническим
требованиям;
¡ Акт о соответствии АИИС техническим требованиям оптового рынка;
¡ Акт о согласовании групп точек поставки.
на основании принятого наблюдательным советом совета рынка решения совет рынка включает
организацию в реестр субъектов оптового рынка.
119
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ГРУППы ТОчЕК
ПОСТАВКИ
НА ОПТОВОМ РыНКЕ
тиПы грУПП точек ПоСтавки на
оПтовом рынке
гтП энергосбытовой (энергоснабжающей)
организации, обслуживающей на розничном
рынке потребителя (потребителей)
электрической энергии и (или) мощности
и (или) сетевую организацию (сетевые
организации)
гтП гарантирующих поставщиков
типы гтП
гтП потребителей электрической энергии и
мощности
гтП поставщиков электрической энергии и
мощности
Условные гтП поставщиков мощности
гтП организаций, осуществляющих
экспортно-импортные операции и (или)
поставку электрической энергии и (или)
мощности между ценовой зоной
(ценовыми зонами) оптового рынка и
неценовой (неценовыми)
зонами оптового рынка через
энергетические системы иностранных
государств
120
Оптовый рынок. Субъекты оптового рынка
грУППы точек ПоСтавки
В соответствии с Правилами оптового рынка заявитель может согласовать с коммерческим оператором и
системным оператором нижеперечисленные типы гтП:
1. Группы точек поставки энергосбытовой (энергоснабжающей) организации, обслуживающей на розничном рынке потребителя (потребителей) электрической энергии и (или) мощности и (или) сетевую организацию
(сетевые организации), должны располагаться на границе балансовой принадлежности потребителей (сетевых
организаций), в интересах которых энергосбытовая (энергоснабжающая) организация осуществляет куплю-продажу электрической энергии и мощности на оптовом рынке, и субъектов электроэнергетики и (или) иных потребителей, в интересах которых купля-продажа электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке
осуществляется данной энергосбытовой (энергоснабжающей) организацией или другим участником оптового
рынка.
2. Группы точек поставки для гарантирующих поставщиков должны определяться исходя из границ зоны
(зон) их деятельности.
Границами зоны деятельности гарантирующего поставщика – акционерного общества энергетики и электрификации и (или) энергосбытовой организации, созданной в результате реорганизации акционерных обществ
энергетики и электрификации и являющейся правопреемником таких акционерных обществ по договорам энергоснабжения или приобретшие права и обязанности по указанным договорам в результате реализации иных мер,
обеспечивающих выполнение требований статьи 6 Федерального закона «Об особенностях функционирования
электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике» являются административные границы субъекта
(субъектов) Российской Федерации, на территории которого на дату вступления в силу правил розничного рынка
осуществляет свою деятельность соответствующая организация.
Если в пределах административных границ субъекта Российской Федерации деятельность в качестве гарантирующих поставщиков осуществляют несколько таких организаций, являющихся участниками оптового
рынка, разграничение зон деятельности гарантирующих поставщиков производится по их точкам (группам точек) поставки на оптовом рынке.
3. Группы точек поставки потребителей электрической энергии и мощности должны располагаться на границе балансовой принадлежности их электрических сетей.
4. Группы точек поставки поставщиков электрической энергии и мощности должны располагаться на границе балансовой принадлежности их электрический сетей и в местах непосредственного соединения представляемого ими на оптовом рынке генерирующего оборудования с электрической сетью.
5. Для участия в конкурентном отборе мощностью Заявитель имеет право согласовать условную группу
точек поставки поставщика.
6. Группы точек поставки организаций, осуществляющих экспортно-импортные операции и (или) поставку
электрической энергии и (или) мощности между ценовой зоной (ценовыми зонами) оптового рынка и неценовой
(неценовыми) зонами оптового рынка через энергетические системы иностранных государств, располагаются
на линиях электропередачи, пересекающих государственную границу Российской Федерации, на границе ЕЭС
России и зарубежных энергосистем.
Согласование и регистрация новых гтП на оптовом рынке
новая группа точек поставки – группа точек поставки, инициатором процедуры согласования и регистрации которой является субъект оптового рынка, участник обращения электрической энергии и (или) мощности на
оптовом рынке, осуществляющий куплю-продажу электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке.
Новая ГТП формируется в отношении:
• вводимого в эксплуатацию по окончании строительства (модернизации, реконструкции, технического
перевооружения) энергопринимающего и/или генерирующего оборудования, а также объектов электросетевого хозяйства;
• энергопринимающего и/или генерирующего оборудования, а также объектов электросетевого
хозяйства, которое на момент регистрации в отношении него новой ГТП не было закреплено на оптовом
рынке за другим субъектом оптового рынка;
• энергопринимающего и/или генерирующего оборудования, а также объектов электросетевого
хозяйства, включенного в состав ГТП, с использованием которой на оптовом рынке осуществляется
купля-продажа электрической энергии и (или) мощности, и оборудования и/или объектов электросетевого хозяйства не закрепленного на оптовом рынке за другими субъектами оптового рынка;
• энергопринимающего и/или генерирующего оборудования, а также объектов электросетевого
хозяйства, которое было объединено в одну ГТП и в связи с изменением параметров исходя из которых
оно было сформировано, должно быть разделено на отдельные ГТП в соответствии с требованиями
Порядка согласования, регистрации коммерческим оператором групп точек поставки (в том числе
условных) и отнесения их к узлам расчетной модели.
Процедура согласования с коммерческим оператором и системным оператором новой ГТП, с использованием которой заявитель планирует участие в торговле электрической энергией и (или) мощностью на оптовом
рынке включает в себя все необходимые для согласования ГТП действия, перечисленные выше.
121
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПРАВО НА УчАСТИЕ
В ТОРГОВлЕ НА
ОПТОВОМ РыНКЕ
ПолУчение Права на оСУщеСтвление
кУПли-Продажи
электричеСкой энергии
и (или) мощноСти на оПтовом рынке
заключение договоров,
обеспечивающих куплю
(продажу) электроэнергии и
мощности на оптовом рынке
заключение договоров
оказания услуг по передаче
организация
заключение договоров
оказания услуг по оперативнодиспетчерскому управлению в
электроэнергетике
актуализация
информации
Получение права
на осуществление
покупки (поставки)
электроэнергии и (или)
мощности на оптовый
рынок
направление
документов,
подтверждающих
соответствие
требованиям
к субъектам
оптового рынка,
установленным
Правилами
Проведение
актуализации
Проведение
актуализации
заключение иных договоров и
соглашений
наличие тБр
организация
коммерческой
инфраструктуры
122
Оптовый рынок. Субъекты оптового рынка
ПолУчение Права на УчаСтие в торговле
на оПтовом рынке
Субъект оптового рынка, намеренный осуществлять сделки купли-продажи электрической энергии
(мощности) на оптовом рынке, обязан выполнить следующие юридические действия:
• Заключить договоры, обеспечивающие куплю/продажу электрической энергии и мощности на оптовом
рынке.
• Заключить договор услуг по передаче.
• Заключить договор на оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению.
• Получить тарифно-балансовое решение.
• Заключить договор банковского счета с кредитной организацией, уполномоченной советом рынка на
проведение расчетов в торговой системе оптового рынка.
• Заключить с коммерческим оператором договор на оказание услуг удостоверяющего центра.
• Заключить с ОАО «ЦФР» договоры, обеспечивающие куплю-продажу мощности на оптовом рынке в
соответствии с Договором о присоединении к торговой системе.
Субъекты оптового рынка, зарегистрированные в течение текущего периода регулирования в торговой системе оптового рынка, получают право на участие в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом
рынке в следующем порядке:
• если регистрация ГТП состоялась до 1-го числа текущего месяца, право участия в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом рынке возникает в отношении 1-го числа месяца, следующего
за текущим;
• если регистрация ГТП состоялась после 1-го числа текущего месяца, право участия в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом рынке возникает в отношении 1-го числа второго месяца,
следующего за текущим.
Субъекты оптового рынка регулярно представляют в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка организации коммерческой инфраструктуры документы, подтверждающие соответствие требованиям к субъектам оптового рынка, установленным Правилами оптового рынка.
После принятия решения наблюдательного совета нП «Совет рынка» о присвоении статуса субъекта
оптового рынка (ЛИБО после принятия Правлением ОАО «АТС» решения о предоставлении права продажи/права покупки электрической энергии и/или мощности на оптовом рынке) коммерческий оператор уведомляет
нового субъекта оптового рынка о необходимости подписания следующих договоров:
•
•
•
•
•
•
•
•
регулируемые договоры купли-продажи электрической энергии и мощности (в случае, если в соответствии с Правилами оптового рынка, Договором о присоединении субъект оптового рынка, участник
обращения электрической энергии и мощности осуществляет куплю-продажу электрической энергии и
мощности на оптовом рынке по регулируемым ценам (тарифам);
договоры, обеспечивающие куплю-продажу электрической энергии по результатам конкурентного
отбора ценовых заявок на сутки вперед;
договоры, обеспечивающие куплю-продажу электрической энергии по результатам отбора заявок для
балансирования системы;
договоры, обеспечивающие куплю-продажу мощности по договорам о предоставлении мощности
(в случаях, предусмотренных Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка);
договоры, обеспечивающие куплю-продажу мощности новых объектов атомных электростанций
(в случаях, предусмотренных Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка);
договоры, обеспечивающие куплю-продажу мощности новых объектов гидроэлектростанций (в случаях,
предусмотренных Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка);
договоры, обеспечивающие куплю-продажу мощности по результатам конкурентного отбора
мощности;
договоры, обеспечивающие куплю-продажу мощности генерирующих объектов, поставляющих
мощность в вынужденном режиме.
123
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПРЕКРАЩЕНИЕ
УчАСТИя В ТОРГОВлЕ
И лИШЕНИЕ СТАТУСА
СУБЪЕКТА
Порядок Прекращения ПокУПки
(Продажи) электричеСкой энергии и
мощноСти на оПтовом рынке
Прекращение действия
договоров, обеспечивающих
куплю/продажу
электроэнергии и мощности на
оптовом рынке
организация
Получение
уведомления
Прекращение действия
договоров оказания услуг по
передаче
Прекращение действия
договоров оказания
услуг по оперативнодиспетчерскому управлению в
электроэнергетике
Получение
уведомления
Прекращение действия иных
договоров и соглашений
оао «атС»
124
выявление
нарушений
установленных
требований
направление
уведомления о
необходимости
устранения
нарушения
установленных
требований
Принятие
решения о
прекращении
участия
субъекта
оптового рынка
в торговле
электрической
энергией и
мощностью на
оптовом рынке
направление
уведомления о
прекращении
поставки
(покупки)
электрической
энергии и
мощности на
оптовом рынке:
– минэнерго
– ФСт
– рэк
Оптовый рынок. Субъекты оптового рынка
Порядок Прекращения ПокУПки (Продажи)
электричеСкой энергии и мощноСти на оПтовом рынке
Субъект оптового рынка – поставщик электрической энергии (мощности), имеющий право продажи
электрической энергии (мощности), производимой на генерирующем оборудовании, владельцем которого
он не является, или покупатель, приобретающий на оптовом рынке электрическую энергию в целях ее продажи на розничном рынке, лишаются права на участие в торговой системе оптового рынка по определенной
ГТП, если между лицом, в чьих интересах субъект оптового рынка продавал/приобретал на оптовом рынке
электрическую энергию (мощность), и субъектом оптового рынка прекращается договор, регулирующий отношения указанных лиц.
Доказательствами прекращения данного договора являются либо заверенная подписями уполномоченных представителей сторон указанного договора копия соглашения о расторжении договора, либо факт
прекращения указанного договора в связи с истечением срока его действия, если при этом коммерческому
оператору не были представлены документы, свидетельствующие о заключении договора на новый срок
(либо о заключении нового договора).
Право на участие в торговой системе оптового рынка прекращается с даты получения коммерческим
оператором уведомления о наступлении указанных обстоятельств.
Прекращение участия субъекта оптового рынка в торговле электрической энергией и мощностью на
оптовом рынке не влечет прекращения договора оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению
и договоров оказания иных услуг, если иное не предусмотрено соответствующим договором и если этот договор не прекращается в связи с невозможностью исполнения предусмотренных им обязательств, вызванной прекращением участия в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке.
Процедура лишения субъекта оптового рынка, участника обращения электрической энергии и (или)
мощности на оптовом рынке, права продажи (права покупки) электрической энергии и (или) мощности включает в себя:
• выявление в ходе контроля за выполнением субъектом оптового рынка требований Правил оптового
рынка и Договора о присоединении признаков наличия оснований лишения его права продажи (права
покупки);
• проверку действительности оснований лишения субъекта оптового рынка права продажи (права
покупки);
• предупреждение субъекта оптового рынка о необходимости устранения нарушения требований Правил
оптового рынка, которое является основанием для лишения его права продажи (права покупки);
• включение в повестку заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка» вопроса о лишении
субъекта оптового рынка права продажи (права покупки);
• уведомление субъекта оптового рынка о включении в повестку заседания Наблюдательного совета
НП «Совет рынка» вопроса о лишении этого субъекта права продажи (права покупки);
• принятие решения о лишении субъекта оптового рынка права продажи (права покупки);
• доведение принятого решения до субъекта оптового рынка;
• исполнение решения о лишении субъекта оптового рынка права продажи (права покупки).
лишение права продажи (права покупки) само по себе не влечет за собой лишение субъекта оптового рынка этого статуса (утрату субъектом оптового рынка этого статуса).
В случае лишения субъекта оптового рынка права продажи (права покупки) в отношении всех зарегистрированных за ним групп точек поставки, совет рынка инициирует лишение этого субъекта статуса субъекта оптового рынка и исключение его из реестра субъектов оптового рынка.
лишение субъекта оптового рынка права продажи (права покупки) не является препятствием для повторного предоставления ему указанного права, но только в случае и не ранее момента отпадения того основания
(оснований), в связи с наличием которого (которых) субъект оптового рынка был лишен права продажи (права
покупки).
лишение субъекта оптового рынка права продажи (права покупки) может быть осуществлено в целом по
всем зарегистрированным за таким субъектом группам точек поставки, либо по одной или нескольким из таких
групп точек поставки в зависимости от того, действуют ли предусмотренные основания лишения его права продажи (права покупки) в отношении одной, нескольких или всех таких групп точек поставки.
лишение субъекта оптового рынка права продажи (права покупки) не влечет прекращения заключенного
таким субъектом с системным оператором договора об оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, а также договора о передаче электрической энергии в той точке (группе точек) поставки, права продажи (права покупки) в которой такой субъект оптового рынка лишен, если иное не предусмотрено указанными договорами, либо если в связи с лишением субъекта оптового рынка права продажи (права
покупки) у него возникает невозможность дальнейшего исполнения предусмотренных указанными договорами
обязательств в целом.
125
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПРЕКРАЩЕНИЕ
УчАСТИя В ТОРГОВлЕ
И лИШЕНИЕ СТАТУСА
СУБЪЕКТА
Порядок лиШения СтатУСа СУБъекта
оПтового рынка
организация
Получение уведомления
оао «атС»
выявление
оснований для
исключения из
реестра
нП «Совет рынка»
126
вынесение
вопроса об
исключении из
реестра на нС
Уведомление об исключении
из реестра
субъектов оптового рынка
– минэнерго
– ФСт
– рСт
Принятие
решения нС об
исключении из
реестра
исключение
из реестра
субъектов
оптового рынка
решение об
исключении из реестра
и (или) прекращение
поставки (покупки)
электрической энергии
и мощности на оптовом
рынке вступает в силу
не позднее 60 дней с
даты принятия решения
Оптовый рынок. Субъекты оптового рынка
Порядок лиШения СтатУСа СУБъекта оПтового рынка и
иСклЮчение из рееСтра СУБъектов
решение об исключении из реестра субъектов оптового рынка принимает наблюдательный совет
совета рынка в случае:
• неоднократного нарушения организацией Правил оптового рынка, в том числе в виде неисполнения
или ненадлежащего исполнения обязательств по оплате электрической энергии, мощности и (или) услуг
по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике за 2 расчетных периода по соответствующим договорам или нарушения требования о предоставлении обеспечения исполнения
обязательств по оплате электрической энергии и (или) мощности в размере, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;
• прекращения обязательств по заключенному данной организацией договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка;
• отсутствия зарегистрированных за данным участником групп точек поставки на оптовом рынке;
• прекращения у организации статуса гарантирующего поставщика, если она перестает соответствовать
требованиям, предъявляемым к субъектам оптового рынка;
• ликвидации данной организации в соответствии с законодательством Российской Федерации;
• поступления от субъекта оптового рынка заявления об исключении его из реестра субъектов оптового
рынка.
В течение 3 дней с даты принятия решения об исключении организации из реестра субъектов оптового рынка и (или) прекращения поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовом рынке в отношении
соответствующей организации организация коммерческой инфраструктуры уведомляет об этом:
• организацию, в отношении которой принято такое решение;
• федеральный орган исполнительной власти в области регулирования тарифов;
• федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке и реализации
государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического
комплекса;
• орган исполнительной власти соответствующего субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, который в установленном законодательством Российской
Федерации порядке предпринимает меры, необходимые для перехода потребителей, обслуживаемых
на розничном рынке организацией, в отношении которой принято такое решение, на обслуживание к
гарантирующему поставщику в случае, если покупатель является гарантирующим поставщиком,
энергоснабжающей или энергосбытовой организацией.
Решение об исключении организации – покупателя электрической энергии и мощности из реестра субъектов оптового рынка и (или) прекращении в отношении нее поставки (покупки) электрической энергии и мощности
на оптовом рынке вступает в силу в сроки, необходимые для заключения такой организацией либо обслуживаемыми ею потребителями договоров энергоснабжения (договоров купли-продажи (поставки) электрической энергии и (или) мощности) на розничном рынке в установленном законодательством Российской Федерации порядке,
но не позднее 60 календарных дней с даты принятия такого решения.
127
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
НОВОЕ ПОлОЖЕНИЕ О
ПОРяДКЕ ПОлУчЕНИя
СТАТУСА СУБЪЕКТА
ОПТОВОГО РыНКА
развитие Порядка ПолУчения СтатУСа
новое положение о
порядке получения
статуса
128
Оптовый рынок. Субъекты оптового рынка
цели и ПринциПы нового Положения
В целях определения сроков, последовательности действий и процедуры принятия решений при исполнении советом рынка и коммерческим оператором публичных функций по присвоению или лишению статуса
субъекта оптового рынка, участника обращения электрической энергии и (или) мощности, а также ведения реестра субъектов оптового рынка, разработан и действует порядок получения статуса субъекта оптового рынка,
участника обращения электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке и заключения обязательных
договоров субъектами оптового рынка.
В соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными
постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2010 N 1172:
• решение о присвоении статуса субъекта оптового рынка и включении в Реестр субъектов оптового
рынка принимается Наблюдательным советом совета рынка;
• потребители электрической энергии и мощности должны подтверждать соответствие систем связи с
системным оператором;
• субъект оптового рынка обязан регулярно документально подтверждать соответствие требованиям к
субъектам оптового рынка (п.35 Правил оптового рынка);
• решения о присвоении статуса субъекта оптового рынка и регистрации ГТП принимаются одновременно
Наблюдательным советом НП «Совет рынка»;
• отменена процедура установления оснований лишения статуса субъекта оптового рынка;
• изменение требований к статусу ГТП, направляемых в ФСТ России при формировании баланса на
очередной период регулирования;
• с 1 июля 2012 года баланс формируется сначала каждые шесть месяцев, а затем – каждые три
месяца.
анализ опыта работы с гтП показывает:
• зарегистрированная структура ГТП в большинстве случаев не отражает реального положения вещей –
ГТП болеют синдромом неактуальности;
• вместе с ростом количества заявлений растет объем спорных вопросов между участниками, и между
участниками и инфраструктурой;
• сроки проведения регламентных процедур установлены без учета фактических трудозатрат на их
проведение и без учета возрастающего объема входящих документов;
• часть документооборота обслуживает избыточные бизнес – процессы;
• участники рынка недовольны непрозрачностью и сроками проведения регламентных процедур.
цели и принципы нового Положения:
• Приведение Положения о реестре в соответствие с нормативной базой отрасли;
• Учет опыта в обеспечении процедуры согласования и регистрации ГТП;
• Стандартизация требований к документам, подтверждающим выполнение Заявителями требований
оптового рынка;
• Стандартизация требований к процедурам проверки выполнения Заявителями требований оптового
рынка;
• Обеспечение открытости и прозрачности регламентных процедур для Заявителей и иных заинтересованных лиц;
• Внедрение принципа «ничего лишнего» при определении требований к комплекту документов и
установлению сроков их рассмотрения;
• Учет особенностей разных типов (категорий) участников рынка;
• Минимизация рисков участников рынка и инфраструктурных организаций;
• Сокращение количества предоставляемых документов;
• Максимальная стандартизация форм документов и процедур их проверки;
• Публикация информации о согласовании, регистрации, изменении ГТП для Заявителей и третьих лиц;
• Исключение необходимости согласования со смежными участниками оптового рынка документов,
необходимых для получения статуса субъекта оптового рынка;
• Автоматическая актуализация ГТП смежных субъектов;
• Переход к актуализации ГТП по сечениям;
• Бессрочность Актов о согласовании ГТП, но переход на срочность регистрации ГТП;
• Изменение порядка исчисления сроков проведения регламентных процедур;
• Учет требований по предоставлению финансовых гарантий.
129
раздел девятый
оПтовый рынок.
оБращение электричеСкой
энергии и мощноСти в оБъемаХ
ПотреБления наСеления
кузьмин дмитрий витальевич
Начальник отдела регулируемых договоров
Департамента торговли ОАО «АТС»
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
НОРМАТИВНАя БАЗА
РЕГУлИРУЕМыХ
ДОГОВОРОВ
нормативная База
регУлирУемыХ договоров.
оСновные ПринциПы
нормативные документы, в соответствии с которыми
формируются регулируемые договоры
n
n
n
n
Федеральный закон «Об электроэнергетике»
Правила оптового рынка
О ценообразовании в области регулируемых цен
Договор о присоединении
l Регламент 6.2 (регламент регистрации РД)
l Приложение 3 к Регламенту 6.2
(математическая модель формирования РД)
l Регламент 16 (регламент финансовых расчетов)
n Методика формирования баланса
n Методика расчета (индексации) регулируемых цен (тарифов)
основные принципы регулируемых договоров
n По РД поставляются электрическая энергия и мощность – два разных
товара, возможны договоры только на один из них
n Цена по договору – тариф поставщика
n Средневзвешенная цена по пакету РД не превышает индикативных цен
n РД заключаются в границах ценовых зон
n Стороны договора – покупатель, поставщик и КО (ОАО «АТС»)
n Принцип функционирования РД – принцип «take or pay»
n Сроки действия РД: не более одного года.
В соответствии с требованиями статьи 23.1 федерального закона «Об электроэнергетике»:
«Государственному регулированию на оптовом рынке подлежат:
цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в ценовых зонах оптового рынка субъектами оптового рынка – производителями
электрической энергии (мощности) по договорам, заключенным в соответствии с законодательством Российской Федерации с гарантирующими поставщиками (энергоснабжающими организациями, энергосбытовыми организациями, к числу покупателей электрической энергии (мощности) которых
относятся население и (или) приравненные к нему категории потребителей),
в целях обеспечения потребления электрической энергии населением и
(или) приравненными к нему категориями потребителей, а также с определенными Правительством Российской Федерации субъектами оптового рынка – покупателями электрической энергии (мощности), функционирующими
в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, для которых Правительством Российской Федерации установлены особенности функционирования
оптового и розничных рынков;…»
регулируемые договоры (РД) – система договоров на оптовом рынке на
поставку электрической энергии и мощности, заключаемых между производителями электрической энергии и мощности, гарантирующими поставщиками (энергосбытовыми, энергоснабжающими организациями) и коммерческим оператором на основании стандартной формы, утверждаемой НП
«Совет рынка», по ценам и в объемах, регулируемых государством.
132
Оптовый рынок. Обращение электрической энергии и мощности в объемах потребления населения
нормативные оСновы регУлирУемыХ договоров
В соответствии с планом реформирования электроэнергетики, начиная с 2006 года на оптовом рынке применялся такой механизм долгосрочной торговли как регулируемые договоры. В переходный период (с 2006
по 2010 гг.) объемы поставки по регулируемым договорам постепенно уменьшались от 95% плановых объемов
электрической энергии и мощности до объемов потребления населением (так называемая «либерализация»
оптового рынка). Такой механизм применялся для того, чтобы сгладить переход от регулируемых цен на электрическую энергию и мощность, привычных для участников рынка к свободным ценам, которые складываются по
рыночным механизмам. С окончанием переходного периода с 1 января 2011 года, регулируемые договоры выполняют социальную функцию – гарантирующие поставщики покупают на оптовом рынке электрическую энергию и мощность для снабжения населения и приравненных к нему категорий потребителей на розничном рынке
по регулируемым ценам.
регулируемые договоры (рд) – система договоров на оптовом рынке на поставку электрической
энергии и мощности, заключаемых между производителями электрической энергии и мощности, гарантирующими поставщиками (энергосбытовыми, энергоснабжающими организациями) и коммерческим
оператором на основании стандартной формы, утверждаемой нП «Совет рынка», по ценам и в объемах,
регулируемых государством.
В соответствии с пунктом 4 Правил оптового рынка: «На оптовом рынке торговля электрической энергией и
мощностью осуществляется с использованием следующих способов:
1) торговля электрической энергией и мощностью по регулируемым ценам (тарифам) на основании договоров
купли-продажи (поставки) электрической энергии и (или) мощности (далее – регулируемые договоры). Продажа и
оплата электрической энергии и мощности может осуществляться по единому регулируемому договору, предусматривающему куплю-продажу электрической энергии и мощности, или по отдельным регулируемым договорам;…»
Правилами оптового рынка (раздел VI) установлены базовые принципы формирования, исполнения и изменения регулируемых договоров, а также закреплено то, что РД формируются в соответствии с объемными и стоимостными показателями, устанавливаемыми ФСТ России на соответствующий период регулирования. Объемные
показателей РД определяются на основании сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической
энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации (далее
– сводный баланс), стоимостные – на основании соответствующих приказов об установлении цен (тарифов) на поставку электрической энергии и мощности и индикативных цен. Ключевые принципы формирования сводного баланса, цен (тарифов) на электрическую энергию и (мощность), продаваемую на оптовом рынке по РД и индикативных
цен определяется постановлением Правительства РФ «О ценообразовании области регулируемых цен (тарифов) в
электроэнергетике » (далее – Основы ценообразования) и приказами ФСТ России – порядком формирования сводного баланса и методиками расчета (индексации) регулируемых цен (тарифов). Методика формирования, правила
регистрации и порядок финансовых расчетов по РД определяются в соответствии с Договором о присоединении:
• Приложение № 6.2 к Договору о присоединении (Регламент регистрации регулируемых договоров куплипродажи электроэнергии и мощности)
• Приложение № 3.11 к Регламенту регистрации регулируемых договоров купли-продажи электроэнергии и
мощности (Расчет схемы прикрепления и определения плановых почасовых объемов в рамках регулируемых договоров субъектов оптового рынка электроэнергии)
• Приложение № 16 к Договору и присоединении (Регламент финансовых расчетов на оптовом рынке
электроэнергии)
Перечень контрагентов и объемы поставки по РД определяется коммерческим оператором в соответствии с
вышеуказанными нормативными документами на каждый очередной период регулирования. При этом объемы поставки электрической энергии определяются для каждого часа, а объемы поставки мощности – для каждого месяца.
Множество всех регулируемых договоров, сформированных на определенный период регулирования, называется
матрицей прикрепления по регулируемым договорам (далее – матрица прикрепления).
Срок действия регулируемого договора определяется коммерческим оператором и не может превышать одного
года. Большинство РД заключаются на календарный год, однако в связи с технологическими особенностями формирования матрицы прикрепления, достаточно большое количество РД формируется со сроком действия три или
девять месяцев.
РД заключаются в отношении ГТП потребления и группы ГТП генерации, относящейся к одной электростанции.
Принцип take-or-pay
Одним из основных принципов торговли с использованием регулируемых договоров является принцип «take-orpay», который заключается в том, что товар по договору должен быть поставлен или потребен вне зависимости
от собственных объемов производства или потребления:
• В случае если для поставщика в ГТП генерации торговый график сложился ниже, чем объем поставки по
регулируемым договорам в данном часе, поставщик обязан докупить недостающий объем у других
производителей электрической энергии по цене РСВ, сложившейся в ГТП генерации данного поставщика.
При этом в РСВ формируется так называемая сделка «в обеспечение РД».
• В случае если для поставщика в ГТП генерации фактический объем поставленной мощности оказался
меньше, чем суммарные обязательства по мощности по РД, поставщик обязан докупить недостающий
объем по цене равной максимуму из тарифу данного поставщика на поставку мощности по РД и цены,
сложившейся по результатам конкурентного отбора мощности, с учетом коэффициента сезонности.
• В случае если для потребителя торговый график сложился ниже, чем суммарный объем по РД в данном
часе, потребитель продает превышения суммарного объема по РД над торговым графиком равными долями
всем контрагентам по РД по соответствующим ценам (по тарифам – в отношении превышения объемов
«ненаселения», по ценам РСВ в ГТП генерации – в отношении превышения объемов населения.
133
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФОРМИРОВАНИЕ
РЕГУлИРУЕМыХ
ДОГОВОРОВ
СУБъекты оПтового рынка,
УчаСтвУЮщие в регУлирУемыХ
договораХ
объем ээ по рд поставщиков
первой цз, гвтч
объем ээ по рд поставщиков
второй цз, гвтч
3 755
128
4 745
7 528
108 002
ВР
объем ээ по рд потребителей
первой цз, гвтч
19 834
КОМ
ДПМ
объем ээ по рд потребителей
второй цз, гвтч
7 645
4 048
108 857
23 442
население
ненаселение
Выше приведены объемы поставки и потребления электрической энергии
по регулируемым договорам за 2011 год по ценовым зонам (Гвтч.)
в разбивке по различным группам поставщиков и потребителей.
ком – конкурентный отбор мощности.
дПм – договор о предоставлении мощности (эти договоры, а также договоры купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС были заключены в отношении мощности новых и модернизируемых генерирующих объектов в
конце 2010 года. Мощность, включенная в эти договоры учитывается при
проведении конкурентных отборов мощности как уже законтрактованная).
134
Оптовый рынок. Обращение электрической энергии и мощности в объемах потребления населения
СУБъекты оПтового рынка, УчаСтвУЮщие в
Формировании регУлирУемыХ договоров
Поставщики
Поставку по регулируемым договорам в ценовых зонах осуществляют производители электрической
энергии и мощности с использованием оборудования, в отношении которого торговля электрической энергией
и мощностью на оптовом рынке началась не позднее 1 октября года, предшествующего соответствующему
периоду регулирования, удовлетворяющие одному из следующих условий (за исключением гидроаккумулирующих станций):
• мощность соответствующих генерирующих объектов отобрана по результатам КОМ на календарный
год, в котором предполагается поставка по регулируемым договорам (поставка электрической энергии
и мощности);
• мощность соответствующих генерирующих объектов поставляется в вынужденном режиме (поставка
электрической энергии и мощности);
• мощность соответствующих генерирующих объектов подлежит оплате по договорам о предоставлении
мощности и договорам купли-продажи (поставки) мощности новых объектов атомных электростанций и
гидроэлектростанций (поставка только электрической энергии).
Потребители
Регулируемые договоры заключают следующие группы потребителей – участников оптового рынка:
• Гарантирующие поставщики, энергоснабжающие и энергосбытовые организации, к числу покупателей
которых относится население и приравненные к нему категории потребителей. При определении
перечня субъектов оптового рынка, для которых формируются регулируемые договоры для поставки
населению и приравненным к нему категориям потребителей, коммерческий оператор руководствуется
приложением к сводному балансу «Объемы потребления электрической энергии (мощности)
населением» (далее – баланс населения). Таким образом, перечень потребителей, участвующих в
формировании регулируемых договоров для населения определяется ФСТ России. Внесение изменений
в баланс населения в течение периода регулирования, связанное с изменением плановых объемов
потребления или с выходом нового субъекта оптового рынка возможно только в случае выхода
соответствующего распоряжения Правительства Российской Федерации.
• До 1 января 2015 года – гарантирующие поставщики, функционирующие в отдельных частях ценовых
зон оптового рынка, состоящих из территорий субъектов Российской Федерации, утвержденных
Правилами оптового рынка, прогнозные объемы потребления электроэнергии и мощности которых,
определенные в сводном балансе, составляют не менее 60 процентов планового потребления электроэнергии и мощности соответствующего субъекта Российской Федерации (далее – потребители в особых
зонах). В перечень субъектов Российской Федерации обозначенных выше входят:
¡ Республика Дагестан
¡ Республика Ингушетия
¡ Кабардино-Балкарская Республика
¡ Карачаево-черкесская Республика
¡ Республика Северная Осетия – Алания
¡ Республика Тыва
¡ чеченская Республика
Для данных территорий Правилами оптового рынка установлены особенности функционирования оптового
и розничных рынков, основной из которых является формирование регулируемых договоров для субъектов оптового рынка, расположенных на этих территориях. Условие о превышении 60 процентов планового потребления однозначно определяет перечень таких потребителей – в него попадают исключительно гарантирующие поставщики первого уровня, бывшие АО-энерго, функционирующие на соответствующих территориях. Свободные
цены на электрическую энергию и мощность, определенные в соответствии с рыночными механизмами зачастую
оказываются выше, чем индикативные цены, установленные ФСТ России для вышеуказанных территорий. Таким образом, формирование регулируемых договоров для потребителей в особых зонах ведет к снижению конечной стоимости электрической энергии и мощности, покупаемой на оптовом рынке данными потребителями.
Потребители с низкой платежной дисциплиной
В отдельную группу, учитываемую при формировании регулируемых договоров, выделяются потребители
с низкой платежной дисциплиной. К числу данных потребителей относятся субъекты оптового рынка, регулярно
нарушающие порядок финансовых расчетов на оптовом рынке и имеющие существенную задолженность перед
поставщиками. Перечень потребителей с низкой платежной дисциплиной утверждается Наблюдательным советом НП «Совет рынка» на каждый период регулирования. Для потребителей с низкой платежной дисциплиной
установлен особый порядок формирования регулируемых договоров (о котором будет рассказано далее), а также некоторые особенности финансовых расчетов на оптовом рынке. В 2011 году перечень потребителей с низкой
платежной дисциплиной почти полностью совпадает с перечнем потребителей в особых зонах.
135
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
Параметры, иСПолЬзУЮщиеСя При
Формировании
регУлирУемыХ договоров
Потери в сетях ЕНЭС
тыс. Гкал. С коллекторов
тыс. Гкал. Отпуск в сеть
147
147
147
147
147
165
–
–
125
115
115
15
115
115
10
–
Поставщики
Всего 125
–
–
ОАО «ТЭЦ»
Всего 125
–
–
125
115
10
115
10
147
ОПТ
125
–
125
РОЗН
–
–
–
Всего покупка ОПТ
ОПТ
–
–
Всего покупка РОЗН
РОЗН
–
–
Покупатели
Всего
–
–
ОАО «Сбыт»
Всего
–
–
ОПТ
–
РОЗН
–
–
–
–
АЭС
165
ГЭС
35
ТЭС
Без потерь ЕНЭС
10
Всего
147
Без потерь ЕНЭС
147
Всего
15
35
РОЗН
PSBT
147
125
Всего поставщики
РОЗН
PTEC
147
–
ОПТ
GTEC
–
–
Всего поставщики
ОПТ
125
Электропотребление Теплоэнергия
Электростанции
оптового рынка
Всего 125
Сальдо-переток
Электростанции
розничного рынка
Белгородская
область
Всего
Всего по территории
ГТП потребления
Cубъект РФ
ГТП генерации
Выработка электроэнергии
Потери в сетях ЕНЭС
ФОРМИРОВАНИЕ
РЕГУлИРУЕМыХ
ДОГОВОРОВ
–
–
–
150
150
150
150
–
150
150
150
150
–
150
150
–
150
150
–
–
–
–
–
–
На рисунке изображен пример одного месяца сводного баланса
электрической энергии. В примере в Белгородской области функционируют
оптовый поставщик ОАО «ТЭЦ» и оптовый потребитель ОАО «СБыТ»
индикативная цена на электрическую энергию – средневзвешенная
стоимость единицы электрической энергии, рассчитываемая в целях
формирования регулируемых договоров на оптовом рынке и используемая для
определения регулируемых тарифов на электрическую энергию (мощность)
на розничных рынках на соответствующий период регулирования.
индикативная цена на мощность – средневзвешенная стоимость
единицы мощности, рассчитываемая в целях формирования регулируемых
договоров на оптовом рынке и используемая для определения регулируемых
тарифов на электрическую энергию (мощность) на розничном рынке на
соответствующий период регулирования.
136
Оптовый рынок. Обращение электрической энергии и мощности в объемах потребления населения
Параметры, иСПолЬзУЮщиеСя При Формировании
регУлирУемыХ договоров
Сводный баланс
Как уже говорилось, РД формируются в соответствии с объемами электрической энергии и мощности,
определенными ФСТ России в сводном балансе. Необходимо более подробно остановиться на тех показателях
сводного баланса, которые используются при формировании РД. Для потребителей это помесячные объемы потребления электрической энергии и собственный максимум потребления населением и приравненными к нему
категориями потребителей (далее – объемы потребления населением), определенные в балансе населения, а
также объемы превышения потребления электрической энергии и собственного максимума потребления потребителями в особых зонах, определенные в соответствии со сводным балансом, над объемами потребления населением данными потребителями (далее – объемы потребления ненаселением).
для поставщиков такими параметрами являются годовой объем поставки электрической энергии и среднегодовой объем поставки мощности по РД, определенные в приложении к сводному балансу (Прогнозные объемы
электрической энергии (мощности), поставляемые субъектами оптового рынка – производителями электрической
энергии (мощности), в ценовых зонах оптового рынка по регулируемым договорам) (далее – баланс поставки по
РД). ФСТ России на 2011 год определяла вышеуказанные объемы следующим образом: определяются коэффициенты поставки по РД по ценовым зонам как отношение суммарной поставки электрической энергии и мощности
в отношении генерирующего оборудования, которое участвует в формировании РД по сводному балансу (сальдопереток для электрической энергии и рабочая мощность за вычетом собственного максимума потребления для
мощности) к суммарному потреблению по РД (объемы потребления населением плюс объемы потребления ненаселением). После чего данные коэффициенты применялись к плановым объемам поставки электрической энергии
и мощности, определенным в сводном балансе (сальдо-переток для электрической энергии и рабочая мощность за
вычетом собственного максимума потребления для мощности), в отношении генерирующего оборудования, участвующего в поставке по РД. Таким образом, для поставщиков одной ценовой зоны, включенных в баланс, доля
поставки по РД в плановой поставке на соответствующий период регулирования одинакова.
Необходимо отметить, что объемы в сводном балансе и приложениях к нему могут быть определены
для группы гтП. Так, для всех ГТП потребления субъекта оптового рынка, расположенных в одном субъекте
Российской Федерации в сводном балансе объемы определены суммарно (одной строкой). Для поставщиков
объемы определяются по группам ГТП генерации, относящимся к одной электростанции (группе электростанций
для каскадов ГЭС). При этом в отдельную строку в сводном балансе выделяются объемы «новых вводов» («новым вводом» считается генерирующее оборудование, не учтенное при формировании сводного баланса на 2007
год) и ГТП ДПМ. Такое формирование сводного баланса по поставщикам связано с различными методиками
ценообразования для этих групп генерирующего оборудования.
для целей компенсации потерь в электрических сетях, регулируемые договоры на поставку электрической энергии заключаются в объемах, увеличенных на три процента по сравнению с объемами
определенными в сводном балансе.
регулируемые цены (тарифы)
Второй большой группой параметров, используемых при формировании регулируемых договоров, которые
определяются государством, являются регулируемые цены (тарифы). В соответствии с постановление Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» под
индикативной ценой на электрическую энергию» («индикативной ценой на мощность») для соответствующей
группы потребителей понимается средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (мощности), рассчитываемая в целях формирования регулируемых договоров на оптовом рынке и используемая для определения
регулируемых тарифов на электрическую энергию (мощность) на розничных рынках на соответствующий период
регулирования;
К регулируемым тарифам (ценам) относятся:
1) регулируемые тарифы (цены) и (или) их предельные (минимальные и (или) максимальные) уровни на
оптовом рынке:
на электрическую энергию (мощность), продаваемую на оптовом рынке по договорам в рамках предельных
(минимального и максимального) объемов продажи электрической энергии (мощности) по регулируемым ценам
(тарифам), определяемых в соответствии с Правилами оптового рынка …;
Как уже было сказано ранее, тарифы на поставку электрической энергии и мощности являются ценой по
РД. При этом тарифы на поставку электрической энергии и мощности по РД рассчитываются ФСТ России различными способами для разных групп генерирующего оборудования – своя методика применяется для «старого» оборудования, «нового» оборудования, генерирующих объектов осуществляющих поставку в вынужденном
режиме, а также объектов ДПМ и новых ГЭС и АЭС.
Индикативные цены на электрическую энергию и мощность устанавливаются ФСТ Росси для каждого субъекта Российской Федерации на соответствующий период регулирования. Одним из основных принципов формирования РД (в соответствии с пунктом 67 Правил оптового рынка) является непревышение стоимости электрической энергии и мощности по РД для каждого потребителя над стоимостью, определенной исходя из объемов
потребления населением (ненаселением) и индикативных цен. Таки образом, индикативные цены устанавливают
средневзвешенную цену электрической энергии и мощности по пакету РД для покупателей. При этом, Основы
ценообразования допускают установление ФСТ России различных индикативных цен в рамках одного субъекта
РФ для целей поставки населению и приравненным категориям потребителей и для целей поставки ненаселению.
коэффициент резервирования
В соответствии с требованиями Правил оптового рынка, мощность по РД продается с коэффициентом
резервирования: объем мощности по РД для потребителя определяется как объем потребления мощности населением (ненаселением), умноженный на коэффициент резервирования в соответствующем месяце по соответствующей ценовой зоне. При этом объем мощности по РД корректируется с учетом требования пункта 67 Правил
оптового рынка (о котором было сказано выше). Коэффициент резервирования мощности, используемый для
расчета объемов поставки мощности по РД для населения (ненаселения), рассчитывается как отношение суммарного объема поставки мощности, определенного в соответствии с балансом поставки по РД к суммарному
объему потребления мощности населением (ненаселением).
137
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФОРМИРОВАНИЕ
РЕГУлИРУЕМыХ
ДОГОВОРОВ
Параметры, иСПолЬзУЮщиеСя При
Формировании регУлирУемыХ
договоров.
Производные Параметры
На рисунке изображены суммарные графики потребления (население
и ненаселение) и пределов регулирования по РД в первой ценовой зоне
в 2011 году по типовым периодам. Типовые периоды пронумерованы
следующим образом: первый типовой период в месяце – рабочий минимум,
второй – рабочий пик, далее рабочий полупик, выходной минимум и
выходной полупик.
МП – матрица прикрепления
138
Оптовый рынок. Обращение электрической энергии и мощности в объемах потребления населения
Производные Параметры регУлирУемыХ договоров
типовые периоды
При расчете матрицы прикрепления объемы электрической энергии по каждому регулируемому договору определяются для каждого часа соответствующего периода регулирования. Однако, в связи с большой вычислительной сложностью формирования матрицы прикрепления в почасовом разрезе, объемы электрической
энергии по регулируемым договорам формируются по группам часов – типовым периодам. типовой период –
множество часов определенного месяца периода регулирования, в котором потребления в энергосистеме имеет
схожий характер. Всего выделяется по пять типовых периодов на каждый месяц (60 типовых периодов в год)
– рабочий день пик, рабочий день полупик, рабочий день минимум, выходной день полупик, выходной день минимум. Так, например, часы с нулевого по десятый первого января 2011 году относятся к типовому периоду «январь
выходной минимум», а с одиннадцатого по двадцать второй – к типовому периоду «январь выходной полупик».
Объем электрической энергии по регулируемым договорам одинаков для всех часов, относящихся к одному типовому периоду. Календари типовых периодов определяются в соответствии с производственным календарем
на соответствующий период регулирования и утверждаются Наблюдательным советом НП «Совет рынка».
графики потребления
В связи с тем, что объемы электрической энергии по регулируемым договорам определяются для каждого часа,
а объемы потребления электрической энергии населением (ненаселением) в сводном балансе определяются помесячно, коммерческий оператор формирует для каждого потребителя (в отношении каждой ГТП), участвующего в
формировании регулируемых договоров почасовые графики потребления по регулируемым договорам. Для объемов
потребления населением данные графики формируются исходя из коэффициентов профиля потребления населения
по типовым периодам, которые указывают, насколько различается потребление в каждом типовом периоде месяца.
Например, если коэффициент пика рабочего дня сентября в два раза выше, чем коэффициент минимума выходного
дня сентября, то для всех участников соответствующего субъекта Российской Федерации объем потребления населением по регулируемым договорам в пике рабочего дня будет в два раза выше, чем в минимуме выходного дня.
коэффициенты профиля потребления населения по типовым периодам утверждены Наблюдательным советом
НП «Совет рынка» в 2010 году. При этом считается, что профили потребления населения всех субъектов оптового
рынка, расположенных в одном субъекте Российской Федерации одинаковы. Значения данных коэффициентов использовались при формировании регулируемых договоров для населения начиная с 2008 года.
Аналогичные графики потребления для объемов ненаселения формируются на основании статистики фактического потребления электрической энергии за предыдущий период регулирования. Фактическое потребление электрической энергии потребителей в особых зонах (в отношении ГТП) сворачивается до представления в виде типовых
периодов, нормируется до величины потребления электрической энергии, определенной в сводном балансе для таких потребителей, и из полученных графиков потребления вычитаются графики потребления населением.
Пределы регулирования
Для формирования объемов потребления электрической энергии по регулируемым договорам используются описанные выше графики потребления. Для поставщиков аналогичных величин не формируется. Однако
необходимо обеспечить адекватность объемов поставки электрической энергии по регулируемым договорам для
поставщиков, например весь годовой объем поставки определенного поставщика можно «привязать» по регулируемым договорам в одном типовом периоде. Для того чтобы не возникало таких ситуаций вводятся пределы
регулирования, использующиеся при формировании регулируемых договоров (далее – пределы регулирования в
РД). Смысл их заключается в следующем: суммарный объем поставки электрической энергии электростанции по
регулируемым договорам в типовом периоде лежит в диапазоне от верхнего до нижнего предела регулирования
в РД. Пределы регулирования в РД должны удовлетворять двум требованиям – с одной стороны они должны обеспечивать адекватную загрузку электростанции по регулируемым договорам по типовым периодам, а с другой
стороны – обеспечивать возможность формирования матрицы прикрепления (покрывать суммарное потребление по ценовой зоне с учетом тарифов и индикативных цен). Методика формирования пределов регулирования
по РД определяется Договором о присоединении и заключается в следующем: для каждой станции на основании
балансового объема и суммарного профиля потребления по ценовой зоне строится аналог величина плановой
поставки в каждом типовом периоде. После чего к данной величине применяются повышающие и понижающие
коэффициенты (для верхнего и нижнего предела регулирования по РД соответственно), рассчитанные в соответствии с пределами регулирования, использующимися системным оператором при формировании расчетной
модели за предыдущий период регулирования, и суммарным торговым графиком, складывающимся по каждой
станции в соответствующем часе. Полученные предварительные пределы регулирования по РД корректируются
для обеспечения их корректного применения: верхний предел обрезается по рабочей мощности, определенной в
соответствии со сводным балансом, при необходимости верхний и нижний пределы регулирования расширяются
для создания диапазона, необходимого для возможности формирования матрицы прикрепления.
коэффициенты отнесения балансовых объемов к гтП (станции)
Как было сказано ранее, объемы потребления электрической энергии и мощности могут быть определены в
сводном балансе суммарно по группе ГТП потребления или генерации. Для того, чтобы сформировать регулируемые договоры в отношении станции (группы ГТП генерации, относящихся к одной станции) и ГТП потребления,
коммерческий оператор собирает от участников рынка коэффициенты распределения балансовых объемов по
ГТП потребления и по станциям. Например, если у энергосбытовой организации в каком-то субъекте Российской
Федерации получено право торговли по состоянию на 1 января периода регулирования по двум ГТП, то ей необходимо будет определить два коэффициента отнесения, дающие в сумме единицу.
139
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФОРМИРОВАНИЕ
РЕГУлИРУЕМыХ
ДОГОВОРОВ
ФСт
БизнеС-ПроцеСС Утверждения
регУлирУемыХ договоров.
раСчет матрицы ПрикреПления
ко
Утверждение
сводного
баланса
расчет
производных
параметров
расчет матрицы
прикрепления
нП Ср
Утверждение
регулируемых
цен (тарифов)
Сбор
коэффициентов
распределения
Публикация
результатов
Со
Проведение
ком
140
Согласование
матрицы
прикрепления
Утверждение
матрицы
прикрепления
Оптовый рынок. Обращение электрической энергии и мощности в объемах потребления населения
БизнеС-ПроцеСС Утверждения рд.
раСчет матрицы ПрикреПления
основные процессы, предваряющие формирование матрицы прикрепления:
• проведение системным оператором конкурентного отбора мощности;
• утверждение ФСТ России сводного баланса, тарифов на поставку электрической энергии и мощности
по регулируемым ценам (тарифам), индикативных цен;
• расчет коммерческим оператором производных параметров регулируемых договоров;
• сбор коммерческим оператором коэффициентов распределения балансовых объемов;
объемы и цены (тарифы), утверждаемые ФСт россии, напрямую используются при формировании матрицы прикрепления и определяют состав субъектов оптового рынка, участвующих в формировании рд. Результаты проведения конкурентного отбора мощности сужают состав поставщиков по РД (исключается ГТП генерации, не прошедшие отбор). Расчет матрицы прикрепления становится возможен только после того как завершились
все вышеуказанные процессы. При этом, на расчет матрицы прикрепления, в связи с большой вычислительной сложностью задачи, коммерческому оператору требуется достаточно продолжительный период времени. По сложившейся статистике цены, используемые при формировании РД, утверждаются ФСТ России во второй половине декабря
года, предшествующего периоду регулирования. В связи с этим, на протяжении всего существования РД, они формируются по следующей схеме: сначала формируется и утверждается Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
временная матрица прикрепления на первые два (три) месяца периода регулирования. Объемы электрической энергии и мощности по регулируемым договорам, определенные во временной матрице, необходимы для проведения
коммерческим оператором корректных расчетов с применением прочих механизмов торговли на оптовом рынке. Во
время действия временной матрицы прикрепления, коммерческий оператор формирует полную (годовую) матрицу
прикрепления (первые два (три) месяца которой полностью совпадают с временной) и выносит ее на утверждение.
Перед утверждением матрицы прикрепления, коммерческий оператор публикует проект матрицы прикрепления для
участников оптового рынка.
расчет матрицы прикрепления
С математической точки зрения процесс формирования матрицы прикрепления формулируется как задача линейного программирования:
Т.е. требуется найти такое значения вектора переменных , при
которых
достигает максимума и выполняется множество ограничений
. В задаче формирования матрицы прикрепления в качестве переменных (элементов вектора ) выступают величины контрактов между поставщиком и потребителем в соответствующем типовом периоде (для электрической энергии) или месяце (для
мощности). Если по результатам расчета переменная равна нулю, контракт не формируется.
Список применяемых в расчете матрицы прикрепления ограничений:
• ограничения для потребителей:
¡ график потребления – для каждой ГТП потребления в каждом типовом периоде сумма объемов поставки
электрической энергии по регулируемым договорам равна ее графику потребления с учетом 3% потерь;
¡ величина мощности – для каждой ГТП потребления в каждом месяце суммарный объем мощности по РД
равен ее плановому потреблению мощности (определенному в соответствии со сводным балансом),
умноженному на коэффициент резервирования по ценовой зоне (с учетом требования пункта 67 Правил
оптового рынка);
¡ Стоимостные ограничения – для каждой ГТП потребления суммарная стоимость электрической
энергии и мощности по РД не превышает стоимости, определенной исходя из балансовых объемов
и индикативных цен. Стоимостные ограничения для потребителей применяются в отношении и
периода регулирования, и каждого квартала. И если годовые стоимостные ограничения
выдерживаются строго, то по квартальным – допускаются нарушения в пределах определенного
коридора (как вверх, так и вниз), одинакового для всех потребителей ценовой зоны.
• ограничения для поставщиков:
¡ Пределы регулирования – для каждой электростанции в каждом типовом периоде суммарный объем
электрической энергии по регулируемым договорам находится между верхним и нижним пределом
регулирования по РД;
¡ годовая величина электрической энергии (мощности) – для каждой электростанции сумма объемов
поставки электрической энергии (мощности) по РД за год равна объему электрической энергии
(умноженному на 12 объему мощности), определенному в балансе поставки по РД для данной.
Допускается нарушение данных ограничений в пределах небольшого (порядка 1 процента) коридора,
одинакового для всех поставщиков ценовой зоны.
¡ месячная величина мощности – для каждой электростанции сумма объемов мощности в месяце по РД
равна объему мощности, определенному в балансе поставки по РД для данной электростанции.
Допускается нарушение данных ограничений в пределах определенного коридора, одинакового для
всех поставщиков ценовой зоны.
¡ ограничения прикрепления потребителей с низкой платежной дисциплиной – для каждого такого
потребителя РД формируются таким образом, что стоимость электрической энергии и мощности по
РД распределяется между всеми генерирующими компаниями, пропорционально их выручке,
определенной исходя из тарифов и объемов электрической энергии и мощности, указанных в балансе
поставки по РД в отношении электростанции поставщика, которые расположены в одной ценовой
зоне с указанным потребителем. Таким образом, все генерирующие компании ценовой зоны
получают одинаковую финансовую нагрузку потребителей с низкой платежной дисциплиной.
При формировании матрицы прикрепления в качестве целевой функции используется критерий минимизации объемов РД между субъектами оптового рынка, функционирующими на территории разных субъектов
Российской Федерации. Таким образом, при прочих равных условиях, РД будет в первую очередь сформирован
между ГТП потребления и электростанцией, расположенными на территории одного субъекта Российской Федерации.
141
раздел деСятый
оПтовый рынок.
организация торговли
электричеСкой энергией
Борохов вадим александрович
Начальник Департамента сопровождения торговли электрической энергией
Управления развития конкурентного ценообразования НП «Совет рынка»
Ph.D
григорьева елена валерьевна
Начальник отдела финансовых расчетов по мощности
Департамента финансовых расчетов ОАО «АТС»
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РыНОК
«НА СУТКИ ВПЕРЕД»
выБор СоСтава вклЮченного
генерирУЮщего оБорУдования
генерирующее оборудование на орэ
единицы генерирующего оборудования тэС,
состояние которых может определяться по
итогам оптимизационного расчета вСвго
Состояние
определяется
по заявке
единицы генерирующего оборудования,
состояние которых в оптимизационном
расчете вСвго всегда является заданным
режимные
генераторы
вынужденные
режимы
Состояние вкл.
фиксируется до
оптимизационного
расчета в связи с
обеспечением
системной надежности
Состояние вкл.
фиксируется до
оптимизационного
расчета
по иным причинам,
(напр., в связи с
производством
тепловой анергии,
состоянием
оборудования)
• аэС
• гэС
Состояние вкл./выкл.
фиксируется до
оптимизационного расчета
в соответствии с Правилами оптового рынка:
расчетная модель – описание электроэнергетической системы, предназначенное для построения математической модели процесса производства,
передачи и потребления электрической энергии и мощности, с помощью которой рассчитываются реализуемые в этой электроэнергетической системе
объемы производства и потребления электрической энергии и мощности и
соответствующие им цены;
Системные ограничения – предельно допустимые значения технологических параметров функционирования Единой энергетической системы России (далее – ЕЭС России) (в том числе уровня напряжения и пропускной
способности электрической сети), обусловленные параметрами работы объектов электроэнергетики;
Узел расчетной модели – составная часть расчетной модели, соответствующая соединениям описанных в расчетной модели электрических сетей и
местам присоединения к ним потребляющих и (или) генерирующих объектов
(при этом каждый генерирующий объект, присоединенный к сетям высокого
напряжения, описывается в расчетной модели отдельно).
144
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
ПроцедУра выБора СоСтава вклЮченного
генерирУЮщего оБорУдования (вСвго)
расчетная модель
В целях определения технологически реализуемого режима производства и потребления электрической
энергии и соответствующих ему равновесных цен на территории ценовых зон оптового рынка используется так
называемая расчетная модель электроэнергетической системы. Расчетная модель в качестве необходимых
составляющих включает расчетную схему электроэнергетической системы, данные о параметрах генерирующего оборудования (максимальные и минимальные объемы производства электрической энергии на объектах генерации, скорость сброса/набора нагрузки, пр.) и системные ограничения, описывающие предельно
допустимые значения технологических параметров функционирования Единой энергетической системы России.
Расчетная схема энергетической системы включает набор узлов нагрузки и потребления, соединенных
линиями, моделирующими линии электропередач. Генерирующее оборудование производителей и энергопринимающие устройства потребителей электрической энергии являются отнесенными к соответствующим узлам
расчетной модели.
Процедура вСвго
Вследствие отсутствия технологической возможности ежесуточных включений и отключений генерирующего оборудования подавляющего большинства действующих электростанций в Российской Федерации, процедура выбора состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО) отделена от процедуры конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед.
Для участия в процедуре ВСВГО поставщики подают коммерческому оператору оптового рынка ценовые
заявки в отношении (групп) единиц генерирующего оборудования с указанием пар <цена-количество> в отношении производства электрической энергии, а также стоимости пуска 1 МВт установленной мощности указанного
оборудования. Данные ценовые заявки ВСВГО поставщиков передаются коммерческим оператором системному
оператору.
В целях минимизации стоимости производства электрической энергии системный оператор на основе поданных поставщиками ценовых заявок ВСВГО, прогноза потребления электрической энергии, топологии и параметров электрических сетей, требований по поддержанию резервов мощности, иных величин, осуществляет:
¡ выбор состава включенного генерирующего оборудования и
¡ выбор генерирующего оборудования, находящегося в резерве,
на семидневный период (с возможностью проведения уточнения выбранного состава оборудования в отношении
более короткого временного периода).
генерирующее оборудование поставщиков участвует в оптимизационном расчете вСвго на основе
следующих принципов. Некоторые генерирующие объекты являются выбранными в состав включенного генерирующего оборудования на соответствующие часы периода ВСВГО до проведения оптимизационного расчета
ВСВГО и являются частью входных данных для расчета. К таким генерирующим объектам отнесены
• генерирующее оборудование АЭС и ГЭС;
• генерирующее оборудование, находящееся в вынужденных состояниях, определенное системным
оператором на основании поданных поставщиками системному оператору данных о действующих
в период ВСВГО системных ограничениях, уведомлений о составе и параметрах генерирующего
оборудования;
• режимные генераторы, назначенные системным оператором вследствие того, что включенное состояние
или режим работы данного генерирующего оборудования являются обязательно необходимыми
в целях обеспечения поддержания параметров электроэнергетического режима в области допустимых
значений, в том числе при возникновении нормативных возмущений, без использования аварийной
взаимопомощи из сопредельных государств и (или) ввода графиков аварийного ограничения режима
потребления.
Состояние остального генерирующего оборудования в соответствующие часы периода ВСВГО определяется по итогам решения оптимизационной задачи ВСВГО с учетом информации о составе и параметрах генерирующего оборудования для целей ВСВГО, содержащейся в уведомлениях о составе и параметрах генерирующего
оборудования ценовых заявок ВСВГО, прогнозируемых системным оператором величин потребления электрической энергии по территориям субъектов Российской Федерации и прогнозные объемы сальдо-перетоков по сечениям экспорта-импорта, прогнозных графиков нагрузки ГЭС, необходимых объемов резервов активной мощности на разгрузку и загрузку, утвержденных системным оператором годовых и месячных графиков ремонтов
оборудования электростанций и электросетевого оборудования, пр.
При проведении коммерческим оператором конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед состав
включенного генерирующего оборудования предполагается неизменным. При этом ценовые заявки вСвго,
соответствующие генерирующему оборудованию поставщиков, выбранному в состав включенного, являются ограничительными для их ценовых заявок на конкурентный отбор на рынке на сутки вперед.
145
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РыНОК
«НА СУТКИ ВПЕРЕД»
оСновные БизнеС-ПроцеССы рынка
«на СУтки вПеред»
исходные данные
итоги расчета
актуализированная расчетная модель
равновесные цены
ценовые заявки вСвго поставщиков
Плановое почасовое
производство/потребление
Уведомления покупателей
о максимальных плановых почасовых
объемах потребления
Плановые объемы нагрузочных
потерь, перетоков между
ценовыми зонами и
неценовыми зонами, перетоков
между ценовыми зонами,
экспорта, импорта, пр.
ценовые заявки участников
зарегистрированные объемы поставки
по свободным договорам
объемы и стоимости
купленной/проданной на рСв
электроэнергии, учтенные в
торговой системе объемы
поставки по свободным
договорам
Примечание: на рисунке представлены лишь наиболее существенные
данные.
основные бизнес-процессы рынка «на сутки вперед»:
• до 13-30 суток Х-1, где Х – данные операционные сутки, системный оператор передает в коммерческий оператор реестр включенного генерирующего оборудования;
• покупатели представляют системному оператору информацию об объемах максимального планового почасового потребления до 8-30 суток Х-1;
• участники оптового рынка подают ценовые заявки коммерческому оператору до 13-30 суток Х-1;
• системный оператор передает в коммерческий оператор актуализированную расчетную модель (в том числе, информацию о переданных участниками объемах максимального планового почасового потребления) до 14-00
суток Х-1;
• коммерческий оператор передает системному оператору ценовые заявки участников до 14-00 суток Х-1;
• коммерческий оператор публикует информацию о результатах конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед на персональных страницах участников до 19-00 суток Х-1;
• в течение первого календарного дня месяца, следующего за расчетным
месяцем, коммерческий оператор публикует на персональных страницах
участников информацию об объемах и итоговой стоимости купленной/проданной на РСВ электрической энергии.
146
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
рынок «на СУтки вПеред»
По итогам ВСВГО системный оператор определяет плановый состав включенного генерирующего оборудования, а также значения нижнего и верхнего предела регулирования генерирующего оборудования поставщиков
– участников оптового рынка. Так как при расчете рынка на сутки вперед заданный системным оператором состав включенного генерирующего оборудования предполагается неизменным, то – поскольку объем планового
почасового производства не может быть ниже объема электрической энергии, соответствующего нижнему пределу регулирования, (за исключением специальных случаев расчета), – на рынке на сутки вперед поставщики
конкурируют за объемы производства электрической энергии в пределах регулировочного диапазона.
рынок «на сутки вперед» (рСв) основан на конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед,
проводимом ежедневно за сутки до реального времени одновременно в отношении всех часов указанных суток. По результатам указанного отбора формируются объемы планового почасового производства и объемы
планового почасового потребления, а также соответствующие им равновесные цены в узлах расчетной
модели.
главный критерий отбора ценовых заявок – максимизация совокупного выигрыша участников рСв.
По итогам аукциона коммерческий оператор определяет объемы планового почасового потребления покупателей и объемы планового почасового производства поставщиков на РСВ, а также равновесные узловые цены в
узлах расчетной модели. Указанные узловые цены агрегируются до уровня групп точек поставки (ГТП) и формируют цены РСВ в ГТП участников оптового рынка.
Для целей проведения коммерческим оператором конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед
системный оператор передает в коммерческий оператор актуализированную расчетную модель, в составе
которой содержится в том числе информация о топологии и параметрах электрической сети, ограничениях на
перетоки электрической энергии по контролируемым сечениям, прогнозных объемах поузлового потребления и
производства электрической энергии, прогнозных объемах нагрузочных потерь (потерь электрической энергии,
зависящих от передаваемого по электрической линии объема электрической энергии), состоянии единиц генерирующего оборудования, ограничениях на минимальную/максимальную активную мощность и сброса набора
нагрузки по соответствующему генерирующему оборудованию, объемах заявленного покупателями максимального планового почасового потребления.
В результате расчета РСВ определяются равновесные цены на электрическую энергию в узлах расчетной модели – узловые цены. При этом указанные узловые цены учитывают нагрузочные потери электрической
энергии и системные ограничения.
механизмы торговли на рСв
На РСВ осуществляется торговля электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам, а также
по регулируемым ценам.
к механизмам торговли электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам Правилами
оптового рынка отнесены:
• торговля электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам, определенным по итогам
конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед;
• торговля электрической энергией по свободным договорам купли-продажи электрической энергии и
по свободным договорам купли-продажи электрической энергии и мощности.
К механизмам торговли электрической энергией по регулируемым ценам отнесены:
• торговля электрической энергией по регулируемым договорам;
• торговля электрической энергией, производимой на генерирующих объектах, производящих электрическую энергию в вынужденном режиме;
• торговля электрической энергией, производимой на генерирующих объектах, поставляющих мощность
в вынужденном режиме, – в отдельных случаях;
• продажа электрической энергии, купленной по регулируемым договорам и не включенной в торговый
график покупателя, – для покупателей, функционирующих в отдельных частях ценовых зон.
В случаях применения механизмов «сглаживания» равновесных цен, (см. раздел «Особые случаи ценообразования на рынке «на сутки вперед»), установления системным оператором дополнительных ограничений на
минимальную активную мощность генерирующего оборудования, а также в иных случаях часть объемов электрической энергии оплачивается на РСВ по ценам в заявках поставщиков.
ценовая заявка на рСв
Основной инструмент, используемый при расчете РСВ, – ценовая заявка участника оптового рынка, в
которой указываются объемы электрической энергии и соответствующие им цены, по которым участник готов
купить/продать электрическую энергию на оптовом рынке.
Упрощенная интерпретация ценовой заявки: «Ценовая заявка на покупку (продажу) электрической энергии
по ГТП означает готовность участника включить указанные в заявке объемы электрической энергии в объемы
планового почасового потребления (производства), в случае если цена РСВ в ГТП формируется не выше (не
ниже) указанной в заявке цены на соответствующие объемы» может не является верной в случае применения
на РСВ механизмов «сглаживания» равновесных цен, существенности ограничений по скорости сброса/набора
нагрузки включенного в данную ГТП генерирующего оборудования, установления системным оператором дополнительных ограничений на минимальную активную мощность генерирующего оборудования, включенного в
данную ГТП.
147
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РыНОК
«НА СУТКИ ВПЕРЕД»
оБраБотка коммерчеСким оПератором
ценовыХ заявок УчаСтников
обработка ко ценовых заявок поставщиков
ценовая заявка на рСв
корректировка под
ценовую заявку вСвго
разнесение ценовой
заявки по рге
обработка ко ценовых заявок покупателей
ценовая заявка на рСв
корректировка под
объем мППП
разнесение ценовой
заявки по узлам
расчетной модели
рге (режимная генерирующая единица) – группа единиц генерирующего
оборудования, относящихся к одной группе точек поставки и привязанных к
одному узлу расчетной модели.
148
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
оБраБотка коммерчеСким оПератором
ценовыХ заявок УчаСтников
обработка коммерческим оператором ценовых заявок поставщиков
Поставщики подают ценовые заявки для участия в конкурентном отборе ценовых заявок на сутки вперед
в отношении операционных суток по каждой ГТП генерации. Данные ценовые заявки содержат следующие
компоненты:
• не более трех основных пар <цена-количество> в отношении объемов электрической энергии,
производимых с применением единиц генерирующего оборудования, отнесенных к данной ГТП,
состояние которых является включенным на соответствующий час операционных суток согласно
актуализированной расчетной модели;
• одну дополнительную пару <цена-количество> в отношении объемов мощности единиц генерирующего
оборудования, отнесенных к данной ГТП, состояние которых является выключенным на соответствующий час операционных суток согласно актуализированной расчетной модели, выбранных в холодный
резерв. Данная пара <цена-количество> в процедуре конкурентного отбора РСВ не участвует и используется системным оператором при определении генерирующего оборудования, дополнительно
включаемого в рамках функционирования балансирующего рынка.
При этом число различных значений цены во всех основных парах <цена-количество> в ценовой заявке в
отношении всех часов данных операционных суток не должно превышать трех.
Ценовые заявки по данной ГТП генерации могут содержать почасовые подзаявки в отношении каждого
часа операционных суток, либо интегральные подзаявки в отношении некоторой совокупности часов данных
операционных суток (в настоящее время применяются интегральные подзаявки в отношении всех часов операционных суток либо в отношении периодов с 0-го по 9-ый час и с 10-го по 23-ий час). В передаваемой системным
оператором в коммерческий оператор актуализированной расчетной модели содержится, в том числе, информация о состоянии единиц генерирующего оборудования поставщиков в отношении каждого часа операционных
суток Х, ограничениях на минимальную/максимальную мощность генерирующего оборудования поставщиков.
Коммерческий оператор проверяет основные пары <цена-количество> в ценовых заявках поставщиков,
поданных ими для участия на РСВ, на соблюдение требования непревышения ими основных пар ценовых заявок ВСВГО в отношении включенного генерирующего оборудования согласно актуализированной расчетной
модели: в случае несоблюдения данного требования коммерческий оператор снижает цены в основных парах
<цена-количество> в ценовых заявках поставщиков на РСВ до требуемого уровня.
Также, коммерческий оператор модифицирует цены в дополнительных парах <цена-количество> в ценовых заявках поставщиков на РСВ, в случае превышения ими соответствующих величин стоимости пуска 1 МВт
установленной мощности, указанных в ценовых заявках ВСВГО. Каждая единица генерирующего оборудования,
включенная в данную ГТП генерации, является отнесенной к одной режимной генерирующей единице (РГЕ).
При этом каждая РГЕ является отнесенной только к одному узлу расчетной модели (также, к одному узлу могут
быть отнесены несколько РГЕ). Поэтому разнесение ценовой заявки, сформированной по ГТП генерации, по
узлам расчетной модели может быть достигнуто посредством ее разнесения по РГЕ, отнесенным к данной ГТП.
Для целей проведения конкурентного отбора ценовых заявок на РСВ на основе актуализированной расчетной
модели коммерческий оператор формирует в отношении каждой РГЕ, отнесенной к данной ГТП генерации, поузловые модельные пары <цена-количество> посредством разнесения по РГЕ сформированных по данной ГТП
основных пар <цена-количество>. Вследствие неизменности состава включенного генерирующего оборудования
при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, объемы торгового графика по РГЕ не
должны быть ниже объема электрической энергии, соответствующего нижнему пределу регулирования по РГЕ,
определяемому как максимум из суммарного технического минимума по РГЕ, технологического минимума по
РГЕ, установленного системным оператором минимального уровня активной мощности по РГЕ. (В некоторых
специальных случаях данное условие в отношении планового почасового производства по РГЕ может не соблюдаться). Поэтому в отношении каждой РГЕ коммерческий оператор формирует ценопринимающуую поузловую
модельную пару <цена-количество> на объем нижнего предела регулирования по данной РГЕ.
обработка коммерческим оператором ценовых заявок покупателей
До 8-30 суток Х-1 покупатели подают системному оператору уведомления о максимальном плановом почасовом потреблении по ГТП потребления в отношении каждого часа операционных суток Х. До 13-30 суток Х-1
покупатели подают в коммерческий оператор ценовые заявки на РСВ по ГТП потребления. В переданной системным оператором в коммерческий оператор актуализированной расчетной модели содержатся, в том числе,
информация об указанных покупателями в уведомлениях объемах максимального планового почасового потребления, а также данные о прогнозных объемах потребления в узлах расчетной модели. В случае если суммарные по территории указанные системным оператором прогнозные объемы поузлового потребления существенно
отличаются от заявленных покупателями объемов потребления, коммерческий оператор соответствующим образом модифицирует заявленные покупателями величины максимального планового почасового потребления.
Данные объемы являются ограничением для указываемых покупателями объемов в ценовых заявках, подаваемых на РСВ. Для целей разнесения ценовых заявок покупателей по узлам расчетной модели и формирования
поузловых модельных пар <цена-количество> применяются коэффициенты отнесения ГТП потребления к узлам
расчетном модели. Для ГТП потребления, не представленной в расчетной модели в качестве энергорайона, (ГТП
потребления типа «Нагрузка») указанные коэффициенты определяются системным оператором в рамках процедуры регистрации ГТП потребления. Для ГТП потребления, представленной в расчетной модели в качестве
энергорайона, (ГТП потребления типа «Система») системный оператор в рамках процедуры регистрации ГТП
потребления определяет перечень узлов расчетной модели, к которым отнесена данная ГТП, без указания значений соответствующих коэффициентов отнесения. На основе определенных системным оператором объемов прогнозного потребления в узлах расчетной модели, заявленных участниками объемов потребления, исторических
данных о потреблении, коммерческий оператор рассчитывает коэффициенты отнесения ГТП потребления типа
«Система» к узлам расчетном модели.
149
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РыНОК
«НА СУТКИ ВПЕРЕД»
ценооБразование на рынке
«на СУтки вПеред»
Пример распределение равновесных цен на территории Московской энергосистемы в некоторый час. Наличие более дешевой генерации вне Московского кольца приводит к экономической целесообразности перетока
электрической энергии внутрь Московского кольца с целью замещения
расположенной в нем более дорогой генерации. Вследствие наличия существенного ограничения по передаче электрической энергии внутрь Московского кольца, лишь часть спроса в Московском кольце удовлетворяется за
счет более дешевого перетока, что приводит к формированию равновесной
цены внутри кольца на уровне цен в ценовых заявках дорогой генерации.
Существенная разница равновесных цен по разную сторону от контролируемого сечения свидетельствует о полном использовании пропускной способности контролируемого сечения и означает, что вклад данного ограничения
в разницу указанных равновесных цен является доминирующим.
Узел расчетной модели – составная часть расчетной модели, соответствующая соединениям описанных в расчетной модели электрических сетей и
местам присоединения к ним потребляющих и (или) генерирующих объектов
(при этом каждый генерирующий объект, присоединенный к сетям высокого
напряжения, описывается в расчетной модели отдельно).
150
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
ценооБразование на рынке «на СУтки вПеред»
равновесные цены отвечают балансу между плановыми объемами производства и потребления с учетом
системных ограничений и плановых объемов потерь электрической энергии. На РСВ в каждой ценовой зоне
соблюдается баланс между объемами планового почасового потребления, увеличенными на объемы перетоков электрической энергии из данной ценовой зоны и плановые нагрузочные потери электрической энергии, и
объемами планового почасового производства, увеличенными на объемы перетоков электрической энергии в
данную ценовую зону.
равновесная цена в узле расчетной модели соответствуют множителю лагранжа к балансовому ограничению в данном узле, что означает, что равновесные цены определяются исходя из принципов маржинального
ценообразования и равны (со знаком «минус») изменению совокупной функции благосостояния рынка при
увеличении потребления в данном узле на единичный объем электрической энергии (который является пренебрежимо малым в масштабах рассматриваемой части энергосистемы).
Для иллюстрации данного принципа рассмотрим итог расчета РСВ в ценовой зоне в отношении некоторых
операционных суток. При этом предположим, что в отношении всех покупателей на оптовом рынке сформированы только ценопринимающие заявки. По итогам расчета РСВ определен некоторый сбалансированный режим в
отношении данного часа, а также значение суммарной стоимости производства электрической энергии исходя из
ценовых заявок продавцов. Для определения равновесной цены в данном узле в рассматриваемый час поместим
в этот узел потребителя с малым объемом потребления и проведем расчет нового сбалансированного режима
РСВ в общем случае с иными объемами планового почасового производства/потребления, плановых объемов
потерь, перетоков электрической энергии из данной ценовой зоны и в данную ценовую зону, (в том числе, и в
иные часы данных операционных суток). Соответствующее увеличение стоимости производства электрической
энергии, рассчитанное исходя из цен в ценовых заявках продавцов по итогам расчета РСВ, отнесенное к указанному объему потребления, даст значение равновесной цены в рассматриваемом узле. Таким образом, в данном
примере равновесная цена в рассматриваемом узле может быть интерпретирована как стоимость производства
и доставки последнего единичного объема электрической энергии в данный узел.
Учитывая наличие требования формирования ценопринимания в ценовых заявках поставщиков на объемы
нижнего предела регулирования на РСВ, а также подачу ГЭС только ценопринимающих заявок, исходя из принципа определения равновесной цены следует, что равновесная цена может сложиться равной нулю в некоторых
узлах расчетной модели в отдельные часы операционных суток.
на значения равновесных цен влияют, в том числе:
• ценовые заявки участников оптового рынка;
• состав и параметры выбранного системным оператором состава включенного генерирующего
оборудования (в том числе заданные участниками и/или системным оператором ограничения на
минимальную/максимальную активную мощность);
• топология и параметры представленных в расчетной модели элементов электрических сетей;
• ограничения на перетоки электрической энергии по контролируемым сечениям;
• перетоки электрической энергии из ценовой зоны и в ценовую зону.
Имеет место формула разложения равновесной цены: равновесная цена в данном узле равна сумме
трех следующих компонент:
• равновесной цены в некотором референтном узле;
• компоненты, обусловленной учетом нагрузочных потерь в электрических линиях, представленных
в расчетной модели;
• компоненты, обусловленной учетом ограничений на перетоки электрической энергии по контролируемым сечениям.
При этом каждая из указанных компонент зависит от выбора референтного узла и в зависимости от используемого в данной формуле референтного узла может быть как положительной, так и отрицательной величиной.
Поэтому вклад нагрузочных потерь и ограничений на перетоки электрической энергии по контролируемым сечениям в равновесную цену в данном узле существенно зависит от выбора реферетного узла.
При применении особых случаях ценообразования на РСВ (см. раздел «Особые случаи ценообразования
на рынке «на сутки вперед») равновесные цены могут не обладать изложенными в данном разделе свойствами.
151
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РыНОК
«НА СУТКИ ВПЕРЕД»
оСоБые СлУчаи ценооБразования
на рынке «на СУтки вПеред»
Цена
Продажа э/э по РД, по СДД,
и по ценам РСВ
Снижение цен в заявках до
рег. уровней цен (тарифов)
на э/э, применяемых в
период гос. рег., с оплатой по
цене в заявке
Цена РСВ
без
«сглаживания»
Цена РСВ
со
«сглаживанием»
Регулируемые уровни
цен (тарифов) на э/э
поставщиков
Потребление на рСв
объем «сглаживания»
выраженный в √р
152
Объем
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
оСоБые СлУчаи ценооБразования на рынке
«на СУтки вПеред»
механизм «сглаживания» равновесных цен из-за формирования относительного изменения цен рСв
выше предельного уровня
Коммерческий оператор ежедневно по итогам проведения расчета РСВ на сутки Х определяет средневзвешенную равновесную цену в каждой ценовой зоне оптового рынка. В случае если периоды {X-2,X-1,X} и
{X-9,X-8,X-7} не включают праздничные дни, перенесенные рабочие/выходные дни и каждые сутки указанных периодов включают не менее 15 часов (в которые процедура конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед
в данной ценовой зоне признана состоявшейся) с долей суммарного по ценовой зоне ценопринимания поставщиков, включенного в объемы планового почасового производства, не выше 95%, коммерческий оператор рассчитывает темп изменения равновесных цен на электрическую энергию в данной ценовой зоне за трехдневный
период как изменение (в %) средневзвешенной по часам трехдневного периода {Х-2,Х-1,Х} равновесной цены в
ценовой зоне от средневзвешенной по часам трехдневного периода {Х-9,Х-8,Х-7} равновесной цены в ценовой
зоне. В случае если периоды {X-13,...,X-7} и {X-6,..,X} включают не более 2 праздничных дней и/или перенесенных
рабочих/выходных дней и каждые остальные сутки указанных периодов включают не менее 15 часов (в которые
процедура конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в данной ценовой зоне признана состоявшейся) с долей суммарного по ценовой зоне ценопринимания поставщиков, включенного в объемы планового
почасового производства, не выше 95%, коммерческий оператор рассчитывает темп изменения равновесных
цен на электрическую энергию в данной ценовой зоне за семидневный период как изменение (в %) средневзвешенной по часам семидневного периода {X-6,..,X} равновесной цены в ценовой зоне от средневзвешенной по
часам семидневного периода {X-13,...,X-7} равновесной цены в ценовой зоне. При проведении данных расчетов
коммерческий оператор исключает часы суток с долей суммарного по ценовой зоне ценопринимания поставщиков, включенного в объемы планового почасового производства, выше указанной величины, а также часы,
в которые процедура конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в данной ценовой зоне признана
несостоявшейся.
Перед началом года коммерческий оператор определяет предельный темп изменения равновесных цен
на электрическую энергию в данной ценовой зоне за трехдневный (семидневный) период в отношении данного
года как уровень, при котором в 99.5% случаях за последние 3 года исторический темп изменения равновесных
цен на электрическую энергию в данной ценовой зоне за трехдневный (семидневный) период был ниже. В отношении 2012 года коммерческим оператором были определены следующие предельные темпы изменения равновесных цен на электрическую энергию: для трехдневных периодов: 29,16% – в 1-ой ценовой зоне, 28,56% – во
2-ой ценовой зоне, для семидневных периодов: 24,49% – в 1-ой ценовой зоне, 21,06% – во 2-ой ценовой зоне. В
случае если по итогам расчета РСВ в отношении суток Х рассчитанный коммерческим оператором темп изменения равновесных цен на электрическую энергию в данной ценовой зоне за трехдневный/семидневный период
превышает соответствующий предельный уровень, то в отсутствие признака системного оператора о дефиците
электрической энергии в данной ценовой зоне в течение следующих 5 суток (при наличии признака системного
оператора о дефиците электрической энергии в данной ценовой зоне – в течение следующих 3 суток) применяется особый режим расчета цен – механизм «сглаживания» равновесных цен – направленный на предотвращение
резких ценовых колебаний.
Суть данного механизма в следующем. По итогам расчета РСВ коммерческий оператор определяет объемы
планового почасового производства (потребления), а также соответствующие им с учетом потерь и системных
ограничений равновесные цены в узлах расчетной модели в данной ценовой зоне. Данные объемы планового почасового производства (потребления) соответствуют оптимальному по экономическим критериям режиму и поэтому должны остаться неизменными при применении иных принципов ценообразования на РСВ. Коммерческий
оператор определяет наиболее дорогие ценовые заявки поставщиков с объемом предложения, оказавшимся
востребованным на РСВ и попавшим в диапазон 6√P в первой ценовой зоне (1.2√P во второй ценовой зоне),
где P – объем потребления электрической энергии в данной ценовой зоне, выраженный в МВт*ч. В случае если
цена в заявке поставщика, отнесенная к наиболее дорогому предложению (в рамках указанного диапазона),
превышает установленный ФСТ России для данного поставщика регулируемый уровень цен (тарифов) на электрическую энергию, применяемый при введении государственного регулирования цен (тарифов) в ценовой зоне
(ценовых зонах) оптового рынка, то коммерческий оператор снижает цену в заявке указанного поставщика до
указанного уровня. Далее производится новый расчет равновесных цен на электрическую энергию, в котором
полагаются фиксированными объемы планового почасового производства (потребления). По итогам данного
второго расчета поставщики получают оплату проданной на РСВ электрической энергии по равновесным ценам
на электрическую энергию, определенным по итогам данного расчета, но не ниже цены указанной в ценовой заявке, использованной в исходном расчете.
механизм «сглаживания» влияния системных ограничений
Упрощенно механизм «сглаживания» влияния системных ограничений реализуется следующим образом.
По итогам проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед коммерческий оператор рассчитывает равновесные цены в узлах расчетной модели и, по некоторому алгоритму, определяет референтный узел.
Далее для каждого узла расчетной модели применяется разложение равновесной цены относительно равновесной цены в референтном узле. В случае если компонента разницы указанных равновесных цен, соответствующая ограничениям на переток электрической энергии по контролируемым сечениям в данной ценовой зоне,
превышает максимальную из цен в ценовых заявках поставщиков в данной ценовой зоны в отношении объемов,
отобранных на РСВ, то указанная компонента корректируется до уровня данной максимальной цены. В итоге,
коммерческий оператор рассчитывает скорректированные равновесные цены, в которых влияние системных
ограничений является «сглаженным».
153
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СвоБодные двУСторонние договоры
РыНОК
«НА СУТКИ ВПЕРЕД»
динамика индексов равновесных цен на электроэнергию в Сибири
(январь – октябрь 2009), руб./мвт·ч
750
600
450
300
150
0
янв
фев
мар
апр
29 марта 2009 года на фоне
снижения спроса отмечено
увеличение перетока по
контролируемому сечению
между ценовыми зонами
Европы и Сибири в сторону
Сибири. Также отмечено
снижение цены в ценовых
заявках поставщиков. В связи
с этим в торгах было принято
предложение по наиболее
низким ценам.
май
июн
июл
3 июня 2009 года в Сибири
было отмечено резкое
падение индекса равновесных
цен, по причине снижения
спроса на электроэнергию.
В связи с этим,
замыкающими оказались
низкие ценовые заявки
генерирующих компаний.
Ненулевые цены сложились
в Омске и на Алтае, а по
остальной территории Сибири
цена была приближена к
минимальной.
авг
сен
окт
13 сентября 2009 года
под влиянием снижения
потребления
электроэнергии, вследствие
отсутствия заявки на
покупку электроэнергии со
стороны одного из крупных
потребителей, индекс
равновесных цен в Сибири
снизился.
Для цен РСВ характерны
• циклические колебания (суточные, недельные, годовые);
• колебания, вызванные непрогнозируемыми изменениями
предложения, топологии параметров сети;
спроса,
Высокая волатильность равновесных цен РСВ обуславливает формирование у участников оптового рынка рыночных рисков. Заключение свободных
договоров является одним из механизмов хеджирования указанных рисков.
154
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
СвоБодные двУСторонние договоры
На развитых электроэнергетических рынках введен в обращение целый ряд инструментов, позволяющих
хеджировать рыночные риски, связанные с волатильностью цен на электрическую энергию, в том числе, форвардные/фьючерсные контракты, контракты на разницу цен, производные финансовые инструменты.
На российском рынке электрической энергии обращаются как контракты на поставку электрической энергии, учитываемые в торговой системе оптового рынка, так и финансовые инструменты, не учитываемые в торговой системе оптового рынка. В качестве первых выступают свободные двусторонние договоры купли-продажи электрической энергии (СДД) и свободные двусторонние договоры купли-продажи электрической энергии и
мощности (СДЭМ), Финансовые инструменты, не учитываемые в торговой системе оптового рынка, включают в
себя биржевые финансовые инструменты (расчетные фьючерсы, по которым в качестве базового актива выступает усредненный за все (либо только за пиковые) часы месяца индекс соответствующего хаба), так и внебиржевые финансовые инструменты.
Торговля электрической энергией по СДД является одним из механизмов торговли электрической энергией
на оптовом рынке по свободным (нерегулируемым) ценам: договорные цены и объемы поставки устанавливаются сторонами свободного договора. Объемы поставки по СДД, учитываемые в торговой системе оптового рынка,
определяются в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
договорной объем поставки по Сдд
Одним из существенных условий СДД является договорной объем поставки электрической энергии в отношении каждого часа операционных суток (почасовый график поставки по СДД). В торговой системе оптового
рынка учитываются следующие типы СДД, дифференцированные по способу определения учитываемого в торговой системе оптового рынка графика поставки по СДД:
• Сдд на рСв:
¡ СДД без корректировки графика поставки: учитываемый объем поставки по СДД равен зарегистрированному в коммерческом операторе объему поставки по СДД;
¡ СДД с корректировкой графиков поставки исходя из торгового графика (ТГ) стороны, выступающей
в качестве продавца по СДД;
¡ СДД с корректировкой графиков поставки исходя из ТГ стороны, выступающей в качестве покупателя по СДД;
¡ СДД с корректировкой графика поставки исходя из ТГ каждой из сторон СДД;
¡ СДД с модификацией график поставки: СДД одного из указанных выше типов, но с поручением
коммерческому оператору модифицировать указываемые сторонами СДД графики поставки
электроэнергии по данному договору в случае несоблюдения установленных Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка ограничений на учитываемые в торговой системе оптового
рынка предельный почасовой объем поставки и предельный суммарный за месяц объем поставки
по СДД;
• Сдд на балансирующем рынке:
¡ СДД купли-продажи отклонений на балансирующем рынке – в настоящее время предусмотрены
только для участников оптового рынка, являющихся поставщиками или потребителей с регулируемой
нагрузкой.
Учитываемый в торговой системе оптового рынка в данный час объем поставки по СДД с корректировкой
графиков поставки исходя из ТГ стороны, выступающей в качестве продавца по СДД, определяется коммерческим оператором не выше каждой из следующих величин:
• зарегистрированного в коммерческом операторе объема поставки по СДД в данный час операционных
суток;
• превышения части ТГ продавца по СДД сверх объемов поставки по регулируемым договорам над
объемом поставки по более приоритетным СДД, с учетом зарегистрированных в коммерческом
операторе объемов поставки СДД с уровнем приоритета, равным значению приоритета рассматриваемого СДД.
Учитываемый в торговой системе оптового рынка в данный час объем поставки по иным типам СДД с корректировкой графика поставки определяется аналогично. Соответствующие приоритеты определяются коммерческим оператором на основе представленных (соответствующими) сторонами СДД уведомлений. В отдельных
случаях признания процедуры конкурентного отбора на РСВ несостоявшейся учитываемые в торговой системе
оптового рынка объемы поставки по СДД устанавливаются нулевыми.
договорная цена поставки по Сдд
Договорная цена за поставленную по СДД электрическую энергию также является существенным условием
СДД: в договоре должно быть указано значение цены на поставленную по договору электрическую энергию либо
алгоритм ее определения. Договорная цена поставки может быть как зависящей от результатов расчета РСВ, так
и быть не зависимой от итогов данного расчета. Последний случай предполагает возможную зависимость цены
СДД от иных параметров, не определяемых расчетом рынка на сутки вперед.
Посредством применения в качестве цены на поставляемую по СДД электрическую энергию не фиксированного значения, а некоторого алгоритма ее определения (например, в виде формулы цены) возможно сформировать синтетические финансовые инструменты (в том числе, опционы на электрическую энергию).
155
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РыНОК
«НА СУТКИ ВПЕРЕД»
Если цена РСВ в ГТП СДД >
цены РСВ в ГТП продавца,
то продавец оплачивает
стоимость равную
произведению договорного
объема и разницы цен РСВ
в ГТП СДД и ГТП продавца
оПлата Сторонами Сдд
СтоимоСти ПотерЬ
и СиСтемныХ ограничений
оптовый рынок
Продавец
по Сдд
Если цена РСВ в ГТП
покупателя > цены РСВ в
ГТП СДД, то покупатель
оплачивает стоимость
равную произведению
договорного объема и
разницы цен РСВ в ГТП
покупателя и ГТП СДД
Покупатель
по Сдд
Покупатель оплачивает Продавцу
стоимость объема поставки по СДД по
договорной цене
Если цена РСВ в ГТП
продавца > цены РСВ в
ГТП СДД, то продавец
получает стоимость равную
произведению договорного
объема и разницы цен РСВ
в ГТП продавца и ГТП СДД
оптовый рынок
Если цена РСВ в ГТП
СДД > цены РСВ в ГТП
покупателя, то покупатель
получает стоимость равную
произведению договорного
объема и разницы цен
РСВ в ГТП СДД и ГТП
покупателя
Стоимость потерь и системных ограничений по СДД распределяется между
контрагентами СДД посредством указания ими ГТП СДД. Покупатель по
СДД оплачивает стоимость, равную произведению договорного объема на
разность цены РСВ в ГТП покупателя по СДД и ГТП СДД (получает абсолютную величину данной стоимости, если она отрицательна). Продавец по
СДД оплачивает стоимость, равную произведению договорного объема на
разность цены РСВ в ГТП СДД и ГТП продавца (получает абсолютную величину данной стоимости, если она отрицательна). легко видеть, что цена РСВ
в ГТП СДД не влияет на суммарные обязательства/требования сторон СДД
в части оплаты стоимости потерь и системных ограничений по СДД. Однако, вследствие формирования дополнительных обязательств/требований на
РСВ для контрагентов по СДД по оплате указанных величин стоимости, вопрос выбора ГТП СДД должен рассматриваться сторонами СДД в контексте
определения договорной цены.
156
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
оПлата разницы УзловыХ цен По Сдд
В отношении каждого СДД, учитываемого в торговой системе оптового рынка, коммерческий оператор рассчитывает соответствующую данному СДД стоимость потерь и системных ограничений как произведение
договорного объема поставки по Сдд на разность цены рСв в гтП покупателя по Сдд и цены рСв в гтП
продавца по Сдд. Из данного определения следует, что указанная разница узловых цен (и, следовательно,
соответствующая стоимость потерь и системных ограничений) может быть как положительной, так и отрицательной величиной. Стороны СДД оплачивают данную стоимость потерь и системных ограничений (если данная стоимость положительна) или получают оплату абсолютного значения данной стоимости (если указанная стоимость
является отрицательной величиной). Данное обстоятельство затрудняет экономическую интерпретацию данного
платежа как оплаты сторонами СДД стоимости транспортировки товара от продавца по СДД к покупателю по
СДД, поскольку в зависимости от знака указанной разницы узловых цен по СДД, стороны данного СДД – в совокупности – могут выступать как плательщиками, так и получателями указанных денежных средств.
Простое обоснование необходимости оплаты (получения) сторонами СДД стоимости потерь и системных
ограничений состоит в следующем. В отсутствие данного СДД на РСВ формируется некоторый фонд разницы
узловых цен (ФРУЦ) (см. раздел «Предварительный стоимостной небаланс РСВ»), который распределяется
на участников оптового рынка. Рассмотрим для простоты случай, когда ТГ каждой из сторон не ниже договорного объема поставки по СДД. Если объем СДД исключается из объемов электрической энергии, купленных
(проданных) на РСВ покупателем (продавцом) по СДД, то величина ФРУЦ изменяется на стоимость потерь и
системных ограничений по СДД. При отсутствии у сторон СДД рыночной силы и отсутствии условий поставки по
СДД от ценовой стратегии сторон СДД на РСВ, заключение ими СДД не изменяет их оптимальные ценовые заявки на РСВ, подаваемые в отношении планируемых объемов потребления покупателя/максимальной мощности
генерирующего оборудования поставщика без исключения планируемых объемов поставки по СДД. Поскольку
действующая модель РСВ является недискриминационной по отношению к механизмам торговли электрической
энергией и не предполагает формирование у участников дополнительных экономических стимулов для (не)заключения ими СДД, торговля электрической энергией по СДД данными участниками оптового рынка не должна
приводить к изменению финансового результата участия на РСВ иных участников оптового рынка в части получения ими тех же долей ФРУЦ, которые складывались бы в отсутствии данного СДД. любая пара участников оптового рынка должна оплатить (получить) определенную часть ФРУЦ не зависимо от того, является ли
эта пара контрагентами по СДД либо нет. Следовательно, в целях сохранения величины ФРУЦ независимой от
объемов поставки по СДД, стороны СДД должны оплачивать соответствующую данному СДД стоимость потерь
и системных ограничений (получать абсолютное значение данной стоимости, если она отрицательна). Данный
принцип обуславливает оплату (получение) сторонами СДД соответствующей части ФРУЦ.
Приведем также иную интерпретацию необходимости платежа стоимости потерь и системных ограничений
по СДД. Пусть ГТП покупателя и ГТП продавца по СДД отнесены к разным узлам расчетной модели с разными
значениями равновесных цен. Величины стоимости договорного объема электрической энергии, определенные
исходя из равновесных цен в соответствующих узлах, также являются разными. Поэтому экономический эффект
для рынка от поставки сторонами СДД договорного объема электрической энергии в энергосистему в узле продавца по СДД и изъятия ими из энергосистемы данного объема в узле покупателя по СДД равен разности указанных величин стоимости договорного объема, которая совпадает со стоимостью потерь и системных ограничений по СДД. Поскольку разница в данных величинах стоимости обусловлена отличием равновесных цен между
узлами покупателя и продавца по СДД, то она обусловлена учетом на РСВ нагрузочных потерь и ограничений по
перетоку электрической энергии по контролируемым сечениям. Очевидно, что в отсутствии насыщенных контролируемых сечений, к которым отнесена данная электрическая линия, вследствие наличия нагрузочных потерь
электрической энергии, стоимость договорного объема электрической энергии (как и любого иного фиксированного объема электрической энергии) увеличивается при переносе его вдоль электрической линии по направлению перетока электрической энергии. Также при насыщении контролируемого сечения величины стоимости одно
гои того же объема электрической энергии в узлах по разные стороны от данного сечения могут различаться
даже в отсутствие нагрузочных потерь.
Определим экономический эффект на РСВ от торговли по СДД для покупателя как разницу между стоимостью покупки договорного объема электрической энергии на РСВ и стоимостью покупки данного объема по
СДД с учетом отнесенной на данного участника части стоимость потерь и системных ограничений по СДД. Экономический эффект на РСВ от торговли по СДД для продавца определим аналогично. Учитывая требование по
оплате (получению абсолютной величины) стоимости потерь и системных ограничений по СДД получаем, что
заключение СДД является «игрой с нулевой суммой» в отсутствии у контрагентов по СДД рыночной силы: если
у данного участника сформировался положительный экономический эффект на РСВ от торговли по СДД, то у
его контрагента сформировался равный (по абсолютной величине) отрицательный экономический эффект на
РСВ от торговли по данному СДД. Возникает естественный вопрос: каков тогда смысл заключения СДД, если
суммарный экономический эффект на РСВ для сторон СДД равен нулю? Ответ заключается в том, что определенный выше экономический эффект на РСВ является не единственным экономическим последствием торговли
по СДД, поскольку в нем не учтены такие эффекты, как хеджирование участником рыночных рисков на оптовом
рынке (как следствие, повышение прогнозируемости выручки/затрат от продажи/покупки электрической энергии, снижения стоимости заемного/акционерного капитала для хозяйствующего субъекта), возможность выбора
удобного для сторон графика платежей за электрическую энергию в целях решения проблемы кассовых разрывов, и пр.
157
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
РыНОК
«НА СУТКИ ВПЕРЕД»
ПредварителЬный
СтоимоСтной неБаланС рСв
до распределения небаланса рСв
После распределения небаланса рСв
небаланс
рСв
Предварительные
обязательства
участников на рСв
за расчетный
период
158
Предварительные
требования
участников на рСв
за расчетный
период
итоговые
обязательства
участников на рСв
за расчетный
период
итоговые
требования
участников на рСв
за расчетный
период
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
ПредварителЬный СтоимоСтной неБаланС рСв
По итогам расчетного периода в каждой ценовой зоне оптового рынка для участников оптового рынка коммерческий оператор определяет предварительные обязательства/требования на РСВ. Отличие предварительных обязательства участников оптового рынка на РСВ от их предварительных требований формирует предварительный стоимостной небаланс рСв (небаланс рСв), обусловленный в том числе наличием следующих
факторов:
•
учета в равновесных ценах нагрузочных потерь и системных ограничений (данная компонента
небаланса является Фондом разницы узловых цен (ФРУЦ);
•
применением при расчете равновесных цен механизмов сглаживания равновесных цен, а также
исключения из ценообразования ценовых заявок отдельных поставщиков;
•
оплатой пусков генерирующего оборудования поставщиков;
•
продажей отдельными поставщиками электрической энергии по установленным ФСТ тарифам;
•
неоплатой сторонами регулируемых договоров разницы узловых цен между ГТП покупателя и ГТП
продавца по регулируемому договору, включением в объем поставки по регулируемому договору объема
нагрузочных потерь (равного 3% от объема потребления по регулируемому договору);
•
приобретением ОАО «ФСК ЕЭС» плановых потерь (исключая нагрузочные потери) по равновесным
ценам, средневзвешенным по территории соответствующих субъектов Российской Федерации;
•
торговлей электрической энергией в объеме перетока между ценовыми зонами и неценовыми зонами,
а также в объеме транзитного перетока между ценовыми зонами;
•
оплаты электрической энергии, поставленной оператором экспорта-импорта в режиме аварийной
взаимопомощи;
•
продажей объемов по регулируемым договорам, не включенных в объемы планового почасового
потребления покупателей, функционирующих в отдельных частях ценовых зон;
•
отличием величины нагрузочных потерь, соответствующих объему, оплаченному по регулируемым
договорам и включенному в плановое почасовое потребление покупателя по регулируемому договору,
от рассчитанной по итогам РСВ величины нагрузочных потерь, соответствующей указанному объему
регулируемому договору.
При этом алгоритм распределения данного предварительного стоимостного небаланса должен сохранять
ценовые сигналы, определяемые на РСВ равновесными ценами. В действующей технологии компонента указанного небаланса РСВ, обусловленная величиной нагрузочных потерь по регулируемым договорам, распределяется на тех же участников оптового рынка, которые сформировали данную часть небаланса РСВ. часть небаланса
РСВ, соответствующая требованиям поставщиков по оплате стоимости пусков генерирующего оборудования,
распределяется на покупателей в данной ценовой зоне исходя из неравномерности их месячных графиков планового почасового потребления электрической энергии. Оставшаяся часть небаланса РСВ распределяется на
участников РСВ пропорционально их плановому почасовому потреблению (производству) электрической энергии, с учетом объемов покупки на собственные и хозяйственные нужды электростанций.
159
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
БАлАНСИРУЮЩИй
РыНОК
БаланСирУЮщий рынок
цена
модельные кривые предложения поставщиков и прогнозное
потребление (без учета потерь и системных ограничений)
Индикатор БР
Увеличение
потребления
Цена РСВ
объем
цена
ППП покупателей РСВ
ПБР
модельные кривые предложения поставщиков и прогнозное
потребление (без учета потерь и системных ограничений)
Цена РСВ
Индикатор БР
Уменьшение
потребления
объем
ПБР
ППП покупателей РСВ
Примечание: в упрощенной модели (без учета потерь и системных ограничений, в предположении неизменности по отношению к РСВ параметров
генерирующего оборудования, топологии электрической сети, отсутствии
поданных для участия в ПБР отдельных заявок участников, пр.):
• при превышении прогнозных объемов потребления согласно плану балансирующего рынка (ПБР) над объемами планового почасового потребления, в ПБР дополнительно отбираются ценовые заявки поставщиков, начиная с заявок с самыми низкими ценами;
• при превышении объемов планового почасового потребления над прогнозными объемами потребления согласно ПБР, при расчете ПБР разгружаются поставщики, начиная с заявок с самыми высокими ценами.
Данный принцип конкурентного отбора заявок для балансирования системы
соответствует минимизации стоимости удовлетворения прогнозного спроса
на электрическую энергию.
Балансирующий рынок (Бр) – сегмент оптового рынка, в котором осуществляется торговля электрической энергией путем конкурентного отбора для
балансирования системы, а также по свободным договорам купли-продажи
отклонений.
160
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
БаланСирУЮщий рынок
По итогам расчета РСВ определяется плановый режим работы энергосистемы, в том числе, объемы планового почасового производства (потребления), плановые перетоки электрической энергии по электрическим
линиям. Данный режим определяется на основе сформированной и переданной системным оператором в коммерческий оператор актуализированной расчетной модели, включающей, помимо прочего, плановые параметры
и состояние генерирующего оборудования.
По целому ряду объективных причин в режиме реального времени возникают отклонения от планового
режима работы энергосистемы и системный оператор управляет объектами генерации в целях балансирования производства и потребления электрической энергии с учетом актуальных параметров и состояния
генерирующего оборудования, потерь при передаче электрической энергии, системных ограничений, перетоков с зарубежными энергосистемами. Управление осуществляется исходя из принципа минимизации
стоимости производимой электрической энергии.
Для этих целей системный оператор в течение операционных суток периодически актуализирует расчетную
модель, в том числе объемы поузлового прогнозного потребления, и производит расчет плана балансирующего
рынка (ПБР) посредством проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы. При проведении расчета ПБР не используются ценовые заявки по ГТП потребления (за исключением ценовых заявок в отношении объектов управления, включенных в ГТП потребления с регулируемой нагрузкой), а в качестве спроса
на электрическую энергию применяется прогноз системного оператора о потреблении электрической энергии.
В настоящее время системный оператор производит 8 расчетов ПБР в отношении часов данных операционных
суток, причем n-ый ПБР (n=1,..,8) осуществляется в отношении часов {3n-3,..,23} операционных суток и является
окончательным расчетом в отношении первых 3 часов {3n-3,3n-2,3n-1} и прогнозным – в отношении последующих часов данных операционных суток. По итогам ПБР определяются значения индикаторов балансирующего
рынка (БР) в узлах расчетной модели, цены для балансирования системы при увеличении (уменьшении) объемов, диспетчерские объемы производства электрической энергии. индикаторы Бр являются аналогами рассчитываемых на РСВ равновесных цен и соответствуют балансу прогнозируемого системным оператором спроса
и сформированного заявками покупателей с регулируемой нагрузкой и поставщиков предложения с учетом нагрузочных потерь и системных ограничений. При расчете индикаторов БР так же, как и на РСВ, применяется механизм «сглаживания» влияния системных ограничений, однако, механизм «сглаживания» цен не применяется.
Поскольку режим ПБР так же является прогнозным, по итогам его расчета системный оператор формирует
ранжированные таблицы на дополнительную (по отношению к ПБР) загрузку/разгрузку генерации в целях балансирования энергосистемы в режиме реального времени.
механизмы торговли на Бр
На БР осуществляется торговля электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам, а также
по регулируемым ценам.
к механизмам торговли электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам отнесены:
• торговля электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам, определенным по итогам
конкурентного отбора заявок для балансирования системы;
• торговля электрической энергией по свободным договорам купли-продажи отклонений.
к механизмам торговли электрической энергией по регулируемым ценам отнесены:
• торговля электрической энергией, производимой на генерирующих объектах, производящих электрическую энергию в вынужденном режиме;
• торговля электрической энергией, производимой на генерирующих объектах, поставляющих мощность
в вынужденном режиме, – в отдельных случаях.
ценовые заявки, участвующие в конкурентном отборе заявок для балансирования системы
При конкурентном отборе для балансирования системы учитываются следующие типы заявок:
• по ГТП генерации: ценовая заявка поставщика, формируемая на основе ценовой заявки данного
участника на РСВ с учетом, в том числе, модификации под ценовые заявки ВСВГО, ценопринимания
на нижний предел регулирования, определенный согласно применяемой при проведении конкурентного отбора для балансирования системы актуализированной расчетной модели, оперативных ценопринимающих заявок на увеличение или уменьшение объемов производства;
• по ГТП потребления с регулируемой нагрузкой: ценовая заявка участника с регулируемым потреблением, поданная в отношении включенного в данную ГТП объекта управления, с учетом оперативных
ценопринимающих заявок на увеличение или уменьшение объемов потребления;
• по ГТП экспорта (импорта), в отношении которых выполнены требования о наличии договора, заключенного между системным оператором и соответствующей организацией в зарубежной энергосистеме,
предусматривающий участие иностранной стороны в почасовом формировании актуальной расчетной
модели, выполнений условий информационного обмена, пр.: ценовые заявки данного участника
на РСВ с учетом ограничений на минимальный/максимальный объем экспорта (импорта), оперативных
ценопринимающих заявок на увеличение или уменьшение объемов экспорта (импорта).
Ценовые заявки в отношении ГТП потребления (за исключением ценовых заявок в отношении объектов
управления, включенных в ГТП потребления с регулируемой нагрузкой) в конкурентном отборе заявок для балансирования системы не учитываются.
161
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
БАлАНСИРУЮЩИй
РыНОК
раСчет оБъемов отклонений
на БаланСирУЮщем рынке
инициативы по гтП генерации
Примечание:
ТГ – торговый график по ГТП генерации;
УДГ – уточненный диспетчерский график по ГТП генерации
в соответствии с Правилам оптового рынка:
отклонения – объемы электрической энергии, соответствующие изменениям почасовых объемов производства (потребления) электрической энергии
участником оптового рынка между моментом определения в соответствии с
настоящими Правилами объемов планового почасового производства (потребления) электрической энергии и моментом окончания часа их поставки.
отклонения по внешней инициативе (ив) – отклонения, обусловленные
командами системного оператора, воздействием режимной или противоаварийной автоматики. Остальные объемы отклонений относятся на отклонения по собственной инициативе (иС).
• ИВ1 – по итогам расчета плана балансирующего рынка;
• ИВ0-1 – вследствие необходимости приведения определенных по итогам
расчета ПБР значений активной мощности в моменты окончания соответствующих часовых интервалов к почасовым объемам производства электрической энергии;
• ИВ0 – по итогам оперативных диспетчерских команд системного оператора;
• ИВА – вследствие управляющих воздействий противоаварийной и режимной автоматики по внешним по отношению к энергетическому объекту
участника причинам, участия в противоаварийном регулировании, оказания
услуг по НПРч и (или) АВРчМ, ввода графика аварийного отключения потребителей.
162
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
оБъемы отклонений на БаланСирУЮщем рынке
По итогам расчетного периода на основе данных приборов коммерческого учета электрической энергии
определяются объемы фактического почасового производства (потребления) в отношении ГТП генерации
(потребления). Для каждой ГТП генерации (потребления) в отношении каждого часа коммерческий оператор
определяет объемы отклонений, соответствующие:
• разности фактического почасового производства электрической энергии и ТГ – по ГТП генерации;
• разности фактического почасового потребления и суммы планового почасового потребления (за вычетом запланированного на РСВ объема производства электрической энергии на объектах генерации, включенных
в ГТП потребления) и нагрузочных потерь в электрических сетях, включенных в данную ГТП, согласно РСВ – по
ГТП потребления.
Из данных объемов отклонений по ГТП генерации (потребления) выделяются объемы отклонений по внешней инициативе как отклонения, обусловленные командами системного оператора, воздействием режимной
или противоаварийной автоматики. Остальные объемы отклонений относятся на отклонения по собственной
инициативе.
Необходимо отметить, что в случае наличия диспетчерской команды по ГТП генерации/ГТП потребления
с регулируемой нагрузкой формируются соответствующий объемы отклонений по внешней инициативе не зависимо от того, являлись ли данные указания системного оператора в полной мере исполнены участником. При
этом в случае невыполнения участником команды системного оператора формируются объемы отклонений по
собственной инициативе.
объемы отклонений по собственной/внешней инициативе
Выделяются следующие возможные объемы отклонений по внешней инициативе по ГТП генерации и ГТП
потребления с регулируемой нагрузкой:
• ИВ1 – по итогам расчета плана балансирующего рынка;
• ИВ0-1 – вследствие необходимости приведения определенных по итогам расчета ПБР значений
активной мощности в моменты окончания соответствующих часовых интервалов к почасовым объемам
производства электрической энергии;
• ИВ0 – по итогам оперативных диспетчерских команд системного оператора;
• ИВА – вследствие управляющих воздействий противоаварийной и режимной автоматики по внешним
по отношению к энергетическому объекту участника причинам, участия в противоаварийном регулировании, оказания услуг по НПРч и (или) АВРчМ, ввода графика аварийного отключения потребителей.
В случае если в отношении данного часа по ГТП генерации, ГТП потребления с регулируемой нагрузкой
определены разнонаправленные объемы отклонений по внешней инициативе, относимые на ИВ1 и (или) ИВ0 и
(или) ИВА, коммерческий оператор определяет суммарный объемы отклонений по внешней инициативе (ИВ).
Для ГТП потребления, не являющейся ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, объемы отклонений по
внешней инициативе могут быть определены вследствие аварийных отключений, действия противоаварийной и
режимной автоматики, ввода графиков временного отключения. Данные объемы отклонений относятся коммерческим оператором на ИВА.
объемы отклонений по регулировочным инициативам
Также по ГТП генерации, в отношении которых системным оператором были введены дополнительные
ограничения на максимальную/минимальную активную мощность генерирующего оборудования, коммерческий
оператор рассчитывает:
• объем внешней регулировочной инициативы – в случае если соответствующие ограничения на
максимальную активную мощность генерирующего оборудования были переданы системным оператором в коммерческий оператор в составе актуализированной расчетной модели, примененной
коммерческим оператором для проведения расчета РСВ;
• объем оперативной внешней регулировочной инициативы по уменьшению – в случае если соответствующие ограничения на максимальную активную мощность генерирующего оборудования были
учтены системным оператором при расчете ПБР, но не были указаны в составе актуализированной
расчетной модели, примененной коммерческим оператором для проведения расчета РСВ;
• объем оперативной внешней регулировочной инициативы по увеличению – в случае если соответствующие ограничения на минимальную активную мощность генерирующего оборудования были учтены
системным оператором при расчете ПБР, но не были указаны в составе актуализированной расчетной
модели, примененной коммерческим оператором для проведения расчета РСВ;
• объем собственной регулировочной инициативы по уменьшению – в случае если максимальная
активная мощность генерирующего оборудования участника, учтенная на РСВ, превышает максимальную активную мощность генерирующего оборудования участника, учтенную в ПБР, (исключая
специальные случаи, связанные с изменением состава включенного генерирующего оборудования);
• объем собственной регулировочной инициативы по увеличению – в случае если минимальная активная
мощность генерирующего оборудования участника, учтенная на РСВ, ниже минимальной активной
мощности генерирующего оборудования участника, учтенной в ПБР, (исключая специальные случаи,
связанные с изменением состава включенного генерирующего оборудования).
163
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
БАлАНСИРУЮЩИй
РыНОК
Ставки на отклонения
Отклонение по внешней инициативе
Поставщики
Отклонения поставщиков, подавших заявки в РСВ
Ставки для ИВ1(+), ИВ0(+), ИВА(+), ИВ(+)
Ставки для ИВ1(-), ИВ0(-), ИВА(-), ИВ(-)
MAX (Tзаявл, I)
I – для ИВ1 в пределах Pmin, ИВ в пределах Pmin
MIN (Tср взв, I)
I
I
Отклонения поставщиков по ОЦЗ
ГЭС
MAX (T гэс, I)
MAX (T гэс, I)
ГАЭС
MAX (T гаэс, I)
MAX (T гаэс, I)
I
I
Ставки для ИВ1(+), ИВ0(+), ИВА(+), ИВ(+)
Ставки для ИВ1(-), ИВ0(-), ИВА(-), ИВ(-)
Поставщики без заявок и дисквалифицированные
Потребители
Потребители с РН
MIN (Tср взв, I)
MAX (Tзаявл, I)
Потребители с РН без заявки в БР
I
I
Потребители с РН подавшие ОЦЗ
I
I
Собственная инициатива
Поставщики
Ставки для ИС(+)
Ставки для ИС(-)
Отклонения поставщиков, подавших заявки в РСВ
MIN (Ц-, Tзаявл)
MAX (Ц+, Tзаявл)
ГЭС
MIN (T гэс, Ц-)
MAX ( Tгэс, Ц+)
ГАЭС
MAX (T гаэс, Ц-)
MAX (T гаэс, Ц+)
Ц-
Ц+
Потребители
Поставщики без заявок и дисквалифицированные
Ставки для ИС(+)
Ставки для ИС(-)
Потребители с РН
MAX (Tзаявл, Ц+)
MIN (Tзаявл, Ц-)
Ц+
Ц-
Потребители
Примечание:
I – индикатор БР;
ОЦЗ – оперативная ценопринимающая заявка;
T заявл – цена в соответствующей паре <цена – количество> ценовой
заявки;
T ср взв – средневзвешенная цена в соответствующих парах <цена –
количество> ценовой заявки;
Tгэс – ставка водного налога (платы за пользования водным объектом);
Tгаэс – удельные затраты на покупку электрической энергии в насосном
режиме;
РН – регулируемая нагрузка;
Ц+ – цена для балансирования системы при увеличении объемов,
Ц+=max(Црсв, I);
Ц- – цена для балансирования системы при уменьшении объемов, Ц- =
min(Црсв, I).
164
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
оСновные ПринциПы ценооБразования на отклонения
ценообразование на отклонения в действующей модели Бр основано на следующих основных
принципах:
1. Отсутствие арбитража между РСВ и БР;
2. Экономическое стимулирование выполнение заданного диспетчерского графика;
3. Экономический эффект от изменения объемов производства/потребления на БР вследствие выполнения команд системного оператора должен быть неотрицательным.
Получаем следующие следствия из первого принципа:
• для ГТП потребления и ГТП с регулируемой нагрузкой: итоговая ставка на ИС(+) не ниже итоговой стоимости покупки на РСВ 1 МВТ*ч, включенного в ТГ; итоговая ставка на ИС(-) не выше итоговой стоимости покупки
на РСВ 1 МВТ*ч, включенного в ТГ;
• для ГТП генерации: итоговая ставка на ИС(+) не выше итоговой стоимости продажи на РСВ 1 МВТ*ч,
включенного в ТГ; итоговая ставка на ИС(-) не ниже итоговой стоимости продажи на РСВ 1 МВТ*ч, включенного в ТГ.
Применение второго принципа приводит к следующим ограничениям:
• для ГТП генерации: итоговая ставка на ИС(+) не выше итоговой ставки на внешнюю инициативу на
уменьшение производства; итоговая ставка на ИС(-) не ниже итоговой ставки на внешнюю инициативу на увеличение производства;
• для ГТП с регулируемой нагрузкой: итоговая ставка на ИС(+) не ниже итоговой ставки на внешнюю инициативу на уменьшение потребления; итоговая ставка на ИС(-) не выше итоговой ставки на внешнюю инициативу на увеличение потребления.
Из третьего принципа получаем:
• для ГТП генерации: итоговая ставка на внешнюю инициативу на увеличение производства не ниже указанной в ценовой заявке цены на соответствующие объемы; итоговая ставка на внешнюю инициативу на снижение производства не выше итоговой стоимости продажи на РСВ 1 МВТ*ч, включенного в ТГ;
• для ГТП потребления с регулируемой нагрузкой: итоговая ставка на внешнюю инициативу на снижение потребления не ниже указанной в ценовой заявке цены на соответствующие объемы; итоговая ставка
на внешнюю инициативу на увеличение потребления не выше итоговой стоимости покупки на РСВ 1 МВТ*ч,
включенного в ТГ.
Вследствие незначительности доли небаланса РСВ в итоговой стоимости покупки (продажи) на РСВ
1 МВТ*ч, включенного в ТГ, по ГТП потребления (генерации), вместо указанной стоимости возможно применение
равновесной цены РСВ в данной ГТП. Аналогично, в случае если принцип распределения небаланса БР не искажает указанные принципы ценообразования на отклонения, то вместо итоговых ставок на отклонения, которые
определяются с учетом распределения небаланса БР, возможно использование ставок на отклонения, применяемых до распределения небаланса БР.
Указанные три основных принципа ценообразования на отклонения не позволяют однозначно определить
ставки на отклонения на БР, но задают ряд ограничений для значений указанных ставок. Исходя из сценарного
анализа, возможно сформулировать ряд дополнительных ограничений для значений ставок на отклонения, которые в совокупности с указанными основными принципами однозначно определяют эти ставки.
Применяемые в действующей модели БР ставки на отклонения указаны на рисунке слева. (В специальных
случаях, например, в отношении поставщиков, производящих электрическую энергию в вынужденном режиме,
применяются иные ставки).
Отметим также следующее свойство цен для балансирования системы при увеличении (уменьшении) объемов – ставок на ИС(+)/ИС(-) для покупателей: ставка на отклонение по потреблению, которое помогло балансированию энергосистемы в данный час операционных суток, (т.е. данный участник снизил потребление в случае
если индикатор БР выше цены РСВ в данной ГТП либо увеличил потребление в случае если индикатор БР ниже
цены РСВ в указанной ГТП), равна цене РСВ в ГТП участника. (Поскольку на данное отклонение участника также
будет распределен отрицательный небаланс БР, см. ниже, то итоговая стоимость данных объемов отклонений
будет менее выгодной, чем стоимость указанных объемов, определенная по цене РСВ).
Таким образом, для покупателей, не имеющих рыночной силы на оптовом рынке, наименьшая стоимость
покупаемой ими электрической энергии на РСВ и БР реализуется при нулевых объемах отклонений по собственной инициативе на БР, т.е. – при покупке всего необходимого им объема на РСВ.
небаланс Бр
Вследствие расчета величин стоимости отклонений на БР исходя из ставок на отклонения, которые могут
существенно отличаться от значений индикаторов БР, учета нагрузочных потерь и системных ограничений при
расчете ПБР, оплаты поставщикам стоимости пусков генерирующего оборудования на БР, компенсации поставщикам упущенной выгоды вследствие оплаты регулировочных инициатив, применения тарифов на электрическую энергию для оплаты отклонений поставщиков, производящих электрическую энергию в вынужденном режиме, прочих факторов, предварительные требования на БР оказываются выше предварительных обязательств
участников на БР, – по итогам расчетного периода формируется отрицательный предварительный стоимостной
небаланс БР. В целях сохранения экономических стимулов БР данный отрицательный небаланс распределяется
на участников пропорционально суммарным за расчетный период абсолютным величинам объемов отклонений
по собственной инициативе (исключая некоторые специальные случаи).
165
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФинанСовые раСчеты на рСв
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы ЗА
ЭлЕКТРИчЕСКУЮ
ЭНЕРГИЮ
договорная конструкция рСв
УчаСтник
(комитент)
договор
комиссии
оао «цФр»
договор
куплипродажи
УчаСтник
(покупатель)
движение товара
Финансовые обязательства/требования участников оптового рынка за электрическую энергию, купленную/проданную на РСВ, определяются по каждому Договору комиссии на продажу электрической энергии по результатам
конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и Договору комиссии на продажу электрической энергии по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в обеспечение поставки электрической
энергии в объеме перетока по границе с ценовыми зонами оптового рынка
(далее – договор комиссии на рСв) и каждому Договору купли-продажи
электрической энергии по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и Договору купли-продажи электрической энергии по
результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в обеспечение поставки электрической энергии в объеме перетока по границе
с ценовыми зонами оптового рынка (далее – договор купли-продажи на
рСв). Договоры комиссии и купли-продажи на РСВ заключаются с унифицированной стороной – ОАО «ЦФР» всеми участниками оптового рынка.
По договору комиссии на рСв сторонами являются участник оптового рынка (комитент) и ОАО «ЦФР» (комиссионер). По такому договору комиссионер, выступая от своего имени, самостоятельно совершает сделки по продаже покупателям электрической энергии, взятой у комитента на комиссию.
По договору купли-продажи на рСв сторонами являются участник оптового рынка (покупатель) и ОАО «ЦФР» (продавец). По такому договору продавец обязуется передавать, а покупатель принимать и оплачивать электрическую энергию.
Количество и стоимость электрической энергии по договорам комиссии
и купли-продажи на РСВ, определяется за расчетный период в результате
расчета, проводимого коммерческим оператором оптового рынка в порядке, предусмотренном Договором о присоединении и Регламентами оптового
рынка.
расчетным периодом на оптовом рынке является один календарный месяц.
166
небаланс вСвго – это суммарная за расчетный период стоимость всех разворотов дополнительного оборудования в ГТП участников соответствующей
ценовой зоны, увеличивающая требования при включении из холодного состояния в часы операционных суток расчетного периода в результате введения ВСВГО.
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
ФинанСовые раСчеты на рСв
в результате конкурентного отбора ценовых заявок поставщиков и покупателей на рСв определяются объемы, цены и предварительная стоимость покупки и продажи электрической энергии на каждый
час операционных суток в отношении каждой гтП участников оптового рынка. Сумма предварительных
стоимостей при покупке электрической энергии по всем ГТП участника за расчетный период составляет предварительное обязательство участника по договору купли-продажи на РСВ, а сумма предварительных стоимостей
при продаже электрической энергии по всем ГТП участника за расчетный период составляет предварительное
требование участника по договору комиссии на РСВ.
Величина разницы предварительных обязательств и предварительных требований всех участников оптового рынка по договорам купли-продажи и комиссии в соответствующей ценовой зоне за расчетный период составляет стоимостной небаланс на рСв. его распределение происходит в три этапа:
1 этап. Первым этапом осуществляется корректировка финансовых обязательств участников оптового
рынка – потребителей по договору купли-продажи и требований по договору комиссии за расчетный период на
стоимость объема электрической энергии для компенсации потерь, составляющего разницу между величиной
потерь, запланированных в РД, и величиной реальных нагрузочных потерь.
2 этап. На втором этапе происходит распределение небаланса вСвго. (небаланс вСвго – это суммарная за расчетный период стоимость всех разворотов дополнительного оборудования в ГТП участников соответствующей ценовой зоны, увеличивающая требования при включении из холодного состояния в часы операционных суток расчетного периода в результате введения ВСВГО). Эта величина распределяется среди ГТП
потребления и ГТП экспорта (за исключением ГТП потребления поставщика, ГТП участников неценовой зоны
и ГТП экспорта, расположенных на сечениях, соответствующих транзитным перетокам между первой и второй
ценовыми зонами (ценовой зоной и внезональным энергорайоном, соответствующим представлению другой ценовой зоны (и Казахстана) в расчетной модели для данной ценовой зоны) в соответствующей ценовой зоне
пропорционально разнице между максимальным и минимальным значением ППП для ГТП в расчетном периоде.
При этом отнесенная на ГТП участника величина небаланса ВСВГО корректирует в первую очередь требования
(в результате чего они не могут стать меньше 1 рубля!), а во вторую – обязательства участника, рассчитанные в
отношении ГТП с учетом их корректировки на 1 этапе распределения стоимостного небаланса РСВ. Если в ГТП
объем электрической энергии, купленной участником оптового рынка по договору купли-продажи на РСВ за расчетный период, равен нулю, то рассчитанная в отношении такой ГТП часть небаланса ВСВГО распределяется
на остальные ГТП участников второй итерацией. Если по результатам второй итерации распределения вновь
осталась нераспределенная величина небаланса, то она в свою очередь распределяется далее до полного распределения небаланса ВСВГО.
3 этап. На третьем этапе распределяется оставшаяся величина стоимостного небаланса рСв (т.е. начальная величина с учетом корректировок, произведенных на 1 и 2 этапах). При этом его величина, отнесенная
на ГТП участника, определяется пропорционально суммарному за расчетный месяц ППП для данной ГТП. Небаланс на данном этапе не распределяется на участников оптового рынка:
а) относящихся к неценовой зоне;
б) осуществляющих экспортно-импортные операции:
– в части поставок электрической энергии по транзитным сечениям экспорта-импорта, соответствующим
транзитным перетокам между первой и второй ценовыми зонами (ценовой зоной и внезональным энергорайоном, соответствующим представлению другой ценовой зоны (и Казахстана) в расчетной модели для данной ценовой зоны);
– в части поставок электрической энергии из зарубежной энергосистемы в энергорайон России, временно
работающий изолированно от ЕЭС России (при отключении всех электрических связей с ЕЭС России) и параллельно с зарубежной энергосистемой;
в) в отношении ГТП генерации, включающих генерирующие объекты, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, а продажа электрической энергии осуществляется по ценам, установленным ФСТ России.
В случае если у участника оптового рынка по договору купли-продажи на РСВ в ГТП объем покупки не
равен нулю, а предварительная стоимость равна нулю, то величина предварительной стоимости электрической
энергии, купленной участником оптового рынка в рассматриваемой ГТП по договору купли-продажи за расчетный период, принимается равной 1 рублю (предварительное обязательство равно 1 руб). Также если по договору
комиссии на РСВ в рассматриваемой ГТП объем продажи не равен нулю, а предварительная стоимость равна
нулю, то величина предварительной стоимости электрической энергии, проданной Участником оптового рынка в
рассматриваемой ГТП по договору комиссии за расчетный период, увеличивается на 1 рубль (предварительное
требование равно 1 руб).
167
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФинанСовые раСчеты на рСв
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы ЗА
ЭлЕКТРИчЕСКУЮ
ЭНЕРГИЮ
небаланс рСв
небаланс =
обязательства - требования
+
–
распределяется пропорционально ППП на гтП
Предварительное обязательство
величина
небаланса
рСв,
отнесенная
на гтП 1
60 руб
50 руб
Скорректированное обязательство
величина небаланса рСв,
отнесенная на гтП N
1 руб
...
Предварительное требование
50 руб
Скорректированное требование
61 руб
Скорректированное обязательство
61 руб
Предварительное обязательство
50 руб
Скорректированное требование
...
1 руб
величина небаланса рСв,
отнесенная на гтП N
Предварительное требование
50 руб
величина
небаланса
рСв,
отнесенная
на гтП 1
60 руб
Формирование небаланса РСВ за расчетный период. Распределение
положительного и отрицательного небаланса РСВ на третьем этапе.
168
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
раСПределение неБаланСа рСв
На рынке на сутки вперед за расчетный период может возникнуть как положительный, так и отрицательный
стоимостной небаланс (см. Рис. Формирование небаланса РСВ за расчетный период. Распределение положительного и отрицательного небаланса РСВ на третьем этапе).
При положительной величине стоимостного небаланса вначале уменьшаются обязательства участника оптового рынка в ГТП по договору купли-продажи на РСВ (в результате чего они не могут стать меньше
1 рубля!), а затем увеличиваются требования участника оптового рынка в ГТП по договору комиссии на РСВ
на оставшуюся (которую не получилось учесть при снижении обязательств) величину стоимостного небаланса
третьего этапа, рассчитанную в отношении данной ГТП. При этом если объем электрической энергии, проданной участником оптового рынка по договору комиссии в ГТП за расчетный период, равен нулю, то корректировка требований не производится, а нераспределенная величина будет распределяться второй итерацией на
остальные ГТП участников.
Предварительные
обязательства/требования
покупка
50 руб.
Величина положительного небаланса
РСВ, отнесенная на ГТП
Скорректированные
обязательства/требования
1 руб.
60 руб.
продажа
50 руб.
61 руб.
При отрицательной величине стоимостного небаланса вначале уменьшаются требования участника
оптового рынка в ГТП по договору комиссии на РСВ (в результате чего они не могут стать меньше 1 рубля!),
а затем увеличиваются обязательства участника оптового рынка в ГТП по договору купли-продажи на РСВ на
оставшуюся (которую не получилось учесть при снижении требований) величину стоимостного небаланса третьего этапа, рассчитанную в отношении данной ГТП. При этом если объем электрической энергии, купленной
участником оптового рынка по договору купли-продажи в ГТП за расчетный период, равен нулю, то корректировка обязательств не производится, а нераспределенная величина будет распределяться второй итерацией на
остальные ГТП участников.
Если по результатам второй итерации распределения вновь осталась нераспределенная величина небаланса, то она в свою очередь распределяется следующей итерацией, и так далее до полного распределения
стоимостного небаланса.
Предварительные
обязательства/требования
покупка
50 руб.
Величина отрицательного небаланса
РСВ, отнесенная на ГТП
Обязательства/требования с
учетом небаланса
61 руб.
60 руб.
продажа
50 руб.
1 руб.
Таким образом путем корректировки в три этапа предварительных обязательств и требований участников
при распределении стоимостного небаланса РСВ формируются итоговые обязательства и требования участников оптового рынка по договорам купли-продажи и комиссии на РСВ в соответствующей ценовой зоне за расчетный период.
Разница между итоговыми и авансовыми обязательствами или требованиями участника определяет
возвраты/доплаты по договорам участника на РСВ. В размере возвратов/доплат производятся окончательные
(итоговые) платежи за расчетный период 21 числа месяца, следующего за расчетным.
Формирование авансовых обязательств/требований по договорам купли-продажи/комиссии на РСВ для
участника происходит путем суммирования предварительных стоимостей покупки/продажи электрической энергии по всем ГТП участника в соответствующей ценовой зоне:
• для авансового платежа на 14-ое число расчетного периода суммирование производится с 1 по 9 число
текущего расчетного периода;
• для авансового платежа на 28-ое число расчетного периода суммирование производится с 10 по 23
число текущего расчетного периода.
Если при суммировании в целом по ценовой зоне на дату авансового платежа авансовые обязательства
участников превышают авансовые требования, то авансовое обязательство каждого участника, определенное в
отношении ГТП, уменьшается путем применения к нему понижающего коэффициента, рассчитанного как отношение суммарных авансовых требований к суммарным авансовым обязательствам всех участников ценовой зоны.
И наоборот, если при суммировании в целом по ценовой зоне на дату авансового платежа авансовые требования
участников превышают авансовые обязательства, то авансовое требование каждого участника, определенное в
отношении ГТП, уменьшается путем применения к нему понижающего коэффициента, рассчитанного как отношение суммарных авансовых обязательств к суммарным авансовым требованиям всех участников ценовой зоны.
По результатам расчетов на РСВ участникам оптового рынка предоставляются:
• Реестры обязательств/требований по авансовым платежам по договорам купли-продажи/комиссии на
РСВ (9 и 23 числа расчетного периода);
• Реестры обязательств/требований по договорам купли-продажи/комиссии на РСВ (в течение первого
календарного дня месяца, следующего за расчетным);
• Реестры обязательств по доплате (возврату) денежных средств в целях исполнения договоров куплипродажи/комиссии, заключенных на РСВ (в течение первого календарного дня месяца, следующего за
расчетным).
169
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
Бр:
виды инициатив отклонений
и оСоБенноСти иХ раСчета
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы ЗА
ЭлЕКТРИчЕСКУЮ
ЭНЕРГИЮ
внешняя инициатива
Собственная инициатива
иС = Факт - тг - Sив
ив1узл +ив1узл +-
ив1 +-
ив1узл +-
если
ив1>0 и ив0>0 и ива>0, или
ив1<0 и ив0<0 и ива<0
да
нет
ив1, ив0, ива
ив=ив1+ив0+ива
ив0-1 +-
ив0 +-
ива +-
Если в часе расчетного периода ИВ1, ИВО и ИВА однонаправлены, то
расчетные показатели стоимости определяются для каждой из составляющих
величин отклонений. Если же ИВ1, ИВО и ИВА разнонаправленные, то
расчетный показатель стоимости определяется для внешней инициативы
ИВ, которая определяется путем суммирования ИВ1, ИВО и ИВА. 1
1
170
Определения ИВ1, ИВ0-1, ИВА, ИВ0 см. на стр. 162
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
ФинанСовые раСчеты на Бр
Как уже говорилось, на балансирующем рынке (БР) торгуются объемы электрической энергии, составляющие отклонения фактического производства/потребления электрической энергии от плановых, определенных
на рынке на сутки вперед, которые могут быть разложены на составляющие, определяемые природой отклонения. Для проведения финансовых расчетов отнесение отклонения к одной или нескольким составляющим
величинам отклонений является ключевым для определения стоимости электрической энергии. Каждая
составляющая величина отклонения может быть как положительной (+), так и отрицательной (-). В соответствии
с регламентами оптового рынка каждой составляющей величине отклонения соответствует один из видов инициатив (ниже приведены основные из них):
• составляющая величина отклонения, относимая на внешнюю инициативу ив1, определяемая
режимом производства (потребления) для ГТП участников оптового рынка, заданным регулярными
диспетчерскими командами, являющимися результатом конкурентного отбора при балансировании
системы и равная разнице между диспетчерским объемом электрической энергии и плановым объемом
производства (потребления) электрической энергии;
• составляющая величина отклонения, относимая на внешнюю инициативу ив0, определяемая режимом
производства (потребления), заданным внеплановыми диспетчерскими командами, являющимися
результатом компенсации отклонений, неучтенных при проведении конкурентного отбора для балансирования системы, и равная разнице между объемом электрической энергии, определяемым указанными
командами, и объемом, ранее заданным регулярными диспетчерскими командами, а при их отсутствии,
плановым объемом производства (потребления) электрической энергии;
• составляющая величина отклонения, относимая на внешнюю инициативу ив0-1, обусловленная
формированием диспетчерского графика;
• составляющая величина отклонения, относимая на внешнюю инициативу ива, определяемая режимом
производства (потребления) заданным управляющими воздействиями противоаварийной и (или)
режимной автоматики, командами (распоряжениями) на изменение режима потребления, включая ввод
графиков временного отключения, а также графиков ограничения потребления, и равная разнице между
объемом электрической энергии, определяемым указанными воздействиями, и объемом, ранее
заданным внеплановыми диспетчерскими командами, при их отсутствии – регулярными диспетчерскими
командами, при отсутствии последних – плановым объемом производства (потребления) электрической
энергии;
• составляющая величины отклонения, относимая на собственную инициативу иС определяется как
величина отклонения, уменьшенная на сумму составляющих величин отклонений по внешней
инициативе.
Произведение в каждый час расчетного периода объема составляющей величины отклонения соответствующей инициативы на ставку для данного вида отклонения определяет расчетный показатель стоимости отклонения.
Ставки расчетных показателей стоимости отклонений на БР определяются как максимум или минимум из
следующих ценовых категорий (либо равными им):
¡ ставки водного налога, применяемые при использовании водных объектов без забора воды для целей
гидроэнергетики, (ставка платы за пользование водных объектов или их частей без забора (изъятия)
водных ресурсов для целей производства электрической энергии), определенные согласно информации,
предоставленной участником в коммерческий оператор в отношении данной ГТП генерации ГЭС,
зарегистрированной на оптовом рынке электрической энергии (мощности);
¡ регулируемые цены (тарифы) на электрическую энергию, поставляемую на оптовый рынок электрической энергии (мощности), утвержденные ФСТ России;
¡ величины удельных затрат в насосном режиме на гидроаккумулирующих станциях, которые рассчитываются коммерческим оператором;
¡ индикаторы стоимости диспетчерских объемов i;
¡ цены на балансирование вверх определяется для каждого часа суток фактической поставки и каждого
узла расчетной модели как максимум из индикатора стоимости диспетчерских объемов и равновесной
узловой цены
;
¡ цены на балансирование вниз определяются для каждого часа суток фактической поставки и каждого
узла расчетной модели как минимум из индикатора стоимости диспетчерских объемов и равновесной
узловой цены
;
¡ цены на электрическую энергию, для ГТП генерации, включающих генерирующие объекты, мощность
которых поставляется в вынужденном режиме (МВР);
¡ регулируемые цены (тарифы) на электрическую энергию, установленные ФСТ, для ГТП генерации,
включающих генерирующие объекты, за счет которых формируется перспективный технологический
резерв мощности;
¡ цены Тзаявл в заявках участников.
171
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
Бр:
виды иСПолЬзУемыХ
ценовыХ категорий
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы ЗА
ЭлЕКТРИчЕСКУЮ
ЭНЕРГИЮ
ФСт
рынок
Участник
172
•
регулируемая цена на электроэнергию
тээ
•
цена на электроэнергию для генерирующих
объектов, за счет которых формируется
перспективный технологический резерв
мощности
тмги
•
цена на электроэнергию для генераторов,
поставляющих мощность в вынужденном
режиме
твын.реж.
•
равновесная цена в рСв по узлам
црсв
•
индикаторы стоимости диспетчерских
объемов
i
•
цены на балансирование вверх в узле
ц(+)
•
цены на балансирование вниз в узле
ц(-)
•
цена в заявке
тзаявл
•
Ставка водного налога
тводн.налог
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
ФинанСовые раСчеты на Бр
В данном разделе уже были приведены основные ставки по внешним и собственным инициативам.
Рассмотрим принципы расчета тзаявл, тзаявл.ср.взв. (средневзвешенная цена в заявке) и средневзвешенного индикатора стоимости по объему отклонений ив0-1 при определении ставок расчетных показателей стоимости.
Расчет тзаявл при определении ставок расчетных показателей стоимости.
Цена (тзаявл), используемая для расчета соответствующих ставок, равна цене (тSзаявл) в паре «ценаколичество» заявки участника (в ступени S заявки, сформированной для участия в конкурентном отборе на
РСВ), в которой количество пары «цена-количество» соответствует следующим объемам (Vоткл):
• для ив1 и ив1_сверх_Pmin диспетчерскому объему (ДО);
• для ив0 сумме соответствующей составляющей величины отклонения по ив0-1, ив0 и диспетчерского
объема (до);
• для ива сумме соответствующих составляющих величин отклонения по ив0-1, ив0, ива и диспетчерского объема (до);
• для ив и ив_сверх_Pmin сумме соответствующих составляющих величин отклонения по ив0-1, ив0,
зафиксированного системным оператором, и ива, зафиксированного системным оператором, и диспетчерского объема (до);
• для иС сумме соответствующих составляющих величин отклонения по ив0-1, ив0, зафиксированного
системным оператором, и ива, зафиксированного системным оператором, и диспетчерского объема (до).
Если ценовая заявка участника содержит дополнительную пару «цена – количество» (ступень мощности) и если максимальный объем в основных парах «цена количество» ниже суммы диспетчерского объема и
суммарного объема отклонений по внешней инициативе, рассчитанных коммерческим оператором в отношении
данной ГТП, то коммерческий оператор увеличивает значение «количество» в основной паре «цена количество»
с максимальным значением «количество» до значения указанной суммы – в отношении инициатив ив1,
ив1_сверх_Pmin, ив0, ива, ив, ив_сверх_Pmin, иС (в нижеприведенном примере случай для ив0 (4 строка)).
Пример.
Заявка участника:
s
1
2
3
4
V заявл_S
360 000
600 000
897 000
1 801 000
T заявл_S
0,00000
0,92000
0,94000
1,65200
Инициативы и расчет Тзаявл:
ПБР
600 000
600 000
600 000
ДО
600 000
600 000
600 000
ИВ1
232 900
268 094
-42 644
ИВ0
176 900
148 500
ИВ01
-105 000
-180 000
148 500
600 000
600 000
320 246
210 000
210 000
ИВА
ИВ
1 205
105 856
V откл
671 900
421 205
897 000
Т заявл
0,94000
0,92000
0,94000
1 020 000
0,94000
s=3
s=2
s=3
s=4 ступень
мощности!
В заявке участника три пары «цена-количество» (ступени заявки S=1,2,3). четвертая (дополнительная)
пара – это ступень мощности (S=4). По каждой ступени определены: объем (Vзаявл) и цена (Тзаявл_S).
Рассчитывается объем Vоткл, по которому будем определять ступень в заявке.
Цене в этой ступени (Тзаявл_S) и будет равна цена Тзаявл.
Для ИВО (1 строка)
Vоткл = ДО+ИВО1+ИВО = 600 000 – 105 000 + 176 900 = 671 900
Этот объем Vоткл = 671 900 соответствует третьей ступени в заявке (S=3). Значит, Тзаявл = Тзаявл_3 =
0,94000
Для ИВА (2 строка)
Vоткл = ДО+ИВО1+ИВО+ИВА = 600 000 – 180 000 + 0 + 1 205 = 421 205
Этот объем Vоткл = 421 205 соответствует второй ступени в заявке (S=2). Значит, Тзаявл = Тзаявл_2 =
0,92000
Для ИВ (3 строка)
Vоткл = ДО+ИВО1+ИВО+ИВА = 600 000 + 148 500 + 148 500 + 1 205 = 897 000
Этот объем Vоткл = 897 000 соответствует третьей ступени в заявке (S=3). Значит, Тзаявл = Тзаявл_3 =
0,94000
Для ИВО (4 строка)
Vоткл = ДО+ИВО1+ИВО = 600 000 + 210 000 + 210 000 = 1 020 000
Этот объем Vоткл = 1 020 000 соответствует четвертой ступени в заявке (S=4, ступень мощности).
При попадании Vоткл на ступень мощности цена берется с предыдущей ступени! Поэтому, Тзаявл =
Тзаявл_3 = 0,94000
173
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
раСчет
тзаявл.ср.взв. При оПределении Ставок
раСчетныХ Показателей СтоимоСти
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы ЗА
ЭлЕКТРИчЕСКУЮ
ЭНЕРГИЮ
тзаявл.ср.взв. =
где
ИВх
Vmax
Vmin
ИВ1
ТГ
ДО
ИВ0
ДО+ИВ01
ДО+ИВ01+ИВ0
ИВА
ДО+ИВ01+ИВ0
ДО+ИВ01+ИВ0+ИВА
ИВ
ТГ+ИВ01
ДО+ИВ01+ИВ0+ИВА
Пример расчет тзаявл.ср.взв.
заявка участника, инициативы и расчет тзаявл.ср.взв.:
Расчет Т заявл.ср.взв. для ИВОs
V заявл
T заявл
V заявл
ДО
ИВ01
ИВ0
V max
V min
min (V max; max (Vmin;
V заявл (s) V заявл (s-1)
V откл
1
115 000
0
0
115 000
119 345
0
2
120 000
0,550
115 000
120 000
119 345
655
3
300 000
0,706
120 000
121 103
120 000
1 103
4
601 000
3,800
300 000
121 109
300 000
0
тзаявл.ср.взв. =
174
122 207
-1 104
-1 758
121 109
119 345
Т заявл.ср.взв
0,64788
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
ФинанСовые раСчеты на Бр
расчет Тзаявл.ср.взв. при определении ставок расчетных показателей стоимости.
Средневзвешенная цена в заявке (тзаявл.ср.взв.), используемая для расчета соответствующих ставок,
определяется следующим образом:
где:
– цена в ступени s заявки участника;
– в ступени s заявки участника, определенный как
где:
и
– объем в ступени заявки (s), либо объем в ступени заявки, предшествующей данной (s-1),
указанный участником;
и
– объемы, определяемые согласно таблице, приведенной на Рис. Расчет Тзаявл.ср.взв.
при определении ставок расчетных показателей стоимости.
На Рис. Расчет Тзаявл.ср.взв. при определении ставок расчетных показателей стоимости приведен пример
расчета Тзаявл.ср.взв.
расчет средневзвешенного индикатора стоимости по объему отклонений ив0-1 при определении
ставок расчетных показателей стоимости.
Для ГТП участников оптового рынка ставка, применяемая для определения расчетных показателей стоимости составляющей величины отклонения по внешней инициативе ив0-1, определяется как индикатор стоимости
для данной ГТП, средневзвешенный по объему отклонений ив0-1 для данной ГТП за расчетный месяц.
где:
снижения;
– объем составляющей величины отклонения по внешней инициативе ИВ0-1 в сторону
– объем составляющей величины отклонения по внешней инициативе ИВ0-1 в сторону
увеличения;
m – количество часов в расчетном периоде;
p – ГТП участника оптового рынка;
i – индикаторы стоимости диспетчерских объемов.
Финансовые обязательства/требования Участников оптового рынка за электрическую энергию, купленную/проданную на балансирующем рынке, определяются по каждому Договору комиссии на продажу электрической энергии по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы и Договору комиссии на продажу электрической энергии по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования
системы в обеспечение поставки электрической энергии в объеме перетока по границе с ценовыми зонами оптового рынка (далее – договор комиссии на Бр) и каждому Договору купли-продажи электрической энергии
по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы и Договору купли-продажи электрической энергии по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы в обеспечение
поставки электрической энергии в объеме перетока по границе с ценовыми зонами оптового рынка (далее –
договор купли-продажи на Бр). Договоры комиссии и купли-продажи на БР заключаются с унифицированной
стороной (ОАО «ЦФР») по аналогии с договорами купли-продажи/комиссии на продажу электрической энергии
по результатам конкурентного отбора заявок на сутки вперед (договорами, обеспечивающими куплю/продажу
электрической энергии на РСВ).
Выше было рассмотрено формирование расчетных показателей стоимости отклонения и ставок, используемых при их расчете. Сумма расчетных показателей стоимости по всем ГТП участника:
• составляет предварительное обязательство по договору купли-продажи на БР: для поставщиков –
при снижении объемов производства (отрицательные составляющие величин отклонений), для
потребителей – при увеличении объемов потребления (положительные составляющие величин
отклонений);
• составляет предварительное требование по договору комиссии на БР: для поставщиков – при увеличении объемов производства (положительные составляющие величин отклонений), для потребителей –
при снижении объемов потребления (отрицательные составляющие величин отклонений).
Определение обязательств и требования по договорам купли-продажи/комиссии на БР схематично представлено на Рис. Алгоритм определения обязательств и требований на БР.
175
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
алгоритм
оПределения оБязателЬСтв и
треБований на Бр
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы ЗА
ЭлЕКТРИчЕСКУЮ
ЭНЕРГИЮ
Участник оптового рынка
договор комиссии на Бр
договор купли-продажи на Бр
итоговые (скорректированные)
требования
итоговые (скорректированные)
обязательства
дополнительные
предварительные
требования
Предварительные
требования
гтП
генерации
рПС
по ив+
рПС
по иС+
неБаланС
гтП
потребления
рПС
по ив-
рПС
по иС-
Предварительные
обязательства
гтП
генерации
рПС
по ив-
рПС
по иС-
гтП
потребления
рПС
по ив+
рПС
по иС+
алгоритм определения обязательств и требований по договорам
купли-продажи/комиссии на Бр:
1. Произведение в каждый час расчетного периода объема составляющей
величины отклонения соответствующей инициативы на ставку для данного
вида отклонения определяет расчетный показатель стоимости отклонения
(на Рис. РПС).
2. Сумма расчетных показателей стоимости по всем внешним и собственным
инициативам в сторону увеличения для поставщика (по ГТП генерации)
либо в сторону снижения для потребителей (ГТП потребления) составляет
предварительное требование по договору комиссии на БР.
3. Предварительные требования по договору комиссии на БР могут быть
увеличены на величину дополнительных предварительных требований в
случае определения таковых для участника в расчетном периоде.
4. Сумма расчетных показателей стоимости по всем внешним и собственным
инициативам в сторону снижения для поставщика (по ГТП генерации) либо
в сторону увеличения для потребителей (ГТП потребления) составляет
предварительное обязательство по договору купли-продажи на БР.
5. Разница между суммарными по ценовой зоне предварительными
обязательствами по договорам купли-продажи на БР и требованиями по
договорам комиссии на БР формирует стоимостной небаланс Бр, который
корректирует предварительные требования и обязательства участников,
в ходе чего формируются итоговые обязательства и требования за
расчетный период.
176
расчетным периодом на оптовом рынке является один календарный
месяц.
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
ФинанСовые раСчеты на Бр
дополнительные предварительные требования.
У участника оптового рынка в случае:
• наличия в какой-либо час объема Vоткл, превышающего максимальное значение параметра
«количество» в основных парах «цена-количество» ценовой заявки участника;
• подачи участником дополнительной пары «цена-количество» (наличие ступени мощности) в указанной
заявке;
• наличия информации о запланированном в данный час развороте генерирующего оборудования,
переданного в коммерческий оператор от системного оператора относящегося к указанному часу
предварительное требование по договору комиссии на БР увеличивается на стоимость, равную произведению объема мощности дополнительно развернутого оборудования за все часы, по которым системным оператором передана информация о развороте указанного генерирующего оборудования, и цены, равной цене в дополнительной паре «цена-количество» в указанной ценовой заявке участника, в отношении первого часа данных
операционных суток, для которого выполнены вышеуказанные условия.
Предварительное требование по договору комиссии на БР также может быть увеличено на предварительную стоимость регулировочной инициативы. Отклонения по собственной регулировочной инициативе НЕ оплачиваются, а стоимость отклонений по внешней регулировочной инициативе определяется для ГТП участника как сумма расчетных показателей стоимости величин отклонения по внешней регулировочной инициативе
(ивр), оперативной внешней регулировочной инициативе в сторону увеличения (ивр+) и оперативной внешней
регулировочной инициативе в сторону снижения (ивр-).
для гтП, которым присвоен признак эвр или мвр, стоимость отклонений по внешней регулировочной инициативе определяется равной нулю.
Расчетный показатель стоимости величины отклонения по внешней регулировочной инициативе (ивр)
для ГТП участника оптового рынка определяется путем суммирования по всем ступеням ценовой заявки участника, для которых соблюдается неравенство
произведений объема отклонения по внешней
регулировочной инициативе
, отнесенного на ступень s ценовой заявки участника, и разности равновесной цены
и цены в ступени s ценовой заявки участника
А для ГТП генерации участников оптового рынка, имеющих генерирующие объекты, за счет которых
формируется перспективный технологический резерв мощности, определяется путем суммирования по всем
ступеням ценовой заявки участника, для которых соблюдается неравенство
, произведений
объема отклонения по внешней регулировочной инициативе
, отнесенного на ступень s ценовой
заявки участника, и разности наименьшей величины из равновесной цены
и регулируемой цены
(тарифа) на электрическую энергию, установленной ФСТ России
, и цены в ступени s ценовой
заявки участника
:
расчетный показатель стоимости величины отклонения по внешней регулировочной инициативе
добавляется к предварительным требованиям участника за исключением случая, когда им подана оперативная ценопринимающая заявка на уменьшение объемов производства (оцз-) в отношении данного
часа.
Расчетный показатель стоимости величины отклонения по оперативной внешней регулировочной инициативе в сторону увеличения (ивр+) для ГТП участника оптового рынка определяется путем суммирования
по всем ступеням ценовой заявки участника, для которых соблюдается неравенство
, произведений
объема отклонения по оперативной внешней регулировочной инициативе в сторону увеличения
,
отнесенного на ступень s ценовой заявки участника, и разности цены в ступени s ценовой заявки участника
и ставки, применяемой для определения расчетных показателей стоимости составляющей величины
отклонения по внешней инициативе в сторону снижения
расчетный показатель стоимости величины отклонения по оперативной внешней регулировочной
инициативе в сторону увеличения добавляется к предварительным требованиям участника за исключением случая, когда им подана оперативная ценопринимающая заявка на увеличение объемов производства (оцз+) в отношении данного часа.
177
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы ЗА
ЭлЕКТРИчЕСКУЮ
ЭНЕРГИЮ
Формирование
СтоимоСтного неБаланСа Бр
небаланс Бр
обязательства – требования
+
-
не менее 60% небаланса генераторы:
исполненная ив
не более 40% небаланса – Потребители:
объем ППП, когда
отклонения иС не превышают 2% ППП
80% времени расчетного периода
Увеличение требований
по договору комиссии
или
Снижение обязательств
по договору купли продажи
178
генераторы и Потребители:
объемы иС
Увеличение обязательств
по договору купли-продажи
или
Снижение требований
по договору комиссии
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
ФинанСовые раСчеты на Бр
расчетный показатель стоимости величины отклонения по оперативной внешней регулировочной
инициативе в сторону снижения (ивр-) для ГТП участника оптового рынка определяется путем суммирования по всем ступеням ценовой заявки участника, для которых соблюдается неравенство
, произведений объема отклонения по оперативной внешней регулировочной инициативе в сторону снижения
,
отнесенного на ступень s ценовой заявки участника, и разности ставки, применяемой для определения расчетных показателей стоимости составляющей величины отклонения по внешней инициативе в сторону увеличения
, и цены в ступени s ценовой заявки участника
расчетный показатель стоимости величины отклонения по оперативной внешней регулировочной
инициативе в сторону снижения добавляется к предварительным требованиям участника за исключением случая, когда им подана оперативная ценопринимающая заявка на уменьшение объемов производства (оцз-) в отношении данного часа.
Если в результате определения предварительных обязательств по договору купли-продажи на БР в отношении ГТП участника их величина равна нулю, а объем отличен от нуля, то:
• величина предварительных обязательств увеличивается на 1 рубль;
• если при этом объем по договору комиссии на БР, определенный в отношении этой ГТП участника,
отличен от нуля, то предварительные требования в отношении данной ГТП также увеличиваются
на 1 рубль.
Если в результате определения предварительных требований по договору комиссии на БР в отношении ГТП
участника их величина равна нулю, а объем отличен от нуля, то:
• величина предварительных требований увеличивается на 1 рубль;
• если при этом объем по договору купли-продажи на БР, определенный в отношении этой ГТП участника,
отличен от нуля, то предварительные обязательства в отношении данной ГТП также увеличиваются
на 1 рубль.
Формирование и раСПределение
СтоимоСтного неБаланСа Бр
Разница суммарных предварительных обязательств и суммарных предварительных требований участников
оптового рынка (стоимостной небаланс Бр) определяется за расчетный период для каждой ценовой зоны как
разность между величиной предварительных обязательств по договорам купли-продажи на БР и предварительных требований по договорам комиссии на БР участников оптового рынка соответствующей ценовой зоны. Если
указанная разность отрицательна – то это отрицательный стоимостной небаланс БР, если положительна – то
положительный стоимостной небаланс БР.
распределение отрицательного стоимостного небаланса.
доля, пропорционально которой распределяется отрицательный стоимостной небаланс в отношении каждой ГТП участника, определяется исходя из составляющих величин отклонений по собственной инициативе в
сторону увеличения и в сторону снижения, взятых по абсолютному значению и определенных для каждой ГТП в
совокупном объеме всех составляющих величин отклонений по собственной инициативе, за исключением:
1) объемов отклонений по собственной инициативе в пределах максимально допустимой величины почасового расхода электрической энергии на собственные нужды генерации в ГТП потребления поставщика;
2) объемов отклонений по собственной инициативе по ГТП генерации с признаком ЭВР в объеме
и МВР в объеме
;
Величина, корректирующая предварительные требования и предварительные обязательства участника
оптового рынка в каждой ГТП (корректировка начисленная) определяется как произведение доли, пропорционально которой распределяется стоимостной небаланс в отношении данной ГТП, и величины всего стоимостного
небаланса в ценовой зоне.
Далее для каждой ГТП рассчитываются:
• коэффициент, определяющий долю корректировки обязательств для ГТП как отношение объема по
договору купли-продажи на БР к сумме объемов по договору комиссии и купли-продажи, определенных
для данной ГТП;
• коэффициент, определяющий долю корректировки требований для ГТП как отношение объема по
договору комиссии на БР к сумме объемов по договору комиссии и купли-продажи, определенных
для данной ГТП.
Применяя к начисленной корректировке соответствующий коэффициент, получаем либо величину, корректирующую предварительные требования, либо предварительные обязательства участника. Таким образом, корректировка начисленная в отношении ГТП делится на две части: для обязательств и для требований.
Предварительные обязательства увеличиваются на величину начисленной корректировки для обязательств.
А предварительные требования снижаются на величину начисленной корректировки для требований (в результате
чего требования не могут стать меньше 1 рубля!). Если при этом не удалось снизить требования на всю отнесенную на них величину стоимостного небаланса (учесть начисленную корректировку для требований), то неотнесенная величина дополнительно увеличивает обязательства. Если и это невозможно, то нераспределенная величина
переходит на следующую итерацию, где распределяется в отношении других ГТП.
179
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
купляпродажа
Увеличивается
обязательство
корректировка требований
в 1-ую итерацию
либо
1 рубль
либо
2 итерация
корректировка
начисления
обязательство
требование
Уменьшается
требование
дополнительная
корректировка
обязательств
комиссия
корректировка начисления
корректируются
одновременно и
обязательства, и
требования!
раСПределение
ПоложителЬного СтоимоСтного
неБаланСа Бр
корректировка
требований
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы ЗА
ЭлЕКТРИчЕСКУЮ
ЭНЕРГИЮ
Уменьшается
требование
1 рубль
2 итерация
требование
корректировка
начисления
180
комиссия
либо
корректировка
в 1-ую итерацию
Увеличивается
обязательство
корректировка начисления
купляпродажа
обязательство
корректируются либо
требования, либо
обязательства!
корректировка
обязательств
распределение отрицательного
стоимостного небаланса Бр
Оптовый рынок. Организация торговли электрической энергией
ФинанСовые раСчеты на Бр
распределение положительного стоимостного небаланса.
Не более 40% величины положительного стоимостного небаланса БР распределяется в отношении ГТП потребителей и не менее 60 % – в отношении ГТП поставщиков.
доля, пропорционально которой распределяется положительный небаланс в ценовой зоне, определяется:
• для потребителей, которые планировали свое ППП таким образом, что для не менее 80% часов из
общего количества часов расчетного периода абсолютная величина отклонения почасового фактического потребления от ППП составляла не более 2% – пропорционально ППП в указанные часы;
• для поставщиков – пропорционально объемам внешней инициативы в отношении данной ГТП.
Величина, корректирующая предварительные требования и предварительные обязательства участника
оптового рынка в каждой ГТП (корректировка начисленная), определяется как произведение доли, пропорционально которой распределяется стоимостной небаланс в отношении данной ГТП, и величины стоимостного
небаланса в ценовой зоне (в зависимости от типа ГТП: либо стоимостного небаланса, который рассчитан для
распределения в отношении потребителей, либо в отношении поставщиков).
Если объем по договору комиссии на БР, определенный в отношении ГТП участника, отличен от нуля, то
предварительные требования увеличиваются на всю величину начисленной корректировки для данной ГТП. В
случае отсутствия объемов, образовавших финансовые требования в отношении данной ГТП, начисленная корректировка уменьшает предварительные обязательства в отношении этой ГТП по договору купли-продажи на
БР (в результате чего обязательства не могут стать меньше 1 рубля!). Если при этом не удалось снизить обязательства на всю величину начисленной корректировки, то оставшаяся нераспределенная величина переходит на
следующую итерацию, где распределяется в отношении других ГТП.
Таким образом, путем корректировки предварительных обязательств и требований участников при распределении стоимостного небаланса БР формируются итоговые обязательства и требования участников оптового рынка по договорам купли-продажи и комиссии на БР в соответствующей ценовой зоне за расчетный период.
В размере определенных итоговых обязательств и требований по договорам купли-продажи и комиссии на БР
происходит оплата электрической энергии по этим договорам 21 числа месяца, следующего за расчетным.
По результатам расчетов на БР участникам оптового рынка предоставляются:
• Реестры обязательств/требований по договорам купли-продажи/комиссии для балансирования системы
(не позднее 14 числа месяца, следующего за расчетным);
• Отчеты о величинах и стоимостях отклонений с указанием соответствующих индикаторов, цен на
балансирование вверх и вниз, и ставок, которые использовались коммерческим оператором для расчета
соответствующих стоимостей в отношении ГТП, РГЕ и узлов (публикация в xml-формате на сайте
коммерческого оператора до 18 часов 30 минут 17 числа месяца, следующего за расчетным).
181
раздел одиннадцатый
оПтовый рынок.
организация торговли
мощноСтЬЮ
Усман екатерина Юрьевна
кандидат физико-математических наук
губер алексей владимирович
Начальник Департамента сопровождения финансовых расчетов на оптовом рынке
Управления развития конкурентного ценообразования НП «Совет рынка»
Попова елена георгиевна
Начальник отдела финансовых расчетов по ДПМ
Департамента финансовых расчетов ОАО «АТС»
васильева ольга геннадьевна
Начальник отдела финансовых расчетов по мощности
Департамента финансовых расчетов ОАО «АТС»
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
временная Шкала Проведения
конкУрентныХ отБоров мощноСти
КОНКУРЕНТНыЕ
ОТБОРы МОЩНОСТИ
долгосрочные конкурентные отборы мощности (на 2017 год и далее)
заключение
дПм и
договоров
с новыми
аэС и
гэС
ком
на 4 года
вперед
Строительство новой,
поддержание
действующей мощности
4 года
Период
поставки и
оплаты – 1 год
корректировочные ком
Первые конкурентные отборы мощности
ком на ком на ком на ком на 2014, 2015, 2016, 2017
2011
2012
2013
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
ком – конкурентный отбор мощности.
дПм – договор о предоставлении мощности (эти договоры, а также договоры купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС были заключены в отношении мощности новых и модернизируемых генерирующих объектов в
конце 2010 года. Мощность, включенная в эти договоры учитывается при
проведении конкурентных отборов мощности как уже законтрактованная).
ПП о долгосрочном рынке мощности – постановление Правительства
Российской Федерации от 24.02.2010 N 89 «О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом
рынке электрической энергии (мощности)».
184
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
рынок мощноСти. долгоСрочные конкУрентные отБоры
мощноСти, Сроки иХ Проведения
С 1 января 2011 года в России действует модель долгосрочного рынка мощности, в соответствии с
которой на оптовом рынке по конкурентным ценам продается около 80% мощности (за исключением объемов
мощности, продаваемой для обеспечения потребления населения, поставляемых в рамках регулируемых договоров по тарифам).
чтобы оценить значение рынка мощности для поставщиков, достаточно сказать, что выручка от продажи
мощности составляет в среднем около 40% в объеме годовой выручки генерирующих компаний. При этом в настоящее время состояние генерации далеко от идеального – порядка 50% генерирующих мощностей требуют
модернизации или замены. Необходимо введение большого объема новых мощностей – общий объем инвестиционной программы по строительству новых генерирующих мощностей на оптовом рынке (ценовые зоны)
до 2020 года составляет около 50 ГВт.
модель долгосрочного рынка мощности призвана решить ряд задач, важнейших как для развития
электроэнергетики, так и для экономики страны в целом. В их числе:
• обеспечение долгосрочной надежности – предупреждение возникновения дефицита в энергосистеме;
• минимизация совокупной стоимости электрической энергии и мощности для потребителей посредством
формирования наиболее эффективной структуры генерации;
• повышение инвестиционной привлекательности отрасли и стимулирование инвестиционного процесса в
создание и модернизацию основных энергетических фондов.
долгосрочные конкурентные отборы мощности
Долгосрочные конкурентные отборы мощности являются основным конкурентным механизмом обеспечения на оптовом рынке достаточного количества мощности с необходимыми техническими параметрами для
покрытия прогнозируемого потребления и обеспечения требуемого резерва мощности в энергосистеме. Такие
конкурентные отборы проводятся за четыре полных года до года поставки отбираемой мощности, иными
словами, долгосрочные конкурентные отборы мощности проводятся на четыре года вперед. четырехлетний срок
соответствует сроку, за который может быть построена новая тепловая электростанция.
Заблаговременное проведение конкурентного отбора позволяет поставщикам участвовать в нем в отношении еще не построенных объектов генерации и, более того, принимать решение о строительстве (модернизации)
генерирующих объектов на основе результатов конкурентного отбора мощности. Например, для принятия решения о строительстве новой электростанции или нового блока поставщик должен понимать, будет ли его мощность
востребована и оплачена. Подавая заявку на долгосрочный конкурентный отбор мощности с ценой, в которой поставщик учитывает затраты на строительство и эксплуатацию своего генерирующего объекта, приемлемые для
него срок окупаемости и доходность проекта, поставщик изъявляет готовность построить такой объект, если его
мощность будет востребована рынком по указанной цене. В процессе проведения конкурентного отбора мощности заявка поставщика будет сравниваться с заявками других поставщиков. Если в энергосистеме через четыре
года прогнозируется значительный рост потребления, для покрытия которого необходима новая генерация, или
если предлагаемая участником мощность дешевле мощности существующих генерирующих объектов, то его заявка будет отобрана, и поставщик получит гарантию оплаты такой мощности по цене, не ниже заявленной. Если
мощность по заявленной цене не нужна энергосистеме, поставщик не строит такую станцию.
корректировочные отборы мощности
Понятно, что точно спрогнозировать потребление на четыре года вперед невозможно. Поэтому моделью
долгосрочного рынка мощности предусмотрено в четырехлетний период между долгосрочным конкурентным отбором и годом поставки отобранной на нем мощности проведение уточняющих (корректировочных) конкурентных отборов мощности. На таких отборах в случае необходимости мощность отбирается в
дополнение к уже отобранной на долгосрочном отборе. При этом обязательства поставщиков по поставке мощности, отобранной на основном (долгосрочном) отборе не изменяются, так же как и остается гарантия оплаты им
такой мощности.
Корректировочные конкурентные отборы мощности проводятся в следующих случаях:
• при существенном увеличении прогнозного объема потребления по отдельным зонам свободного
перетока или в ЕЭС России в целом относительно учтенного при проведении долгосрочного
конкурентного отбора на соответствующий год;
• при существенном нарушении поставщиками мощности сроков строительства генерирующих объектов,
мощность которых должна поставляться в соответствующем году (при условии необходимости
сохранения или увеличения прогнозируемого объема потребления);
• при внеплановом (аварийном) выводе генерирующих объектов из эксплуатации (также при условии
необходимости сохранения или увеличения прогнозируемого объема потребления);
• при возникновении угрозы локального дефицита мощности вследствие наличия ограничений
пропускной способности электрических сетей.
Первые конкурентные отборы мощности
Первые долгосрочные отборы – на 2011 – 2017 годы проводятся за меньший срок до года поставки мощности. Конкурентный отбор мощности на 2011 год проведен в конце 2010 года, на 2012 год – в конце 2011 года,
на 2013 – в 2012 году, а на 2014 – 2017 годы – в середине 2013 года. И только на годы с 2018 года и далее конкурентные отборы начинают проводиться за полных четыре года до года поставки мощности.
185
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОНКУРЕНТНыЕ
ОТБОРы МОЩНОСТИ
зоны СвоБодного Перетока
1
2
На рисунке обозначены границы зон свободного перетока, определенных в
отношении 2011 года.
Красным цветом (1) обозначены зоны свободного перетока, относящиеся
к первой ценовой зоне, желтым цветом (2) – зоны свободного перетока,
относящиеся ко второй ценовой зоне оптового рынка.
зоны свободного перетока (зСП) – это части ЕЭС России, в пределах
которых электрическая энергия и мощность, производимые или планируемые для поставок на генерирующем оборудовании с определенными техническими характеристиками, при определении сбалансированности спроса и предложения на электрическую энергию и мощность, в том числе для
целей перспективного планирования, могут быть замещены электрической
энергией и мощностью, производимыми или планируемыми для поставок с
использованием другого генерирующего оборудования с аналогичными техническими характеристиками в той же зоне свободного перетока, а замена
электрической энергией и мощностью, производимыми на генерирующем
оборудовании, расположенном в иной зоне свободного перетока, может
быть осуществлена только в пределах ограничений перетока электрической
энергии и мощности между такими зонами. Иными словами, зоны свободного перетока – это территории, на которых отсутствуют существенные системные ограничения и перетоки между которыми ограничены.
186
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
ПотреБноСтЬ энергоСиСтемы в мощноСти
и ее Удовлетворение С Учетом
ПроПУСкной СПоСоБноСти Сетей.
деление энергоСиСтемы на зоны СвоБодного Перетока
чтобы определить, сколько мощности нужно отобрать на конкурентном отборе, и какими техническими параметрами должны обладать генерирующие объекты, производящие эту мощность, необходимо понимать полную потребность энергосистемы в мощности – спрос на мощность.
Однако, для определения необходимого количества генерации недостаточно знать только объем спроса
в энергосистеме. Можно построить много новой мощности в одной части энергосистемы, и при этом иные части энергосистемы останутся дефицитными, поскольку существующие электрические сети просто не позволят
передать весь необходимый объем электрической энергии от электростанции в зону дефицита. Определяя потребности энергосистемы в мощности, необходимо учитывать возможности электрических сетей, их пропускную
способность. Для того, чтобы корректно определить потребность в мощности и возможность ее удовлетворения
за счет конкретных генерирующих объектов, а также правильно задать местоположение необходимых новых
генерирующих объектов, энергосистема России разбивается на территории, называемые зонами свободного
перетока. Спрос на мощность определяется в разбивке по этим территориям.
Деление территории ценовых зон оптового рынка на зоны свободного перетока для проведения конкурентного отбора мощности осуществляется системным оператором с учетом существующих системных ограничений,
планов развития сетей до года, на который проводится конкурентный отбор мощности, и соответствующих изменений пропускной способности линий.
Изначально, в 2010 году, на оптовом рынке были определены 29 зон свободного перетока, из них 22 зоны
на территории первой ценовой зоны оптового рынка (Европейская часть Российской Федерации и Урал), и 7 зон
– на территории Сибири. Разделение ценовых зон на зоны свободного перетока приведено на рисунке слева.
При проведении конкурентного отбора мощности на 2012 год количество зон свободного перетока было уменьшено до 27.
В дальнейшем, с учетом планов развития сетей планируется постепенное укрупнение и объединение зон
свободного перетока, а, соответственно, дальнейшее уменьшение их количества.
Помимо перечня зон свободного перетока перед проведением конкурентного отбора мощности системный
оператор определяет значения максимально допустимых объемов поставки мощности между зонами свободного
перетока.
При проведении конкурентного отбора нужно отобрать такие генерирующие объекты, мощность которых
удовлетворит спрос на мощность в каждой зоне свободного перетока, с учетом возможностей поставки мощности из одной зоны в другую. Но достаточный объем мощности еще не гарантирует надежность и бесперебойную
поставку электрической энергии. Отобранные генерирующие объекты должны обладать такими техническими
характеристиками, которые позволят обеспечить выработку электрической энергии в режиме, повторяющем суточные и сезонные колебания потребления. Если отобрать на конкурентном отборе только станции с маленьким
диапазоном регулирования, они не обеспечат прохождение одновременно и пикового часа суток и ночного минимума нагрузки. Поэтому системный оператор, кроме объема спроса определяет также необходимые в каждой
зоне свободного перетока совокупные технические параметры генерации и минимальные (пороговые) значения
параметров генерирующих объектов, с которыми эти объекты могут быть отобраны на конкурентном отборе.
При проведении конкурентного отбора поставщики в первую очередь конкурируют с поставщиками, генерирующие объекты которых расположены в той же зоне свободного перетока. Поэтому очень важно наличие
конкурентной среды в каждой зоне свободного перетока. Однако, на сегодняшний день далеко не везде складывается конкурентная ситуация. Во многих зонах свободного петока существует один или несколько доминирующих поставщиков, со стороны которых возможно прямое влияние на результаты конкурентного отбора мощности, в том числе на цены, по которым покупатели будут покупать мощность. В связи с этим для зон свободного
перетока, в которых сложился недостаточный уровень конкуренции, Правилами оптового рынка предусмотрены
особые правила проведения конкурентного отбора мощности и особые правила ценообразования. Также для
доминирующих поставщиков предусмотрен ряд требований, направленных на недопущение злоупотребления
такими поставщиками своим доминирующим положением. Перед проведением конкурентного отбора мощности
ФАС России производит анализ уровня конкуренции по зонам свободного перетока. По итогам этого анализа
ФАС России определяет зоны свободного перетока, в которых при проведении конкурентного отбора мощности
будет применяться предельный уровень цены на мощность.
187
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОНКУРЕНТНыЕ
ОТБОРы МОЩНОСТИ
исходные данные
Спрос на мощность
с учетом планового
коэффициента
резервирования
ПроцеСС
конкУрентного отБора мощноСти
ценовые заявки
участников ком
Предварительная цена
покупки мощности в зСП
Предельные объемы
поставки между зонами
Совокупные технические
параметры ген.
оборудования в зоне
цены продажи
мощности генераторов
ком
(формализованная
процедура отбора)
объемы, подлежащие
обязательной покупке
(дПм, новые гэС/аэС,
Птрм)
наличие предельного
(макс. и мин.) размера
цены на мощность в зоне
результаты ком
Перечень
неотобранных
генераторов
выявление
дефицитных зон
тарифы
«самых дорогих»
генераторов
объем
непокрытого спроса
документы, на основе которых формируется исходная информация
для проведения конкурентного отбора мощности:
• Перечень зон свободного перетока (зСП) – приказ Минэнерго России
от 06.04.2009 № 99 «Об утверждении порядка определения зон свободного
перетока электрической энергии (мощности)»
• Прогноз потребления электрической энергии, объем спроса на
мощность и величины плановых коэффициентов резервирования мощности по зСП – приказ Минэнерго России от 07.09.2010 № 431 «Об утверждении Положения о порядке определения величины спроса на мощность для
проведения долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на
оптовом рынке электрической энергии (мощности) и порядке определения
плановых коэффициентов резервирования мощности в зонах (группах зон)
свободного перетока электрической энергии (мощности)»
• технические параметры генерирующего оборудования – приказ
Минэнерго России от 07.09.2010 № 430 «Об утверждении Порядка учета
технических характеристик (параметров) генерирующего оборудования в
ходе приема заявок участников конкурентного отбора мощности, а также
для определения результатов конкурентного отбора мощности»
• Предельный уровень цен на мощность – постановление Правительства РФ от 13.04.2010 № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности)»
• Перечень зСП, в которых конкурентный отбор мощности на 2012 год
проводится с использованием предельного размера цены на мощность
– приказ ФАС России от 21.06.2011 № 457 «Об определении зон свободного
перетока, в которых конкурентный отбор мощности на 2012 год проводится
с использованием предельного размера цены на мощность»
• цены (тарифы) на мощность в отношении «вынужденных» и «дорогих» генераторов утверждаются приказами ФСТ России
188
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
ПроцеСС конкУрентного отБора мощноСти
Публикация информации
Перед проведением конкурентного отбора мощности организатор отбора – системный оператор публикует информацию, необходимую для его проведения и для формирования ценовых заявок поставщиков. Публикации подлежит следующая информация:
• период приема ценовых заявок на конкурентный отбор мощности (дата начала и дата окончания),
требования к содержанию ценовых заявок, порядок их подачи;
• перечень и описание зон свободного перетока и значения максимально возможных объемов поставки
мощности между ними;
• установленный ФАС России перечень зон свободного перетока, в которых конкурентный отбор
мощности будет проводиться с применением предельного уровня цены на мощность;
• объем спроса на мощность в каждой зоне свободного перетока на предстоящем конкурентном отборе
мощности, а также прогноз потребления на год, на который проводится конкурентный отбор мощности,
для каждой зоны свободного перетока и величины плановых коэффициентов резервирования в зонах
свободного перетока;
• необходимые совокупные технические параметры генерирующего оборудования в каждой зоне
свободного перетока;
• объем мощности генерирующих объектов в каждой зоне свободного перетока, учитываемых при
проведении конкурентного отбора мощности как генерирующие объекты, мощность которых подлежит
покупке вне зависимости от результатов конкурентного отбора мощности (в отношении которых
заключены договоры о предоставлении мощности и договоры купли-продажи мощности новых атомных
станций и гидроэлектростанций), и также технические параметры этих генерирующих объектов;
• минимальный объем мощности, который требуется отобрать в зоне свободного перетока по результатам
конкурентного отбора мощности;
• минимальные значения технических параметров генерирующего оборудования, необходимые для
участия этого оборудования в конкурентном отборе мощности.
ценовые заявки поставщиков
в конкурентном отборе мощности могут участвовать поставщики – участники оптового рынка, в
отношении генерирующих объектов, зарегистрированных на оптовом рынке в качестве генерирующих единиц
мощности, заключившие все предусмотренные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка
договоры, обеспечивающие формирование обязательств поставщиков по поставке мощности по итогам конкурентного отбора (если мощность будет отобрана). Регистрация в качестве генерирующих единиц мощности производится как в отношении действующего оборудования, так и в отношении оборудования, только планируемого
к вводу в эксплуатацию. В генерирующую единицу мощности включается оборудование, соответствующее неразделимой для процесса производства электрической энергии части электростанции, например, блок, неблочная часть станции, часть неблочной части станции. Регистрация генерирующей единицы мощности предполагает отнесение генерирующего оборудования к какой-либо точке электрической сети, включение его в расчетную
модель оптового рынка. Каждая генерирующая единица мощности, зарегистрированная на оптовом рынке, относится к какой-либо ГТП или условной ГТП (для еще не введенного в эксплуатацию генерирующего оборудования). К одной ГТП генерации на оптовом рынке могут быть отнесены несколько генерирующих единиц мощности.
В сроки, указанные системным оператором, поставщики – участники конкурентного отбора мощности подают ценовые заявки на конкурентный отбор мощности. В отношении каждой генерирующей единицы мощности
поставщик подает отдельную ценовую заявку. Такие заявки группируются в совокупность заявок, подаваемых в
отношении электростанции.
ценовая заявка на конкурентный отбор мощности выражает готовность поставщика продать объем
мощности, указанный в ценовой заявке, по цене, не ниже указанной в ценовой заявке.
Объем, указываемый поставщиком в ценовой заявке, подаваемой в отношении генерирующего объекта,
должен соответствовать объему располагаемой мощности этого генерирующего объекта. Объем указывается
в заявке в отношении каждого месяца года, на который проводится конкурентный отбор мощности. Таким образом, предлагаемый к продаже объем мощности отражает неравномерность располагаемой мощности генерирующего оборудования в течение года.
В заявке указывается только одно значение цены, которое распространяется на все месяцы года.
Кроме этого, в ценовой заявке на конкурентный отбор мощности поставщик указывает параметры своего оборудования (не хуже заданных системным оператором пороговых значений), которые он обязуется
соблюдать.
результаты конкурентного отбора
После сбора заявок происходит формализованная процедура отбора, которая подробно будет описана
ниже. По итогам этой процедуры системный оператор формирует, а затем публикует результаты конкурентного отбора.
189
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОНКУРЕНТНыЕ
ОТБОРы МОЩНОСТИ
ПроцедУра
конкУрентного отБора мощноСти
I этап
V этап
моделируется отбор без
учета тех. параметров
определение цен
конкурентного отбора
для поставщиков и
покупателей
цена I этапа
II этап
отбор с учетом
технических параметров
III этап
Учет невозможности
отбора части мощности
ген. объекта
IV этап
Проверка достаточности
выработки э/э, если
нужно – добор
перечень отобранных
На схеме показан процесс отбора ценовых заявок и определения цен конкурентного отбора мощности, проводимый системным оператором после сбора ценовых заявок поставщиков.
Входной информацией для указанного процесса являются ценовые заявки
участников, объем спроса в каждой зоне свободного перетока, информация
о мощности, которая подлежит оплате на оптовом рынке вне зависимости
от результатов конкурентного отбора мощности и технические параметры
энергосистемы.
На выходе – результаты конкурентного отбора мощности.
190
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
треБования к ценам в заявкаХ и ПроцедУра
конкУрентного отБора мощноСти
Правилами и регламентами оптового рынка предусматривается ряд требований к ценам, которые поставщики указывают в заявках на конкурентный отбор мощности. Эти особенности можно разбить на 3 группы:
• общие требования к заявкам, действующие во всех зонах свободного перетока;
• особенности формирования цены для зон свободного перетока, в которых конкурентный отбор в
соответствии с решением ФаС россии проводится с применением предельного уровня цены на
мощность;
• особенности формирования цены для зон свободного перетока, в которых не применяется
предельный уровень.
К общим требованиям относятся следующие.
Во-первых, при проведении конкурентных отборов мощности на 2011 и 2012 годы поставщики – владельцы
атомных станций и гидроэлектростанций, которым дается право заключить договоры купли-продажи мощности
новых атомных станций и гидроэлектростанций, должны в отношении всех своих генерирующих объектов подавать только ценопринимающие заявки.
Во-вторых, только ценопринимающие заявки в отношении всех своих генерирующих объектов должны подавать поставщики, которые не воспользовались правом заключения договоров о предоставлении мощности
или просрочили ввод какого-либо объекта по договору о предоставлении мощности более, чем на 1 год.
Кроме того, ФАС России по итогам анализа конкурентной ситуации в зонах свободного перетока может
установить для генерирующих объектов поставщика (аффилированных поставщиков), расположенных в одной
зоне свободного перетока, иные особенности формирования цен в заявках на конкурентный отбор мощности.
Например, ФАС России может выпустить предписание о подаче ценовых заявок с единым значением цены или
со значением цены, не превышающим определенной величины.
Регламентами оптового рынка предусмотрена возможность приведения ценовой заявки поставщика в соответствие с установленными требованиями, если поставщик дает на это свое согласие, – модификация заявки.
Процедура конкурентного отбора
Расчеты конкурентного отбора мощности производятся сразу для всей территории каждой ценовой зоны.
При расчетах учитывается спрос на мощность, определенный на декабрь, уменьшенный на мощность генерирующих объектов, которая будет оплачиваться вне зависимости от результатов конкурентного отбора мощности,
для каждой зоны свободного перетока, с учетом перетоков между зонами. В процессе расчета конкурентного
отбора решается ряд оптимизационных задач. Сам процесс отбора – выбора из поданных заявок тех, которые
будут отобраны на конкурентном отборе мощности, осуществляется в несколько этапов.
на 1-ом этапе расчет производится без учета технических параметров генерации, например, таких,
как маневренность. Генерация отбирается исключительно для обеспечения необходимого объема мощности в
каждой зоне свободного перетока с учетом перетоков между зонами по критерию минимизации стоимости отобранной на данном этапе мощности. Для этих целей решается оптимизационная задача отбора ценовых заявок
поставщиков с минимальной ценой в объеме, обеспечивающем покрытие спроса на мощность по зонам свободного перетока с учетом ограничений на поставку между зонами свободного перетока и без учета совокупных
технологических ограничений. По итогам решения такой задачи определяются отобранные на 1-ом этапе заявки
и равновесная (маржинальная) цена 1-ого этапа.
на 2-ом этапе без учета результатов 1-го этапа производится расчет с учетом технических параметров генерации. Здесь отбираются ценовые заявки поставщиков на продажу мощности с минимальной ценой
в объеме, обеспечивающем покрытие спроса на мощность по зонам свободного перетока с учетом ограничений
на поставку между зонами свободного перетока и с учетом условия об удовлетворении совокупных технических
параметров генерирующих объектов требуемым значениям.
на 3-м этапе осуществляется определение объемов мощности генерирующих объектов, исходя из
условия включения/не включения в состав отобранных генерирующего целого объекта (заявка, поданная
в отношении генерирующей единицы мощности, может быть либо отобрана целиком, либо не отобрана вообще).
Этот расчет производится на базе результатов 2-ого этапа отбора. При этом производится сравнение стоимости «добора» объема мощности генерирующего объекта, отобранного на 2-ом этапе только на часть объема, и
стоимости мощности другого генерирующего объекта, не отобранного на 2-ом этапе, и отбор которого вместо
объекта, отобранного частично, сохранит выполненными совокупные требования к техническим параметрам отобранной генерации.
на 4-ом этапе осуществляется проверка достаточности для покрытия прогнозируемого потребления электрической энергии объемов возможной выработки с использованием генерирующих объектов,
отобранных на 2-ом этапе с учетом их изменений на 3-ем этапе отбора. В случае недостаточности, дополнительно могут быть отобраны генерирующие объекты, позволяющие покрыть прогнозируемое потребление
электрической энергии.
Перечень генерирующих объектов, отобранных по итогам проведения 2-го этапа отбора, с учетом его корректировки в процессе проведения 3-его и 4-ого этапов отбора определяет генерирующие объекты, отобранные на данном конкурентном отборе мощности.
На 5-ом этапе осуществляется определение цен на мощность для покупателей и поставщиков, отобранных по итогам проведения 2-го, 3-его и 4-ого этапов. Исходя из этих цен в году поставки мощности по
итогам данного конкурентного отбора мощности будет рассчитываться стоимость мощности, покупаемой и продаваемой по итогам конкурентного отбора мощности. Порядок определения этих цен зависит от наличия в зоне
свободного перетока предельного уровня цен на мощность.
191
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОНКУРЕНТНыЕ
ОТБОРы МОЩНОСТИ
СХема ценооБразования на
конкУрентном отБоре мощноСти в
зоне СвоБодного Перетока, в которой
ПрименяетСя ПределЬный УровенЬ
цены на мощноСтЬ
цена
Предельный уровень цены
мощность не
прошла отбор
цена конкурентного отбора
Учитываются объемы обязательных
инвестиционных проектов
(дПм, новые аэС и гэС)
нижний уровень
отобранный объем мощности
Спрос
объем
На рисунке показан принцип отбора и ценообразования при проведении
конкурентного отбора мощности в зоне свободного перетока, в которой в
соответствии с решением ФАС России применяется предельный уровень
цены на мощность. При проведении конкурентного отбора учитывается
мощность, которая будет оплачиваться вне зависимости от результатов конкурентного отбора мощности – по договорам о предоставлении мощности и
купли-продажи мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций,
генерирующих объектов, в отношении которых на момент проведения отбора известно, что их мощность будет поставляться в вынужденном режиме. В
отношении таких объемов мощности при проведении конкурентного отбора
моделируются ценопринимающие заявки.
И отобранные генерирующие объекты, и цена мощности в такой зоне свободного перетока определяются с учетом технических параметров генерирующих объектов. Т.е. отбираются такие объекты, совокупные параметры
которых удовлетворяют необходимым требованиям.
Цена конкурентного отбора в таких зонах свободного перетока одинакова
для всех поставщиков и покупателей и не может быть больше предельного
максимального размера цены на мощность и меньше предельного минимального размера цены на мощность.
192
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
оСоБенноСти конкУрентного отБора и ценооБразования
в зонаХ СвоБодного Перетока, в которыХ конкУрентный
отБор мощноСти ПроводитСя С Применением
ПределЬного Уровня цены на мощноСтЬ
Как уже говорилось, перед проведением конкурентного отбора мощности ФАС России проводит анализ
конкурентности зон свободного перетока и по его итогам определяет перечень зон свободного перетока с недостаточным уровнем конкуренции. В таких зонах свободного перетока при проведении конкурентного отбора
мощности используется предельный уровень (предельный размер) цены на мощность.
В связи с наличием одного или нескольких доминирующих поставщиков практически в каждой зоне свободного перетока, ФАС России перед проведением конкурентного отбора мощности на 2011 год объявила о необходимости применения предельного уровня цены на мощность во всех зонах свободного пертока, кроме «Центр» и
«Урал», а на 2012 год к этим двум зонам добавилась также зона свободного перетока «Сибирь».
величина предельного размера цены на мощность
величина предельного размера цены на мощность для проведения конкурентного отбора мощности
устанавливается Правительством российской Федерации до даты публикации информации о проведении
конкурентного отбора мощности на основании предложений ФСт россии, согласованных с минэкономразвития россии. Предложения формируются в соответствии с методикой расчета предельных размеров цены
на мощность для проведения конкурентных отборов мощности, утверждаемой ФСТ России.
При проведении конкурентного отбора мощности на 2011 год величина предельного размера цены на мощность была установлена 118 125 тыс. руб./МВт в месяц для зон свободного перетока, относящихся к первой
ценовой зоне оптового рынка, и 126 367,5 тыс. руб./МВт в месяц для зон свободного перетока, относящихся ко
второй ценовой зоне оптового рынка.
При проведении конкурентного отбора мощности на 2012 год величины предельного размера цены на мощность были установлены на уровне прошлогодних.
Конкурентный отбор мощности в таких зонах свободного перетока проходит с учетом следующих особенностей.
требования к ценовым заявкам поставщиков
Для генерирующих объектов, расположенных в зонах свободного перетока, в которых конкурентный отбор
проводится с применением предельного уровня цены на мощность, в дополнение к общим требованиям к ценовым заявкам существует требование о непревышении значения цены мощности в заявке поставщика предельного уровня цены на мощность.
Если поставщик указывает в заявке цену, превышающую предельный размер цены за мощность, его заявка не будет отобрана на конкурентном отборе.
При проведении конкурентного отбора мощности многие поставщики, для которых установленная величина
предельного размера цены за мощность была слишком низкой, т.е. не обеспечивала необходимой выручки, специально указывали в заявках цены, превышающие предельный размер цены за мощность, зная что в 2011 году
их генерирующие объекты будут отнесены к числу поставляющих мощность в вынужденном режиме (в 2011 году
все неотобранные на конкурентном отборе генерирующие объекты автоматически становились вынужденными).
При проведении конкурентных отборов на 2012 и последующие годы у поставщиков, не отобранных на конкурентном отборе, нет гарантии отнесения к поставщикам мощности в вынужденном режиме. Поэтому стратегия
таких поставщиков может быть пересмотрена.
особенности определения цен мощности по итогам конкурентного отбора
Цены для поставщиков и для покупателей определяются на 5-ом этапе процедуры конкурентного отбора
мощности. При этом они одинаковы для всех поставщиков и покупателей, расположенных в каждой из рассматриваемых зон свободного перетока, и равны максимальному из следующих значений:
• максимальной из цен, указанных в отобранных заявках поставщиков в отношении генерирующих
объектов, расположенных в данной зоне свободного перетока;
• цене, определенной для данной зоны свободного перетока на 1-ом этапе отбора.
При этом такая единая цена не может быть больше предельного уровня цены на мощность и не может быть
меньше нижнего предельного уровня – минимально допустимой цены. Минимально допустимая цена существует
только в зонах свободного перетока, в которых конкурентный отбор мощности проводится с применением предельного уровня. Значение минимально допустимой цены определено Правительством Российской Федерации
исходя из минимального тарифа на мощность, установленного на 2010 год для тепловой генерации в соответствующей ценовой зоне оптового рынка.
Фактически, сейчас при проведении конкурентного отбора мощности с применением предельного
размера цены на мощность цены, определяемые по итогам этого отбора практически во всех случаях
равны предельному размеру цены на мощность.
193
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОНКУРЕНТНыЕ
ОТБОРы МОЩНОСТИ
отБор мощноСти и ценооБразование в
зоне СвоБодного Перетока, в которой
не ПрименяетСя ПределЬный УровенЬ
цены на мощноСтЬ
определение цены без учета
технических параметров
Спрос
оплата по минимуму
из заявки и тарифа
Цена
цена конкурентного отбора
Приоритетно учитываются
• ДПМ, новые АЭС и ГЭС
• Ценопринимающие заявки
отбор с учетом технических
параметров
е
ен
15% самого
дорогого
предложения
ьн
ал
ар
ом
п
та
н
жи
ц
ой
Не отобраны
ла
оп
Объем
Объем
При проведении конкурентного отбора учитывается мощность, которая будет оплачиваться вне зависимости от результатов конкурентного отбора
мощности – по договорам о предоставлении мощности и купли-продажи
мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций, генерирующих
объектов, в отношении которых на момент проведения отбора известно, что
их мощность будет поставляться в вынужденном режиме. В отношении таких объемов мощности при проведении конкурентного отбора моделируются ценопринимающие заявки, что и показано на рисунке.
Цена конкурентного отбора для покупателей определяется в процессе сравнения заявок без учета технических параметров генерирующего оборудования, а также без учета заявок, составляющих 15% в первой ценовой зоне
оптового рынка и 10% во второй ценовой зоне предложения с наиболее высокими ценами в заявках.
Перечень отобранных генерирующих объектов определяется с учетом технических параметров. При этом могут быть не отобраны генерирующие объекты с более низкими ценами, но худшими параметрами.
194
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
оСоБенноСти конкУрентного отБора и ценооБразования
в зонаХ СвоБодного Перетока, в которыХ конкУрентный
отБор мощноСти ПроводитСя Без Применения
ПределЬного Уровня цены на мощноСтЬ
В зонах свободного перетока, в которых по итогам проводимого ФАС России анализа конкурентности не
выявлена необходимость использования предельного уровня цены на мощность при проведении конкурентного
отбора мощности, конкурентный отбор проводится с учетом следующих особенностей.
требования к ценовым заявкам поставщиков.
Если поставщик владеет генерирующими объектами, расположенными в одной зоне свободного перетока,
совокупная установленная мощность которых составляет значительную долю в совокупном объеме установленной мощности всех генерирующих объектов в соответствующей зоне свободного перетока, то такой поставщик
должен в отношении части своих генерирующих объектов подать ценопринимающие заявки на конкурентный
отбор мощности (заявки, отражающие, что поставщик готов продать мощность по любой цене, которая сложится
по итогам конкурентного отбора мощности). Под значительной долей мощности понимается доля мощности,
равная или превышающая 15% для первой ценовой зоны оптового рынка и 10% для второй ценовой зоны. Если
в одной зоне свободного перетока функционируют несколько поставщиков, аффилированных между собой, что
подтверждается ФАС России, то доля установленной мощности генерирующих объектов в совокупной установленной мощности всех генерирующих объектов в зоне свободного перетока рассчитывается для них в совокупности. Также для таких поставщиков в совокупности рассчитывается и объем установленной мощности генерирующих объектов, в отношении которых должны быть поданы ценопринимающие заявки.
Объем установленной мощности генерирующих объектов с «обязательным ценоприниманием» должен составлять не менее разницы совокупного объема установленной мощности генерирующих объектов таких поставщиков (поставщика) и объема, составляющего 15% для первой ценовой зоны (10% для второй ценовой зоны)
объема установленной мощности всей генерации в этой зоне свободного перетока.
особенности определения цен мощности по итогам конкурентного отбора
Для зоны свободного перетока, в которой конкурентный отбор проводится без предельного уровня, правилами оптового рынка установлены следующие принципы определения цен. Во-первых, цена конкурентного
отбора мощности для покупателей определяется ценой, рассчитанных без учета необходимости выполнения
требования по удовлетворению технических параметров отобранной генерации заданным значениям, т.е. ценой
определенной на 1-ом этапе конкурентного отбора. Во-вторых, доля наиболее дорого предложения в зоне свободного перетока, равная 15% в зонах первой ценовой зоны и 10% – второй ценовой зоны, не участвует в формировании цены для покупателей. В соответствии с этими принципами цена мощности, определенная по итогам
конкурентного отбора для покупателей в зоне свободного перетока без предельного уровня, равна минимальной
из следующих цен:
• цены, определенной на 1-ом этапе отбора;
• максимальной из цен в заявках, не попавших в 15% (10%) наиболее дорогого предложения в зоне
свободного перетока.
Генерирующие объекты, отобранные на конкурентном отборе, по принципу определения для них цены конкурентного отбора можно разделить на три группы:
1) генерирующие объекты с ценой в заявке не больше цены, определенной для покупателей – для таких
объектов цена конкурентного отбора определяется равной цене покупателей в данной зоне свободного
перетока;
2) генерирующие объекты с ценой в заявке больше цены, определенной для покупателей, и при этом не
вошедшие в 15% (10%) наиболее дорогого предложения в зоне свободного перетока – для таких
объектов цена конкурентного отбора равна цене, указанной в ценовой заявке, поданной в отношении
объекта;
3) генерирующие объекты, вошедшие в 15% (10%) наиболее дорогого предложения в зоне свободного
перетока – для них цена конкурентного отбора равна цене, минимальной из:
• цены, указанной в ценовой заявке, поданной в отношении такого объекта;
• цены, установленной для такого генерирующего объекта ФСТ России.
При проведении конкурентного отбора мощности на 2011 год предельный уровень цены на мощность не применялся в зонах свободного перетока «центр» и «Урал», а при проведении конкурентного
отбора мощности на 2012 год – в зонах «центр», «Урал» и «Сибирь».
195
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОНКУРЕНТНыЕ
ОТБОРы МОЩНОСТИ
резУлЬтаты конкУрентного отБора
мощноСти
электростанции,
оплачиваемые по цене
конкурентного отбора
отоБраны
гэС, аэС,
Поставщики, просрочившие
вводы по дПм
действующие
электростанции
по итогам
конкурентного
отбора
цена определяется по
итогам конкурентного
отбора
особое
ценообразование
вывод из эксплуатации временно
невозможен по технологическим
причинам (теплоснабжение,
гидросооружения, недостаточная
пропускная способность
электрической сети и т.п.)
электростанции,
поставляющие мощность
в вынужденном режиме
не отоБраны
остальные
электростанции
Свободная цена на э/э +
тариф на мощность
(за вычетом доходов на
рынке э/э)
нет оплаты мощности
На рисунке показана классификация генерирующих объектов по итогам
конкурентного отбора мощности.
Сезонный коэффициент – отношение среднего за три предшествующих
года значения объема максимального потребления электрической энергии
в определенные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки
в ценовой зоне в соответствующем месяце к среднему за три предшествующих года значению объема среднегодового максимального потребления
электрической энергии в определенные системным оператором плановые
часы пиковой нагрузки в этой же ценовой зоне.
196
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
резУлЬтаты конкУрентного отБора мощноСти, оСоБые
СлУчаи ценооБразования, неотоБранная мощноСтЬ
результаты конкурентного отбора
После проведения конкурентного отбора мощности системный оператор публикует его итоги:
• перечень отобранных генерирующих объектов;
• цены мощности для покупателей по зонам свободного перетока;
• цены мощности для поставщиков (по генерирующим объектам и агрегированные до гтП генерации).
Стоимость мощности, продаваемой по итогам конкурентного отбора мощности, определяется исходя из
цены, определенной по результатам конкурентного отбора мощности по соответствующей группе точек поставки
с учетом ежегодной индексации этой цены, умноженной на сезонный коэффициент.
Сезонный коэффициент определяется коммерческим оператором оптового рынка как отношение среднего за три предшествующих года значения объема максимального потребления электрической энергии в
определенные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки в ценовой зоне в соответствующем
месяце к среднему за три предшествующих года значению объема среднегодового максимального потребления электрической энергии в определенные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки в этой
же ценовой зоне.
не отобранные на конкурентном отборе мощности генерирующие объекты
Генерирующие объекты, не отобранные на конкурентном отборе, т.е. не вошедшие в опубликованный перечень, не будут получать оплату мощности по результатам конкурентного отбора.
Реестр итогов конкурентного отбора мощности и перечень не отобранных на конкурентном отборе мощности генерирующих объектов направляется системным оператором на рассмотрение Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики для подготовки согласованных предложений о создании условий
для вывода из эксплуатации неэффективного и устаревшего генерирующего оборудования, не отобранного на
конкурентном отборе мощности, и предложений об отнесении генерирующих объектов, не отобранных на конкурентном отборе мощности, к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме,
в случае, если такие объекты не могут быть выведены из эксплуатации до года, на который был проведен конкурентный отбор мощности, если их мощность и электрическая энергия необходимы в энергосистеме или если
такие объекты вырабатывают тепло и участвуют в теплоснабжении населенных пунктов.
особые случаи ценообразования при продаже мощности по итогам конкурентного отбора мощности
Мощность генерирующих объектов гидроэлектростанций, расположенных во второй ценовой зоне оптового
рынка, продается по итогам конкурентного отбора мощности по установленным ФСТ России тарифам (по тем же
тарифам, по которым мощность этих станций продается по регулируемым договорам для населения).
мощность генерирующих объектов атомных электростанций и гидроэлектростанций в 2011-2012 годах продается по результатам конкурентного отбора мощности по цене, равной цене, определенной по
итогам конкурентного отбора, увеличенной на рассчитанную ФСт россии величину надбавки к этой цене.
Надбавка рассчитывается с учетом инвестиционной программы компаний, представляющих атомную генерацию
и гидрогенерацию. После 2012 года надбавка рассчитывается только в том случае, если средств, получаемых от
продажи электрической энергии и мощности атомных электростанций и гидроэлектростанций на оптовом рынке
не хватает для безопасного функционирования этих объектов.
Если участник оптового рынка, который в соответствии с утвержденным Правительством Российской Федерации перечнем должен был заключить договоры о предоставлении мощности, не заключил эти договоры в
срок до истечения срока приема заявок для участия в конкурентном отборе мощности на 2011 год, то мощность
всех генерирующих объектов такого поставщика продается по итогам конкурентного отбора мощности по цене,
равной минимальной из цены мощности, определенной по результатам конкурентного отбора, и цены мощности,
определенной ФСТ России специально для указанного случая.
Если участник оптового рынка, заключивший договоры о предоставлении мощности просрочил ввод в эксплуатацию хотя бы одного из указанных в договоре генерирующих объектов, и если такая просрочка не обусловлена невыполнением обязательств со стороны сетевой компании или газо-транспортной организации, то
до ввода соответствующего объекта в эксплуатацию мощность всех генерирующих объектов такого поставщика
продается по итогам конкурентного отбора мощности по цене, равной минимальной из цены мощности, определенной по результатам конкурентного отбора, и цены мощности, определенной ФСТ России специально для
указанного случая.
При этом цена, устанавливаемая ФСТ России, учитывает (в сторону снижения стоимости мощности) прогнозируемый доход участника оптового рынка от продажи электрической энергии на оптовом рынке по маржинальным рыночным ценам, а также тот факт, что часть средств на строительство новых генерирующих объектов уже была получена участником оптового рынка в результате первичного размещения ими акций или
размещения акций дополнительных выпусков в соответствии с решениями, принятыми органами управления
ОАО РАО «ЕЭС России».
197
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ДОГОВОРы О
ПРЕДОСТАВлЕНИИ
МОЩНОСТИ
договорная конСтрУкция
договор
о предоставлении
мощности
агентский договор
о продаже мощности
генерирующая
компания
клиринговая
компания
Покупатель
мощности
Покупатель
мощности
Покупатель
мощности
Со + атС + Совет рынка
Покупатель
мощности
На рисунке представлена договорная конструкция договоров о предоставлении мощности, обеспечивающая исполнение поставщиками своих инвестиционных обязательств. Аналогичная конструкция договоров заключается
поставщиками в отношении новых генерирующих объектов атомных станций
и гидроэлектростанций, которые должны быть построены в соответствии с
инвестиционным программами Концерна Росэнергоатом и ОАО «РусГидро».
Поставщики заключают агентский договор, в соответствии с которым ОАО
«ЦФР» как агент осуществляет продажу мощности их генерирующих объектов всем покупателям ценовой зоны оптового рынка.
198
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
договоры о ПредоСтавлении мощноСти.
договорная конСтрУкция
генерирующие организации, созданные в результате реорганизации в 2008 году оао рао «еэС россии», вместе с генерирующими мощностями стали правоприемниками по обязательствам по реализации
сформированных оао рао «еэС россии» инвестиционных программ по модернизации действующей генерации и строительству новых генерирующих объектов. С 2008 года инвестиционные программы этих компаний были актуализированы и закреплены Распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.08.2010 №
1334-р. Указанное распоряжение Правительства Российской Федерации определяет перечень организаций, для
которых устанавливаются обязательства по выполнению инвестиционной программы, для каждой из этих организаций – перечень генерирующих объектов, которые должны быть построены или модернизированы, с указанием
сроков реализации соответствующего мероприятия, местонахождения и параметров нового (модернизированного)
генерирующего объекта, таких, как его установленная мощность, вид используемого топлива, диапазон регулирования и других.
Для закрепления за поставщиками обязательств по реализации инвестиционных программ была разработана конструкция договоров о предоставлении мощности.
Аналогичные обязательства и аналогичная договорная конструкция применяется и в отношении инвестиционных программ развития атомной генерации и гидрогенерации.
договорная конструкция
договоры о предоставлении мощности заключаются участниками оптового рынка поставщиками – организациями, созданными в результате реорганизации в 2008 году ОАО РАО «ЕЭС России», в отношении генерирующих
объектов, перечисленных в утвержденном Правительством российской Федерации перечне (Распоряжение
Правительства Российской Федерации от 11.08.2010 № 1334-р). Покупателями мощности по этим договорам являются
все участники оптового рынка, имеющие обязательства по покупке мощности, за исключением Федеральной сетевой
компании.
договорная конструкция состоит из двух типов договоров:
• агентских договоров, заключаемых поставщиками с клиринговой организацией (оао «цФр»),
договоров по типу поручения, в соответствии с которыми ОАО «ЦФР» выступает в роли агента
поставщика по продаже мощности его генерирующих объектов покупателям по договорам о
предоставлении мощности. Сторонами Агентского договора являются также системный оператор,
администратор торговой системы и НП «Совет рынка»;
• договоров о предоставлении мощности – договоров купли-продажи мощности, заключаемых
клиринговой организацией c покупателями – субъектами оптового рынка от имени и по
поручению поставщиков.
Договоры, заключаемые поставщиками, содержат перечень генерирующих объектов, и формируют обязательства поставщиков исходя из сроков и технических параметров, заданных Правительством Российской Федерации.
в отношении этих генерирующих объектов поставщики не участвуют в конкурентных отборов мощности
и соответственно не получают оплату мощности по итогам этих отборов, не заключают свободные договоры.
Заключая агентские договоры и договоры о предоставлении мощности, поставщик принимает на себя обязательства по строительству, вводу в эксплуатацию и поставке мощности генерирующих объектов, в отношении которых заключены эти договоры. Причем значения фактических параметров этих генерирующих объектов должны соответствовать заданным значениям, указанным в договорах. С другой стороны, поставщик получает гарантию оплаты
мощности, которая будет поставлена с использованием таких генерирующих объектов, в течение 10 лет (для атомных
станций и гидроэлектростанций – в течение 20 лет) по ценам, обеспечивающим возврат капитальных затрат на их
строительство с определенной нормой доходности на вложенный капитал и компенсацию эксплуатационных затрат.
Ниже будет подробно описана методика расчета цены мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности. Цена продажи мощности атомных станций и гидроэлектростанций устанавливается ФСТ России.
Если построены объекты с худшими параметрами или с характеристиками, не соответствующими заданным,
то обязательства по договору не считаются выполненными, мощность таких объектов не будет продаваться по договорам о предоставлении мощности. В случае, если поставщиком построен генерирующий объект, параметры
которого отвечают заданным, но величина установленной мощности меньше, определенной в договоре, то
поставщику оплачивается только фактически поставляемая мощность, а за недопоставку, если фактическая установленная мощность отличается от договорного значения более, чем на 10%, взимается штраф.
на случай невыполнения поставщиком обязательств по реализации инвестиционной программы договорами предусмотрены штрафные санкции. Величина штрафа зависит от допущенного нарушения. Таким образом, агентским договором и договорами о предоставлении мощности предусмотрена целая система штрафов, которая подробно
будет рассмотрена ниже, в разделе об организации финансовых расчетов по договорам о предоставлении мощности.
Кроме того, Правилами оптового рынка предусматриваются особые принципы оплаты мощности поставщикам,
которые не воспользовались правом заключения договоров о предоставлении мощности (которые включены в определенный Правительством Российской Федерации перечень, но не заключили договоры), а также для поставщиков, которые более, чем на 1 год просрочили ввод в эксплуатацию хотя бы одного нового или модернизируемого генерирующего
объекта. Эти особенности состоят в оплате мощности всех действующих генерирующих объектов соответствующего
поставщика, продаваемой по итогам конкурентного отбора мощности, по устанавливаемой ФСТ России для таких поставщиков заведомо низкой цене, о чем уже было упомянуто в разделе о конкурентном отборе мощности.
И штрафные санкции по договорам, и указанные особенности продажи мощности всех действующих генерирующих объектов поставщиков, не выполняющих условия договоров, направлены на стимулирование поставщиков
своевременно и качественно выполнять инвестиционную программу.
199
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ДОГОВОРы О
ПРЕДОСТАВлЕНИИ
МОЩНОСТИ
раСПределение мощноСти По
договорам о ПредоСтавлении
мощноСти междУ ПокУПателями
генерирующий
объект дПм
Строительство
гтП
потребления
аттестация
гтП
потребления
Поставка мощности
гтП
потребления
Фактически
поставленная
мощность
распределяется
пропорционально
фактическому
пиковому
потреблению
в ГТП, без
потребления
населения и
потребления на
собственные
нужды генерации
На рисунке представлена схема поставки мощности по договорам о предоставлении мощности. Аналогичным образом осуществляется поставка и
распределение мощности по договорам купли-продажи мощности новых
атомных станций и гидроэлектростанций.
200
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
ПоСтавка и ПокУПка мощноСти По договорам о
ПредоСтавлении мощноСти
(и По договорам кУПли-Продажи мощноСти
новыХ атомныХ Станций и гидроэлектроСтанций)
Поставка мощности по договорам о предоставлении мощности
По договорам о предоставлении мощности поставщик продает мощность в объеме, фактически поставленном на оптовый рынок, но не более 110% объема мощности, указанного в договоре (10% – допустимое
количественное отклонение).
Объем мощности, фактически поставляемый с использованием генерирующего объекта на оптовый рынок
зависит от результатов аттестации этого генерирующего объекта, осуществляемой до начала поставки мощности, и выполнения поставщиком требований по готовности данного объекта к выработке электрической энергии
в процессе поставки мощности.
Если поставщик в своих группах точек поставки потребления имеет обязательства по покупке мощности по
договорам о предоставлении мощности, то часть объема мощности его генерирующих объектов засчитывается
ему в счет исполнения указанных обязательств по покупке. Эта часть соответствует объему мощности генерирующего объекта, который покупался бы по договорам о предоставлении мощности, заключенным в отношении
этого объекта, если бы группа точек поставки потребления принадлежала другому участнику оптового рынка.
Поставка мощности генерирующего объекта по договорам о предоставлении мощности начинается с 1-го
числа месяца после аттестации этого генерирующего объекта, в результате которой системным оператором
было подтверждено соответствие значений фактических параметров объекта значениям, указанным в договоре,
регистрации в отношении генерирующего объекта отдельной группы точек поставки на оптовом рынке и получения права продажи электрической энергии в этой группе точек поставки (получения допуска к торговле).
Поставка и оплата мощности по договорам о предоставлении мощности осуществляется в течение 10
лет, начиная с указанной в договоре даты начала поставки мощности.
Поставка мощности по договорам купли-продажи мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций осуществляется в течение 20 лет, начиная с указанной в договоре даты начала поставки мощности.
Договором о предоставлении мощности предусмотрено право поставщика на досрочный ввод генерирующего объекта в эксплуатацию. В этом случае и оплата мощности начинается раньше. Также договором предусмотрено право на отсрочку начала поставки мощности не более, чем на 1 год. В течение этой отсрочки не
применяются штрафные санкции за непоставку мощности. Однако, поставщик должен завить о необходимости
воспользоваться правом на такую отсрочку до даты опубликования информации о проведении очередного конкурентного отбора мощности на год, на который приходится указанная в договоре о предоставлении мощности
дата начала поставки мощности.
распределение мощности, поставляемой по договорам о предоставлении мощности, между покупателями
в качестве покупателя договоры о предоставлении мощности заключают все участники оптового
рынка в отношении всех групп точек поставки потребления в ценовой зоне, в том числе в отношении групп
точек поставки потребления на собственные нужды электростанций.
При заключении договоров о предоставлении мощности в каждом договоре фиксируется исходный объем
мощности, рассчитанный коммерческим оператором исходя из пикового потребления в соответствующей группе
точек поставки за 1-ый квартал 2010г., но не менее 1 кВт. В дальнейшем этот исходно зафиксированный объем не
повлияет на фактические обязательства по покупке мощности, которые определяются по итогам каждого месяца.
Для этого фактически поставленная на оптовый рынок мощность каждого генерирующего объекта распределяется между группами точек поставки потребления, расположенными в той же ценовой зоне оптового рынка,
пропорционально фактическому пиковому потреблению (сверх норматива потребления на собственные нужды
электростанций), за исключением объема, определенного ФСТ России в прогнозном балансе в отношении этой
группы точек поставки для поставки населению.
Таким образом, по договорам о предоставлении мощности каждый участник оптового рынка покупает часть
фактически поставленного объема мощности каждого генерирующего объекта, пропорциональную фактическому пиковому потреблению сверх потребления населения и потребления на собственные нужды электростанций.
Например, в группе точек поставки потребления, зарегистрированной в отношении электростанции, обязательства по покупке мощности по договорам о предоставлении мощности возникнут только в том случае, если
фактическое пиковое потребление превысит нормативное потребление на собственные и хозяйственные нужды
этой электростанции.
Пропорциональное распределение мощности каждого генерирующего объекта, построенного в соответствии с договорами о предоставлении мощности, между покупателями, расположенными в той же ценовой зоне
оптового рынка, обеспечивает соблюдение одинаковой стоимости мощности, покупаемой по договорам о предоставлении мощности всеми покупателями одной ценовой зоны. Учитывая, что мощность новых генерирующих
объектов, строящихся в соответствии с договорами о предоставлении мощности, в большинстве случаев превышает стоимость мощности действующих электростанций и стоимость мощности, продаваемой по результатам
конкурентного отбора, равномерное распределение мощности по договорам о предоставлении мощности между
покупателями является необходимым для обеспечения равномерной финансовой нагрузки на всех покупателей
каждой ценовой зоны оптового рынка.
201
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ДОГОВОРы О
ПРЕДОСТАВлЕНИИ
МОЩНОСТИ
цены в договораХ о ПредоСтавлении
мощноСти (дПм).
изменение СтрУктУры цены на
мощноСтЬ, ПоСтавляемУЮ По дПм,
в завиСимоСти от года ПоСтавки
мощноСти
доходность – слагаемое цены на мощность, предназначенное для компенсации затрат инвестора в части привлечения денежных средств (стоимость
заемного и собственного капитала).
возврат инвестиций – составляющая цены на мощность, определяемая в
целях компенсации капитальных вложений по ДПМ.
эксплуатационные расходы – слагаемое цены на мощность, обеспечивающее покрытие текущих эксплуатационных расходов (условно-постоянно
затрат, за исключением расходов на оплату налога на имущество).
налог на имущество (расчетный) – составляющая цены на мощность,
предназначенная для компенсации расчетной (нормативной) величины затрат поставщика по оплате налога на имущество.
компенсация собственных нужд – слагаемое цены на мощность, обеспечивающее покрытие затрат поставщика на приобретение мощности для целей
потребления на собственные и хозяйственные нужды объекта генерации.
Приведенная структура отражает динамику цены (в руб. за МВт в месяц)
на поставляемую по ДПМ мощность парогазовой установки большой (свыше 250 МВт) мощности, расположенной в Центре России, введенной в эксплуатацию в 2011 году.
Период поставки мощности по дПм составляет 10 лет, поэтому цена 1115 годов (в нашем примере – 2021-2025 гг.) приводится справочно, с целью
отразить структуру платы за мощность по ДПМ за весь нормативный период
окупаемости по ДПМ, составляющий 15 лет.
202
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
цены на мощноСтЬ, ПоСтавляемУЮ По договорам о
ПредоСтавлении мощноСти
основной целью заключения договоров о предоставлении мощности являлось формирование
встречных обязательств поставщиков и покупателей оптового рынка электрической энергии и мощности
россии. Поставщики обязались ввести новые генерирующие мощности, соответствующие требованиям, установленным Правительством Российской Федерации, регуляторами (Министерством энергетики России, Системным оператором ЕЭС России) и рыночным сообществом (организациями рыночной инфраструктуры и представителями покупателей оптового рынка). Покупатели, в свою очередь, обязались оплатить мощность, введенную
по соответствующим договорам, по определенной договорами цене. Таким образом, для поставщиков договоры
о предоставлении мощности позволяют гарантированно получать оплату мощности.
методологические основы ценообразования по договорам о предоставлении мощности
Основы ценообразования по договорам о предоставлении мощности заложены Правилами определения
цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденными постановлением
Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 года № 238.
основной при определении цены на мощность является методология RAB (regulatory asset base),
применение которой обеспечивает получение энергетической компанией выручки от поставки электрической энергии и мощности, позволяющей покрыть все расходы на их производство с учетом нормативной доходности на базу активов. При этом предусмотрена компенсация следующих затрат поставщика:
• капитальные вложения, без учета затрат на технологическое присоединение к электрическим и газовым
сетям (капитальные затраты приводятся с учетом нормативной доходности к году начала поставки мощности
по договору исходя из стандартизованных сроков строительства и распределения затрат по годам);
• затраты на технологическое присоединение к электрическим и газовым сетям (определяемые на уровне
платы за технологическое присоединение, установленной уполномоченными государственными органами);
• расходы по оплате налога на имущество организаций (рассчитанные исходя из ставки, действующей в
соответствующем субъекте Российской Федерации);
• эксплуатационные (условно-постоянные, кроме расходов по оплате налога на имущество) затраты
объекта генерации.
выручка поставщика формируется за счет реализации как мощности, так и электрической энергии,
поэтому цена на мощность, поставляемую по договору о предоставлении мощности, определяется исходя из
прогнозной величины необходимой валовой выручки поставщика, сниженной на прогнозную величину выручки
от продажи электрической энергии. Для этого к величине платы, обеспечивающей компенсацию всех затрат поставщика, применяется снижающий коэффициент, величина которого для объектов нового строительства установлена постановлением Правительства Российской Федерации, а для модернизируемых объектов генерации
устанавливается Советом рынка. Величина указанного коэффициента пересматривается по истечении 3-х и 6-ти
лет с начала поставки мощности.
Возврат инвестиций с установленной доходностью обеспечивается за 15 лет (дисконтированный срок окупаемости), поставка по договору осуществляется в течение 10 лет. Поэтому цена на мощность по договорам о
предоставлении мощности в период с 7-го по 10-й годы поставки учитывает прогноз отклонения определенной
по итогам конкурентного отбора мощности цены в 11-15 годах работы объекта генерации от цены, рассчитанной
по методологии договора о предоставлении мощности.
значения параметров для расчета цен по договорам о предоставлении мощности
Для различных типов новых объектов генерации установлены следующие величины капитальных затрат:
• для генерирующего объекта газовой генерации мощностью более 250 МВт – 28 770 рублей;
• для генерирующего объекта газовой генерации мощностью не более 250 МВт и не менее 150 МВт –
34 440 рублей;
• для генерирующего объекта газовой генерации мощностью менее 150 МВт – 41 850 рублей;
• для генерирующего объекта угольной генерации мощностью более 225 МВт – 49 175 рублей;
• для генерирующего объекта угольной генерации мощностью не более 225 МВт – 53 450 рублей.
Для новых объектов генерации, ввод в эксплуатацию которых запланирован до 2011 года и произведен
до 2012 года, цена на мощность может рассчитываться исходя из величины капитальных затрат, определенной
федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов.
Для модернизируемых объектов генерации величина капитальных расходов принимается равной величине,
заявленной поставщиком мощности, при условии подтверждения ее экономической обоснованности советом
рынка.
Величина эксплуатационных затрат для целей расчета цены на мощность определяется путем индексации
в соответствии с изменением индекса потребительских цен следующих, установленных в ценах 2010 года, величин:
• 80 тысяч рублей на 1 МВт в месяц – для объектов газовой генерации;
• 123 тысячи рублей на 1 МВт в месяц – для объектов угольной генерации.
Для расчета цены на мощность в году i норма доходности определяется исходя из ее базового уровня с
учетом отклонения фактической доходности долгосрочных государственных обязательств в году i от величины,
равной 8,5 процентов годовых.
Базовый уровень нормы доходности установлен в размере 15 процентов для поставщиков мощности, не
проводивших размещение дополнительных акций с момента их создания в форме реорганизации акционерных
обществ энергетики и электрификации, и 14 процентов для прочих поставщиков.
использование нормативных величин капитальных (для нового строительства) и эксплуатационных
затрат, а также нормы доходности стимулирует отраслевую эффективность, т.к. позволяет инвесторам,
дешевле строящим или эксплуатирующим объекты генерации, отвечающие предъявляемым к ним требованиям,
получать дополнительную прибыль.
203
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПОСТАВКА
МОЩНОСТИ В
ВыНУЖДЕННОМ
РЕЖИМЕ
генерирУЮщие оБъекты, мощноСтЬ
которыХ ПоСтавляетСя в
вынУжденном режиме
ком
генерирующие объекты,
не отобранные на ком
решение
Правительства
отсрочка вывода
из эксплуатации
вынужденные
генераторы
вынужденный
«по теплу»
Субъект
Федерации
зСП
На рисунке представлена схема отнесения генерирующих объектов к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, а также схема распределения мощности, поставляемой в вынужденном режиме, между покупателями:
• если генерирующий объект поставляет мощность в вынужденном режиме по причине его участия в теплоснабжении, то его мощность оплачивают
покупатели, расположенные на территории того же субъекта Российской
Федерации;
• если генерирующий объект поставляет мощность в вынужденном режиме по иной причине, то его мощность оплачивают покупатели, расположенные на территории той же зоны свободного перетока.
204
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
генерирУЮщие оБъекты, мощноСтЬ которыХ
ПоСтавляетСя в вынУжденном режиме
отнесение к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме
к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, относятся
генерирующие объекты, не отобранные на конкурентном отборе мощности, и определенные решением
Правительства российской Федерации на основании предложений Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики.
Также фиксируются основания такого отнесения (в целях теплоснабжения или иное) и срок, не превышающий двух лет, в течение которого мощность генерирующего объекта поставляется в вынужденном режиме.
Кроме того, к рассматриваемым генерирующим объектам относятся генерирующие объекты, в отношении
которых собственником было заявлено о намерении вывести их из эксплуатации, и при этом выставлено требование уполномоченного органа о приостановлении вывода из эксплуатации в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства
Российской Федерации от 26.07.2007 N 484. В этом случае генерирующий объект относится к поставляющим
мощность в вынужденном режиме в течение периода, на который приостановлен вывод его из эксплуатации, при
условии, что его мощность не оплачивается по результатам конкурентного отбора мощности.
В отношении генерирующих объектов, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, поставщики не имеют права участвовать в конкурентных отборах мощности, проводимых на годы, соответствующие сроку
поставки мощности в вынужденном режиме.
В случае отнесения генерирующего объекта поставщика к поставляющим мощность в вынужденном режиме, поставщик должен в установленные Правилами оптового рынка сроки направить в ФСТ России данные, необходимые для определения цен, обеспечивающих компенсацию затрат на производство электрической энергии
и мощности с использованием этого генерирующего объекта, а также зарегистрировать отдельную группу точек
поставки на оптовом рынке и заключить все договоры, необходимые для осуществления торговли электрической
энергией и мощностью на оптовом рынке.
распределение мощности, поставляемой в вынужденном режиме, между покупателями
Фактически поставленная на оптовый рынок мощность, генерирующих объектов, отнесенным к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, оплачивается покупателями, расположенными в той же зоне свободного перетока. Эта мощность распределяется между покупателями (между
группами точек поставки потребления) в зоне свободного перетока пропорционально фактическому пиковому
потреблению, уменьшенному на объем, определенный ФСТ России в прогнозном балансе как потребляемый
населением, и на объем, потребляемый на собственные и хозяйственные нужды генерации в соответствующей
группе точек поставки в рамках норматива.
Если генерирующий объект был отнесен к вынужденным генераторам вследствие необходимости его участия в теплоснабжении, то его мощность оплачивается только потребителями субъекта Российской Федерации,
в которой он расположен.
Наличие в зоне свободного перетока генерирующих объектов, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, приводит к увеличению объема мощности, который должны оплатить покупатели, расположенные в этой зоне свободного перетока. Однако, для исключения сильного увеличения финансовой нагрузки на
покупателей зон свободного перетока, в которых много таких генерирующих объектов, Правилами оптового
рынка вводится ограничение на значение коэффициента наличии мощности по зонам свободного перетока. Его
значение в каждой зоне свободного перетока не может превышать средневзвешенного значения по всем зонам
свободного перетока ценовой зоны оптового рынка более, чем на 30%. Для выполнения этого условия часть
мощности, поставляемой в вынужденном режиме, может быть распределена между всеми покупателями ценовой зоны оптового рынка.
цена мощности, поставляемой в вынужденном режиме
Объемы мощности, фактически поставленные на оптовый рынок с использованием генерирующих объектов, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, за исключением объемов мощности, поставленных по регулируемым договорам, продаются по ценам, устанавливаемым ФСТ России. При этом продажа
электрической энергии, производимой на указанных генерирующих объектах и не проданной по регулируемым
договорам, производится по свободным (нерегулируемым) ценам.
В 2011 и 2012 годах цена продажи мощности указанных генерирующих объектов определяется ФСТ России
с учетом прогнозной прибыли от продажи электрической энергии и мощности, вырабатываемой на всех генерирующих объектах поставщика, но не менее цены мощности, определенной по итогам конкурентного отбора мощности для покупателей соответствующей зоны свободного перетока мощности, и цены, определенной исходя из
условия компенсации затрат на производство электрической энергии и мощности. В 2012 году также учитывается фактически полученная прибыль (убытки) от реализации электрической энергии за 2011 год, если в течение
2011 года мощность соответствующего генерирующего объекта поставлялась в вынужденном режиме.
В последующие годы цена продажи мощности определяется с учетом прогнозной прибыли от продажи
электрической энергии, вырабатываемой с использованием соответствующего генерирующего объекта.
205
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
корректировка оБъемов ПоСтавки и
ПокУПки мощноСти
По СвоБодным договорам
СВОБОДНыЕ
ДОГОВОРы
КУПлИ-ПРОДАЖИ
МОЩНОСТИ
Поставщик
Покупатель
Факт поставки мощности
обязательства по покупке
иные договоры
и зарегистрированные Сдм
договоры
Сдм
Фактическая поставка по Сдм
договоры
иные договоры
и зарегистрированные Сдм
Сдм
договоры
объем Сдм
снижается до
факта
Сдм
Фактическая поставка по Сдм
договоры
объем Сдм
снижается до
факта – 1мвт
Сдм
1мвт
покупается по итогам ком
На схеме показан принцип определения фактического объема мощности,
продаваемого и покупаемого по свободным договорам купли-продажи мощности. Корректировка объема договора производится если:
• для поставщика объем мощности в зарегистрированных свободных договорах в совокупности с иными заключенными договорами (регулируемыми договорами) превышает объем мощности, фактически поставленный на
оптовый рынок;
• для покупателя объем мощности в зарегистрированных свободных договорах в совокупности с иными заключенными договорами (договорами
о предоставлении мощности, договорами купли-продажи мощности новых
атомных станций и гидроэлектростанций, договорами на покупку мощности, поставляемой в вынужденном режиме) превышает фактические обязательства по покупке мощности сверх регулируемых договоров или разница
между указанными объемами составляет менее 1 МВт.
Свободные договоры купли-продажи мощности – механизм торговли мощностью, в котором объемы, цены и иные условия договора определяются по
соглашению сторон – продавца и покупателя.
206
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
СвоБодные договоры кУПли-Продажи мощноСти
Свободные договоры купли-продажи мощности – механизм торговли мощностью, в котором объемы, цены и иные условия договора определяются по соглашению сторон – продавца и покупателя.
Для того чтобы объем мощности, купленный по свободному договору, был зачтен покупателю в счет исполнения
его обязательств по покупке мощности на оптовом рынке, такой договор должен быть зарегистрирован коммерческим оператором. Существует ряд требований к свободному договору. основным является требование
о том, что поставщик и покупатель по такому договору должны быть участниками оптового рынка и их
генерирующее и энергопотребляющее оборудование должны быть расположены в одной зоне свободного перетока. Договор должен быть зарегистрирован до начала периода поставки мощности по этому договору.
По сроку регистрации договора свободные договоры купли-продажи мощности можно разделить на две группы: свободные договоры, заключаемые до проведения конкурентного отбора мощности, и свободные договоры,
заключаемые после конкурентного отбора мощности. Свободный договор, заключенный в отношении мощности
генерирующего объекта до конкурентного отбора мощности дает поставщику в отношении этого объекта более
высокий приоритет при отборе при условии, что поставщиком была подана ценопринимающая заявка.
Поставка и покупка мощности по зарегистрированному свободному договору купли-продажи мощности
учитываются для поставщика и покупателя соответственно при определении объемов мощности, продаваемых и
покупаемых по результатам конкурентного отбора мощности, путем их уменьшения.
При этом объем мощности, проданный по свободному договору, не может превысить фактически поставленный на оптовый рынок объем мощности, не проданный по иным механизмам и приходящийся на этот договор.
Аналогичная ситуация для покупателя – объем мощности, покупаемый по свободному договору, не может превысить часть фактически потребленного объема мощности, не купленного по другим механизмам, приходящегося
на данный договор.
Иными словами, окончательный объем мощности в свободном договоре купли-продажи мощности
определяется по факту с учетом фактически поставленной поставщиком и фактически потребленной
покупателем мощности. Этот объем может быть снижен, относительно объема мощности, указанного при регистрации свободного договора.
Если поставщиком заключено несколько свободных договоров на продажу мощности и при этом фактически поставленной мощности не хватает для поставки по всем этим договорам запланированного объема, то
объемы мощности, поставленные по этим договорам, снижаются пропорционально объемам, указанным при
регистрации. В договорах, заключенных покупателем, в случае, если запланированные к покупке по ним объемы
превышают фактические потребности покупателя в мощности, объемы мощности снижаются пропорционально
объемам, указанным при регистрации договоров, таким образом, чтобы у покупателя остался минимальный
объем мощности (1 МВт) для покупки по результатам конкурентного отбора мощности. Требование о наличии покупки мощности по результатам конкурентного отбора мощности обусловлено необходимостью распределения
на покупателя суммы несоответствия обязательств и требований участников оптового рынка, рассчитанных с
использованием цен, определенных по итогам конкурентного отбора (распределение небаланса).
Если в случае непоставки мощности поставщиком происходит снижение объема свободного договора, относительно зарегистрированного, то часть мощности, которую покупатель планировал купить по свободному
договору, он покупает по итогам конкурентного отбора мощности (если ему нужна эта мощность). Аналогично и
поставщик, если произведенная им мощность не вошла в свободный договор по причине ее непотребления покупателем, то поставщик продает эту мощность по итогам конкурентного отбора.
чтобы при этом сохранить смысл заключения свободных договоров купли-продажи мощности как
хеджирующего механизма, обеспечивающего покупку (продажу) определенного объема мощности по
определенной цене, участникам оптового рынка рекомендуется включать в свои свободные договоры
условие о компенсации разницы стоимостей объема мощности, на который была снижена продажа по
свободному договору, по цене конкурентного отбора и по цене договора той стороной, по вине которой
произошло такое снижение. Для этого коммерческим оператором сторонам договора ежемесячно предоставляется информация о фактически поставленных по договору объемах мощности и о том, по вине какой из сторон (или обоюдно) объем мощности, поставленный по свободному договору, был снижен относительно объема,
указанного при регистрации.
особенности поставки мощности по свободным договорам для некоторых генерирующих объектов
При описании принципов формирования цен мощности, определяемых по итогам конкурентных отборов
мощности, уже говорилось, что в зонах свободного перетока, в которых конкурентный отбор проводился без
применения предельного размера цены на мощность, в отношении генерирующих объектов, составляющих 15%
(10% во второй ценовой зоне) наиболее дорогого предложения, если эти объекты отобраны по итогам конкурентного отбора, цена мощности устанавливается равной минимуму из цены, указанной поставщиком в заявке, и
цены определенной ФСТ России. При этом цена мощности может оказаться ниже цены мощности, определенной
для покупателей зоны свободного перетока. Аналогичная ситуация складывается и для гидроэлектростанций,
расположенных во второй ценовой зоне, для которых цена на мощность устанавливается ФСТ России, и значение этой цены в большинстве случаев ниже покупательской цены конкурентного отбора мощности. Во избежание «увода» более дешевой мощности из разряда оплачиваемой всеми покупателями по итогам конкурентного отбора мощности на свободные договоры Правилами оптового рынка предусмотрен механизм компенсации
сторонами свободных договоров, заключаемых в отношении таких генерирующих объектов, разницы стоимости
мощности в объеме свободного договора по цене конкурентного отбора, определенной для покупателей зоны
свободного перетока, и стоимости этого объема мощности по цене, установленной в отношении соответствующего генерирующего объекта.
207
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПОСТАВКА
МОЩНОСТИ НА
ОПТОВый РыНОК
оПределение оБъема мощноСти,
ФактичеСки ПоСтавленного на
оПтовый рынок
мощность, отобранная на ком
аттестация мощности – определение предельного объема поставки на год, который
может быть поставлен данным объектом генерации
неаттестованная
мощность –
неоплата + штраф
аттестованная мощность
Фактически поставленный объем мощности – по итогам работы за месяц
= (аттестованная мощность) – (недопоставка) – (собственные нужды)
Поставленная мощность
непоставленная часть
аттестованной мощности –
не оплачивается
На схеме приведен процесс определения фактически поставленного на
оптовый рынок объема мощности для генерирующего объекта, отобранного
по итогам конкурентного отбора мощности.
Для мощности, поставляемой с использованием других механизмов, схема
выглядит аналогично, с тем отличием, что верхний прямоугольник изображает договорный объем мощности, составляющий плановые обязательства
поставщика по поставке мощности.
Если определяемый системным оператором по итогам процедуры аттестации предельный объем мощности меньше договорного объема, то поставщик выплачивает штраф, рассчитываемый в случае обязательств,
сформированных по итогам конкурентного отбора мощности, исходя из 25%
стоимости неаттестованного объема.
По итогам месяца определяется объем недопоставки мощности вследствие
невыполнения требований по готовности генерирующего оборудования к
выработке электроэнергии.
Фактически поставляемый и оплачиваемый на оптовом рынке объем
мощности равен предельному объему, уменьшенному на объем недопоставки мощности и на объем потребления на собственные и хозяйственные нужды генерации в рамках норматива.
208
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
оБъемы мощноСти,
ФактичеСки ПоСтавленной на оПтовый рынок
Фактический объем поставки мощности определяют три основных фактора:
• аттестованный объем мощности (или предельный объем мощности) – определяется системным
оператором до начала поставки мощности и отражает потенциальную возможность генерирующего
объекта выработать соответствующий объем электрической энергии за час;
• выполнение поставщиком в течение месяца требований по готовности генерирующего оборудования к
выработке электрической энергии;
• объема потребления на собственные и хозяйственные нужды генерирующего объекта.
Фактически поставленный объем мощности рассчитывается как аттестованный объем (но не более объема
установленной мощности), уменьшенный на объем недопоставки мощности из-за невыполнения требований по
готовности, и уменьшенный на среднее за месяц пиковое потребление на собственные и хозяйственные нужды
электростанции в рамках норматива.
аттестация генерирующего оборудования
аттестацию генерирующего оборудования производит системный оператор. В результате аттестации
для генерирующего оборудования устанавливается предельный объем поставки мощности на оптовый рынок. Для различных генерирующих объектов установлены различные принципы определения предельного объема поставки мощности.
Предельный объем поставки мощности для генерирующего оборудования, включенного в прогнозный баланс на 2009 год и введенного в эксплуатацию, а также прошедшего аттестацию до 31 декабря 2009 года, определяется до 1 января 2014 года равным объему установленной мощности этого оборудования, учтенному в прогнозном балансе на декабрь 2009 года.
Для генерирующего оборудования, тестирование которого не осуществлялось 3 и более лет, предельный
объем поставки мощности устанавливается с 1 января 2014 года на каждый календарный год в объеме, равном
максимальному за предшествующие 2 календарных года значению объема фактического производства электрической энергии за 1 час.
Для вводимого в эксплуатацию после 1 января 2010 года генерирующего оборудования, а также в случае
изменения установленной мощности генерирующего оборудования или технических характеристик, обеспечивающих выдачу мощности, предельный объем поставки мощности определяется по результатам тестирования.
Системный оператор при проведении аттестации генерирующего оборудования по объему также осуществляет аттестацию генерирующего оборудования по параметрам. В результате аттестации генерирующего оборудования по параметрам системный оператор определяет аттестованные значения параметров генерирующего
оборудования и соответствие аттестованных значений параметров параметрам, указанным в договоре. Если при
аттестации генерирующего оборудования по техническим параметрам системным оператором не было установлено соответствие одного или нескольких параметров установленным значениям, предельный объем поставки
мощности такого генерирующего оборудования устанавливается равным нулю (оборудование признается не аттестованным).
При невыполнении поставщиком непрерывно в течение 6 месяцев основных требований по готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии, такой участник оптового рынка обязан провести тестирование соответствующего генерирующего оборудования, по итогам которого системным оператором
уточняются значения предельного объема поставки мощности и параметров генерирующего оборудования.
требования по готовности генерирующего оборудования
Генерирующее оборудование признается готовым к выработке электрической энергии, если поставщиком
выполнены следующие требования:
• обеспечена возможность участия генерирующего оборудования в общем первичном регулировании
частоты;
• обеспечена возможность участия генерирующего оборудования в регулировании реактивной
электрической мощности;
• для генерирующего оборудования гидроэлектростанций: обеспечена возможность участия такого
генерирующего оборудования во вторичном регулировании частоты и перетоков активной
электрической мощности, а также, если установленная мощность оборудования певышает 100 МВт,
участия в автоматическом вторичном регулировании;
• генерирующее оборудование работает в соответствии с заданным системным оператором технологическим режимом.
выполнение этих требований подтверждается системным оператором в том числе на основе информации, получаемой от коммерческого оператора.
Наиболее значимым при определении объема недопоставки мощности является требование, указанное в
подпункте «г». Выполнение этого требования подразумевает выполнение целого ряда условий, каждому из которых соответствует коэффициент, в диапазоне, заданном Правилами оптового рынка: превышение суммарного
объема ремонтов (0,02 – 0,5); снижение максимальной мощности при ВСВГО (0,3 – 2); увеличение минимальной
мощности при ВСВГО (0,15 – 2); снижение максимальной и увеличение минимальной мощности в заявке на РСВ
(1 – 4); согласованное несоблюдение нормативного времени пуска (1,75 – 5); несогласованное несоблюдение
нормативного времени пуска (3 – 10); несоблюдение скорости сброса/набора нагрузки (0,15 – 4); несоблюдение
максимального значения мощности в ценовой заявке (1,3 – 9); уменьшение максимального часового значения
мощности, при уведомлении не позднее чем за 4 часа (1,15 – 4); несоблюдение состава генерирующего оборудования (1,9 – 14); несоблюдение параметров генерирующего оборудования (1,5 – 9); неисполнение команд
диспетчера (0,05 – 0,5).
Значения коэффициентов в 2011 – 2012 годах устанавливаются по нижней границе диапазона, а в период
с 2013 по 2016 годов постепенно увеличиваются до верхней границы.
209
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ком
объем мощности, который
покупатель обязан купить
ком
Сдм
объем покупки
по ценам ком
определяется
по остаточному
принципу
Сдм
вынужденные
вынужденные
дПм,
аэС/гэС
дПм,
аэС/гэС
Фактическй Сдм
ПокУПка мощноСти По
нерегУлирУемым ценам С
иСПолЬзованием различныХ
меХанизмов
зарегистрированный Сдм
ОБяЗАТЕльСТВА
ПО ПОКУПКЕ
МОЩНОСТИ
На схеме представлен принцип выполнения участником оптового рынка
обязательств по покупке мощности сверх покупки по регулируемым договорам.
ком – объем мощности, покупаемый по ценам, определенным по итогам
конкурентного отбора мощности;
Сдм – объем мощности, покупаемый по свободным договорам;
вынужденные – объем мощности, покупаемый по договорам, заключенным в отношении генерирующих объектов, мощность которых поставляется
в вынужденном режиме;
дПм, аэС/гэС – объем мощности, покупаемый по договорам о предоставлении мощности и договорам купли-продажи мощности новых атомных
станций и гидроэлектростанций.
объем мощности, который покупатель обязан купить на оптовом рынке, определяется его фактическим пиковым потреблением и коэффициентом фактического наличия мощности.
Второй столбец отражает случай, когда объем мощности, указанный при регистрации свободных договоров купли-продажи мощности, в совокупности
с объемами мощности, покупаемыми по договорам, заключенным в отношении генерирующих объектов, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, договорам о предоставлении мощности и договорам куплипродажи мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций, не
превышает обязательства покупателя по покупке мощности. В этом случае
оставшийся объем покупается по итогам конкурентного отбора мощности.
Третий столбец описывает случай слишком большого объема заключенных
свободных договоров, когда производится его снижение.
210
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
ПокУПка мощноСти на оПтовом рынке
обязательства по покупке мощности
все покупатели на оптовом рынке имеют обязательства по покупке определенного объема мощности. эти обязательства обеспечивают поставщикам оплату поставляемой ими мощности.
Объем мощности, который должен купить каждый покупатель (сверх мощности, покупаемой по регулируемым договорам для населения), определяется исходя из его фактического пикового потребления. Фактическое пиковое потребление определяется для каждого покупателя в отношении каждой ГТП как среднее
арифметическое значение фактических почасовых объемов потребления им электрической энергии в час максимальной фактической пиковой нагрузки для каждых рабочих суток расчетного периода для субъекта Российской
Федерации, в котором расположены ГТП покупателя, по всем таким часам расчетного периода. До 2013 года час
максимальной фактической пиковой нагрузки определяется для покупателя как час с максимальным объемом
потребления электрической энергии из перечня устанавливаемых системным оператором плановых часов пиковой нагрузки. С 1 января 2013 г. час максимальной фактической пиковой нагрузки в отношении суток одинаков
для всех покупателей в отношении ГТП, расположенных в одном субъекте Российской Федерации, и определяется для каждых рабочих суток как час наибольшего суммарного потребления электрической энергии по данному
субъекту Российской Федерации в установленные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки.
Полный объем мощности поставщиков, которая была ими поставлена сверх регулируемых договоров и
должна быть оплачена на оптовом рынке, распределяется между покупателями с учетом их фактического пикового потребления. Объем покупки мощности на оптовом рынке сверх регулируемых договоров равен произведению коэффициента фактического наличия мощности и фактического пикового потребления.
коэффициент фактического наличия мощности определяется для каждой зоны свободного перетока исходя
из следующих принципов. Мощность, фактически поставленная поставщиками во всей ценовой зоне по всем механизмам, кроме регулируемых договоров и поставки мощности в вынужденном режиме, распределяется между всеми
зонами свободного перетока этой ценовой зоны пропорционально совокупному фактическому пиковому потреблению
покупателей-ненаселения в этих зонах свободного перетока. В зонах свободного перетока, в которых есть вынужденные генераторы, к полученному объему мощности добавляется мощность, поставленная в вынужденном режиме. Так
для каждой зоны свободного перетока определяется объем мощности, который должен быть оплачен покупателями
зоны. Коэффициент фактического наличия мощности равен отношению объема мощности, подлежащего оплате в зоне
свободного перетока, и совокупного фактического пикового потребления покупателей в этой зоне свободного перетока.
Кроме того, во избежание большой неравномерности финансовой нагрузки на покупателей различных зон
свободного перетока Правилами оптового рынка введено ограничение на значение коэффициента фактического наличия мощности: значение этого коэффициента в каждой зоне свободного перетока не может превышать
средневзвешенное значение этого коэффициента в ценовой зоне более, чем на 30%.
С 2013 года для крупных потребителей предусмотрена возможность самостоятельного планирования своего потребления мощности на год перед проведением конкурентного отбора мощности на этот
год. Обязательства по покупке мощности для таких покупателей определяются не так, как для остальных. Если
фактическое пиковое потребление самостоятельно планирующего потребителя не превышает запланированного значения, то объем покупки мощности составит произведение планового пикового потребления и планового
коэффициента резервирования, с использованием которого системный оператор определял величину спроса
на конкурентном отборе мощности. В случае превышения фактического пикового потребления над плановым
самостоятельно планирующий покупатель покупает дополнительный объем мощности, равный произведению
разности фактического и планового пикового потребления и максимального из коэффициентов: планового коэффициента резервирования и коэффициента фактического наличия мощности. Этот дополнительный объем
покупается по заведомо высокой цене, что обеспечивает стимулы точного планирования для покупателя.
Покупка мощности с использованием различных механизмов
Выполнение покупателями обязательств по покупке мощности осуществляется с использованием различных механизмов торговли мощностью:
• по договорам о предоставлении мощности и договорам купли-продажи мощности новых атомных
станций и гидроэлектростанций;
• по договорам, заключенным в отношении генерирующих объектов, мощность которых поставляется в
вынужденном режиме;
• по свободным договорам купли-продажи мощности;
• по результатам конкурентного отбора мощности.
При этом объем мощности, покупаемый по результатам конкурентного отбора мощности, рассчитывается
по остаточному принципу как часть обязательств по покупке мощности, не закрытая покупкой с использованием
иных механизмов с учетом снижения объемов свободных договоров таким образом, чтобы обеспечить необходимость покупки мощности по результатам конкурентного отбора мощности в объеме не менее 1 МВт.
Стоимость мощности по итогам конкурентного отбора мощности
Стоимость мощности, продаваемой и покупаемой по итогам конкурентного отбора мощности, определяется
исходя из цен, определенных по итогам конкурентного отбора мощности, которые могут отличаться для поставщиков и для покупателей. При этом совокупные обязательства покупателей и совокупные требования поставщиков
не будут равны друг другу, т.е. возникнет несоответствие обязательств и требований покупателей и поставщиков, рассчитанных по ценам конкурентного отбора мощности – так называемый, стоимостной небаланс. В
соответствии с Правилами оптового рынка при наличии такого небаланса итоговые цены покупки и продажи мощности по результатам конкурентного отбора мощности корректируются с учетом распределения этого небаланса.
Принципы распределения стоимостного небаланса и формирования итоговых цен покупки и продажи мощности по итогам конкурентного отбора мощности будут рассмотрены при описании финансовых расчетов за мощность.
211
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
договоры, оБеСПечиваЮщие
кУПлЮ-ПродажУ (ПоСтавкУ) мощноСти
По резУлЬтатам
конкУрентного отБора мощноСти
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
договор
коммерческого
представительства
договоры
купли-продажи
мощности по
результатам
договор
коммерческого
представительства
ком
генератор
цФр
цФр
ПокУПателЬ
На схеме представлена договорная конструкция, используемая для при торговле мощностью по итогам конкурентного отбора мощности
212
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
конСтрУкция договоров для торговли мощноСтЬЮ
По итогам конкУрентного отБора мощноСти
договорную конструкцию, используемую для торговли мощностью по результатам конкурентного
отбора мощности, составляют договоры коммерческого представительства и договоры купли-продажи
мощности.
договоры коммерческого представительства заключаются всеми участниками оптового рынка –
и поставщиками и покупателями, с ОАО «ЦФР».По договору коммерческого представительства участники
оптового рынка поручают ОАО «ЦФР» заключить от имени участника договоры купли-продажи мощности
по результатам конкурентного отбора мощности. Таким образом, ОАО «ЦФР» является коммерческим представителем одновременно продавца и покупателя мощности, от имени которых подписывает договоры куплипродажи мощности.
договоры купли продажи заключаются между каждым поставщиком – участником оптового рынка,
и каждым покупателем – участником оптового рынка. Права и обязанности по договорам купли-продажи возникают непосредственно у участников оптового рынка, несмотря на то, что от их имени действует коммерческий
представитель.
При этом первичные документы по договорам купли-продажи мощности (счета-фактуры, акты приемапередачи мощности, акты сверки расчетов) выставляются и подписываются участниками оптового рынка между
собой.
По совокупности договоров купли-продажи мощности по итогам конкурентного отбора мощности
каждый поставщик продает объем мощности, который был отобран на конкурентном отборе мощности,
поставлен им на оптовый рынок и не продан по регулируемым договорам и свободным договорам. По
совокупности договоров купли-продажи мощности по итогам конкурентного отбора мощности каждый
покупатель покупает объем мощности, составляющий его обязательства по покупке мощности на оптовом рынке, уменьшенный на объем мощности, покупаемый им с использованием других механизмов
торговли мощностью.
Объем мощности, поставляемый по каждому договору купли-продажи мощности, рассчитывается
ОАО «АТС», исходя из объемов поставки мощности из каждой группе точек поставки генерации в ценовой зоне,
к которой относятся генерирующие объекты, отобранные на конкурентном отборе мощности, в каждую группу точек поставки потребления в этой ценовой зоне. Таким образом, ежемесячно составляется матрица объемов
мощности, поставляемых из каждой группы точек поставки генерации в каждую группу точек поставки
потребления.
Кроме этого, ОАО «АТС» формирует также матрицу объемов неисполненных обязательств поставщиков
перед покупателями по договорам купли-продажи мощности по итогам конкурентного отбора мощности, в соответствии с которой поставщики выплачивают покупателям штрафы в случае непоставки мощности вследствие
неаттестации.
Многие участники оптового рынка имеют на оптовом рынке как группы точек поставки потребления, так
и группы точек поставки генерации. Например, все поставщики имеют группы точек поставки потребления, к
которым относится потребление на собственные и хозяйственные нужды генерации. Если один и тот же участник оптового рынка имеет одновременно и обязательства в своей группе точек поставки потребления по покупке мощности по итогам кункурентного отбора мощности и требования в группе точек поставки генерации
вследствие продажи мощности по этому же механизму, то при формировании «привязки» по договорам куплипродажи мощности, такой участник может быть частично «замкнут сам на себя». Т.е. часть объемов мощности
поставщика может пойти в группы точек поставки потребления других участников оптового рынка, а часть – на
покрытие потребления мощности в его же группах точек поставки потребления. В этом случае объем мощности,
которые пошли для обеспечения собственного потребления поставщика в договоры не включаются, но засчитываются одновременно в счет покупки в группе точек поставки потребления и в счет продажи в группах точек
поставки генерации. Эти объемы включаются в расчеты при формировании матриц объемов и их стоимостей, но
в отношении них не формируются договоры.
213
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СтоимоСтной неБаланС
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
рассчитанные по ценам, определенным по итогам ком,
суммарные финансовые обязательства
минус
суммарные финансовые требования
в ценовой зоне
Фактический
небаланс
небаланс, вызванный
наличием предельного
уровня
распределяется только
среди участников
принадлежащих к зСП
с предельным уровнем цен
небаланс, вызванный
иными причинами
распределяется среди всех
участников ценовой зоны
Прогнозный
небаланс
небаланс Сдэм
распределяется среди
участников
заключивших Сдэм
На схеме представлены составляющие финансового небаланса обязательств и требований участников оптового рынка, рассчитанных по ценам,
определенным по итогам конкурентного отбора мощности, и принцип их распределения путем корректировки итоговых цен покупки/продажи мощности
по итогам конкурентного отбора мощности.
Стоимость мощности, покупаемой оао «ФСк» в обеспечение покупки электрической энергии в целях компенсации потерь
В целях корректного формирования регулируемых тарифов на услуги
по передаче электрической энергии для ОАО «ФСК ЕЭС», Правилами оптового рынка предусмотрено определение заранее и фиксация постоянного
значение небаланса – прогнозный небаланс.
Величина прогнозного небаланса и соответствующая ей величина корректировки цен покупки мощности по итогам конкурентного отбора мощности рассчитывается коммерческим оператором исходя из прогнозных
величин производства и потребления мощности и иных прогнозируемых
факторов. При этом не учитывается составляющая, обусловленная наличием свободных договоров купли-продажи мощности с поставщиками, цены
определенные по итогам конкурентного отбора мощности для которых ниже
цен, определенных для покупателей.
214
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
СтоимоСтной неБаланС
Стоимость мощности определяется исходя из цен, определенных по итогам конкурентного отбора мощности с учетом их ежегодной индексации. Для покупателей используются покупательские цены – единые для
всех покупателей зоны свободного перетока, а для поставщиков – соответственно, цены, определенные для этих
поставщиков.
Однако, если рассчитать по таким ценам совокупные обязательства покупателей и совокупные требования
поставщиков, то эти две величины не будут равны друг другу, т.е. возникнет несоответствие обязательств и
требований покупателей и поставщиков, рассчитанных по ценам конкурентного отбора мощности – так
называемый, стоимостной небаланс.
В соответствии с Правилами оптового рынка при наличии такого небаланса стоимость покупки и продажи
мощности по результатам конкурентного отбора мощности корректируется с учетом распределения этого небаланса.
Таким образом, итоговые цены покупки и продажи мощности по результатам конкурентного отбора мощности будут равны ценам, определенным по итогам конкурентного отбора, скорректированным с учетом распределения небаланса.
Причины возникновения стоимостного небаланса
Причины возникновения несоответствия обязательств и требований покупателей и поставщиков, рассчитанных по ценам конкурентного отбора мощности, можно разделить на три группы:
Первая – небаланс, обусловленный особенностями ценообразования на конкурентном отборе мощности. К таким особенностям, приводящим к возникновению небаланса, относятся:
• проведение конкурентного отбора с учетом технических требований к генерации с одновременным
определением цены по 1-му этапу отбора – без учета технических требований;
• неучастие 15% (10%) самого дорогого предложения в формировании цены покупки мощности в зоне
свободного перетока;
• наличие в зоне свободного перетока, где конкурентный отбор мощности проводится с применением
предельного уровня, перетока более дорогой мощности из соседних зон свободного перетока, где
предельный уровень не применяется;
• наличие перетока между зонами свободного перетока с различными ценами конкурентного отбора
мощности;
• наличие надбавки к цене мощности атомных станций и гидроэлектростанций.
вторая группа – небаланс, возникающий вследствие пропорционального распределения мощности,
продаваемой по договорам о предоставлении мощности, между всеми потребителями ценовой зоны, в
то время, как при проведении конкурентного отбора мощности эта мощность учитывается в тех зона свободного перетока, в которых расположены соответствующие генерирующие объекты.
и третья группа – небаланс, обусловленный наличием свободных договоров, заключенных с поставщиками, для которых цены, определенные по итогам конкурентного отбора мощности, ниже покупательских цен. Стороны таких договоров имеют обязательства по выплате суммы, равной произведению объема
договора и разности цены конкурентного отбора мощности, определенной для покупателей, и цены конкурентного отбора мощности, определенной для такого поставщика. Выплата этой суммы организована через корректировку обязательств и требований таких поставщика и покупателя при продаже и покупке ими мощности по
результатам конкурентного отбора мощности, что формирует несоответствие этих обязательств и требований и
дает свой вклад в общий небаланс обязательств и требований при торговле мощностью.
распределение небаланса
Небаланс, вызванный применением в зоне свободного перетока при проведении конкурентного отбора
мощности предельного размера цены на мощность, распределяется на участников оптового рынка, расположенных в зонах свободного перетока, в которых применялся предельный размер цены на мощность.
Сумма, формирующая небаланс, обусловленный наличием свободных договоров, заключенных с поставщиками, для которых цены, определенные по итогам конкурентного отбора мощности ниже покупательских цен,
распределяется поровну между поставщиком и покупателем по такому договору, формируя при этом их «персональную» часть небаланса.
Небаланс, приходящийся при этом на продавца, распределяется путем уменьшения предварительных требований по договорам, заключенным по результатам конкурентного отбора мощности. Уменьшение требований
происходит максимум до 1 рубля. Если при этом остается не распределенная на продавца доля небаланса, то она
«перекидывается» на обязательства покупателя по свободному договору.
Небаланс, приходящийся на покупателя, распределяется путем увеличения предварительных обязательств
по договорам, заключенным по результатам конкурентного отбора мощности.
Небаланс, обусловленный остальными причинами, распределяется между всеми участниками оптового
рынка в ценовой зоне.
215
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
итоговые оБязателЬСтва
n в результате расчета фактических обязательств/требований и распределения небаланса в
отношении каждой гтП генерации и гтП потребления формируются итоговые обязательства/
требования
n
далее эти обязательства/требования агрегируются до уровня участника
гтПг
Участник 1
гтПг
гтП
Участник 2
гтП
гтП
Участник 3
гтП
216
Привязка по договорам
купли-продажи
n затем происходит формирование пар контрагентов по договорам купли-продажи
(привязка объемов и стоимостей)
Формирование пары
Участник – Участник
Участник 1
Участник 2
Участник 1
Участник 3
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
раСчеты По договорам кУПли-Продажи мощноСти
По итогам конкУрентного отБора мощноСти
По договорам купли-продажи мощности по итогам конкурентного отбора мощности производятся два авансовых платежа (14 и 28 числа каждого месяца), итоговые обязательства рассчитываются ОАО «АТС» и направляются участникам оптового рынка до 16 числа месяца, следующего за расчетным.
По результатам расчетов участникам отправляется уведомление об объемах и стоимости по договору купли-продажи по результатам конкурентного отбора мощности:
При недопоставке мощности на оптовый рынок, обусловленной неаттестацией генерирующего оборудования (или аттестацией объема мощности, меньшего договорного объема по итогам конкурентного отбора мощности), поставщик обязан заплатить штраф за недопоставку.
Размер штрафа рассчитывается как произведение неаттестованного объема мощности и 0,25 от цены,
определенной для поставщика по итогам конкурентного отбора мощности.
Матрица невыполненных обязательств составляется таким образом, чтобы штрафы поставщиков распределялись на всех покупателей так, чтобы на каждую группу точек поставки потребления приходилась часть
штрафа, пропорциональная доле покупки мощности в этой группе точек поставке по итогам конкурентного отбора мощности в совокупном объеме покупки мощности по итогам конкурентного отбора мощности.
По итогам расчетов ОАО «АТС» направляет участникам оптового рынка уведомление о штрафах по договору купли-продажи мощности по результатам конкурентного отбора мощности.
217
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
оСновные Положения дПм
дПм – договор о предоставлении мощности, заключаемый в соответствии
с агентским договором поставщика. дПм заключаются в отношении объектов
генерации, включенных в Перечень генерирующих объектов, сформированный
Правительством рФ
типы дПм – дПм (с контролем сроков строительства) и дПм введенных в
эксплуатацию генерирующих объектов
товар в дПм – мощность, произведенная с использованием генерирующего
оборудования, в пределах значения установленной мощности указанной в
Приложении 1 к дПм
Стороны договора – покупатель, продавец (через оао «цФр», действующего в
качестве его агента), оао «Со еэС», оао «атС» и нП «Ср»
Период поставки мощности по дПм
для объектов, вводимых после 1 января 2011 года – 10 лет с даты начала исполнения
обязательств
для объектов, введенных в эксплуатацию до 1 января 2011 года – 10 лет с 1 января
2011 года, уменьшенное на то количество месяцев, в течение которых продавец
участвовал в ком в отношении такого объекта генерации
Поставка по дПм – в соответствии с графиком поставки
обязательства по поставке мощности по дПм (договорный объем мощности в дПм)
– величина установленной мощности объекта генерации, приведенная к размеру
расчитанной для покупателя доли
разделы графика поставки отражают поставку мощности, произведенной в каждой
гтП генерации продавца в отношении каждой гтП потребления покупателя
цена мощности по дПм – рассчитывается оао «атС» в соответствии с принципами,
заданными Правительством рФ, отраженными в Приложении 4 к дПм
218
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
ПоСтавка По договорам о ПредоСтавлении мощноСти
Как уже говорилось, на оптовом рынке работает механизм торговли мощностью по договорам о предоставлении мощности, направленный на выполнение инвестиционных программ ряда генерирующих компаний. Они
заключаются поставщиками – организациями, созданными в результате реорганизации в 2008 году ОАО РАО
«ЕЭС России», в отношении генерирующих объектов, перечисленных в утвержденном Правительством Российской Федерации перечне (распоряжение Правительства Российской Федерации от 11.08.2010 № 1334-р).
договор о предоставлении мощности (дПм) – договор купли-продажи (поставки) мощности, заключенный с покупателями и организациями коммерческой и технологической инфраструктуры оптового рынка и
предусматривающий условия о сроках начала продажи мощности каждого из указанных в таких договорах генерирующих объектов, а также устанавливающий технические характеристики (параметры) генерирующего оборудования в отношении генерирующих объектов, перечень которых определен Правительством Российской Федерации, и наличие которых в ЕЭС России исходя из их месторасположения, технических и иных характеристик
необходимых в целях своевременного и полного снабжения электрической энергией потребителей генерирующими компаниями оптового рынка, созданными на основании решений Правительства Российской Федерации
путем реорганизации дочерних и зависимых акционерных обществ ОАО «РАО ЕЭС России».
Поставщик по ДПМ обязуется осуществлять поставку мощности, произведенной на генерирующем оборудовании, характеристики которого должны соответствовать указанным в Приложении 1 к ДПМ техническим характеристикам, начиная с даты и в объеме, указанном в Приложении 1 к ДПМ. Период поставки мощности по ДПМ
начинается с даты начала исполнения обязательств, указанной в Приложении 1, и составляет для ДПМ с контролем
срока строительства 10 лет. Для ДПМ без контроля срока строительства датой начала исполнения обязательств
является 1 января 2011 года, а период поставки мощности составляет 10 лет, за вычетом количества месяцев, в
течение которых мощность генерирующего объекта поставлялась по результатам конкурентного отбора мощности.
Объем мощности, который продавец по ДПМ обязуется поставлять покупателю (договорный объем мощности), фиксируется в графике поставки по ДПМ.
Типовой график поставки по ДПМ выглядит следующим образом:
Разделы графика поставки отражают объемы поставки мощности по ДПМ объекта генерации в ГТП потребления покупателя, в определенной доле от установленной мощности объекта генерации в каждый месяц
в течение всего периода поставки по ДПМ. Таким образом, количество разделов графика поставки равно произведению числа объектов генерации продавца по ДПМ, указанных в Приложении 1.1 к ДПМ, на число ГТП потребления покупателя.
В свою очередь, покупатель обязуется оплачивать фактически поставленный объем мощности объекта
генерации в определенной для этого покупателя доле. Цена мощности определяется ОАО «АТС» в соответствии
с Приложением 4 к ДПМ и особенностями, предусмотренными Договором о присоединении.
219
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
изменение договорного оБъема
мощноСти По дПм
договорные объемы мощности (график поставки по дПм) меняется в следующих
случаях:
n
n
при изменении субъектного состава участников в период действия дПм
в случае осуществления Продавцом права на односторонний отказ от исполнения
обязательств по поставке мощности по дПм с целью поставки мощности по цене,
определенной по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности
n
в случае изменения Продавцом в одностороннем порядке даты начала исполнения
обязательств по поставке мощности по дПм
n
при определении оао «Со еэС» предельного объема поставки мощности
генерирующего объекта, превышающего значение его установленной мощности,
указанной в Приложении 1 к дПм
n
в связи с отличием фактического пикового потребления Покупателей, от
учтенного при первичном формировании договорных объемов
в случае изменения договорного объема мощности по дПм, оао «атС» в
электронном виде с эцП обязан уведомить об этом продавца и покупателя по дПм
в уведомлении указываются разделы графика поставки, которые в результате
изменения договорного объема мощности добавлены, удалены или изменены
Изменение договорных объемов мощности производится ОАО «АТС» в
одностороннем порядке, предусмотренном ДПМ и регламентами оптового
рынка, и не требует согласия других сторон по договору.
Уведомления об изменении договорного объема мощности по ДПМ направляются ОАО «АТС» в криптораздел поставщика и покупателя.
эцП – электронная цифровая подпись
220
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
СлУчаи изменения договорныХ оБъемов мощноСти По дПм
Договорные объемы мощности по ДПМ могут быть изменены ОАО «АТС» в следующих случаях:
1) При изменении субъектного состава оптового рынка – перечня участников оптового рынка.
В случае допуска к участию в торговле на оптовом рынке нового участника-покупателя ОАО «АТС» формирует для заключения новые ДПМ данного покупателя со всеми поставщиками в соответствующей ценовой зоне.
Если за участником регистрируется новая ГТП потребления, ранее не участвовавшая в торговле, в разделах
графика поставки мощности каждого объекта генерации в данную ГТП потребления указывается договорный
объем мощности в размере 0,001 МВт.
Новая ГТП потребления может быть зарегистрирована и за участником оптового рынка, ранее уже допущенным к торговой системе. В этом случае в соответствующие ДПМ данного участника в графики поставки
добавляются новые разделы поставки объектов генерации в новую ГТП потребления с указанием договорного
объема мощности в размере 0,001 МВт.
Вне зависимости от регистрации новой ГТП потребления за новым участником оптового рынка либо за
уже допущенным ранее меняются договорные объемы мощности во всех ДПМ гарантирующего поставщика в
том же субъекте Российской Федерации, в котором допускается к торговой системе новая ГТП потребления. Во
всех разделах графиков поставки в ГТП потребления гарантирующего поставщика договорный объем мощности
будет уменьшен на 0,001 МВт.
В случае прекращения права на участие в торговле по одной из ГТП потребления участника оптового рынка
в соответствующих ДПМ данного участника будут удалены разделы графиков поставки мощности в данную ГТП
потребления. При этом если участник лишается статуса субъекта оптового рынка и прекращается его право на
участие в торговле по всем зарегистрированным за ним ГТП потребления, то все соответствующие ДПМ данного
покупателя расторгаются.
В любом случае при прекращении права участника на участие в торговле по ГТП потребления и исключения данной ГТП из торговой системы меняются договорные объемы мощности во всех ДПМ гарантирующего
поставщика в том же субъекте Российской Федерации, к которому относилась исключенная из торговой системы
ГТП потребления. Во всех разделах графиков поставки в ГТП потребления гарантирующего поставщика договорный объем мощности будет увеличен в количестве, равном соответствующим договорным объемам поставки
в исключенную ГТП потребления.
В случае прекращения права участия по ГТП одного участника и регистрации данной ГТП за другим участником изменения договорных объемов мощности гарантирующего поставщика не происходит.
Уведомления о соответствующих изменениях договорного объема мощности ОАО «АТС» направляет до
3-го числа расчетного месяца в электронном виде с электронно-цифровой подписью продавцам и покупателям
по ДПМ.
2) в случае осуществления поставщиком права на односторонний отказ от обязательства по поставке мощности по дПм с целью поставки мощности по цене, определенной по результатам конкурентного
отбора мощности.
При намерении продавца по ДПМ воспользоваться правом на односторонний отказ от ДПМ он уведомляет об этом ЦФР как агента, а ЦФР, в свою очередь, уведомляет о намерении продавца другие стороны –
ОАО «СО-ЕЭС», ОАО «АТС» и НП «СР».
В случае если продавец выразил свое намерение об отказе в отношении всех указанных в Приложении 1
к ДПМ объектов генерации и мощность всех объектов была отобрана к поставке по результатам конкурентного
отбора мощности, то ДПМ расторгаются с даты заключения договоров купли-продажи мощности по результатам
конкурентного отбора мощности.
В случае если не все объекты генерации поставщика прошли конкурентный отбор мощности, либо продавец
выразил намерение на отказ от поставки мощности по ДПМ одного или нескольких, но не всех, объектов генерации, то ОАО «АТС» вносит изменения в перечень объектов генерации, указанных в Приложении 1 к ДПМ, исключая
из него генерирующие объекты, в отношении которых поставщик выразил намерение на отказ от поставки по ДПМ
и мощность которых была отобрана в результате конкурентного отбора мощности. Помимо этого, во всех соответствующих ДПМ поставщика будут удалены разделы графиков поставки мощности данных объектов генерации.
Если мощность объектов генерации, в отношении которых продавец выразил намерение об отказе от поставки мощности по ДПМ, не была отобрана в результате конкурентного отбора мощности, то изменения в ДПМ
не вносятся.
3) в случае реализации поставщиком права на изменение даты начала исполнения обязательств по
поставке мощности.
Продавец по ДПМ может в течение срока действия ДПМ однократно воспользоваться правом на отсрочку
даты начала исполнения обязательств по поставке мощности, т.е. отложить эту дату на более поздний срок, но не
более чем на 12 месяцев. При этом дата окончания поставки мощности не изменяется, а период поставки мощности объекта генерации сокращается на число месяцев отсрочки. Право поставщика на отсрочку даты начала
исполнения обязательств по поставке мощности предусмотрено и ДПМ с контролем срока строительства, и ДПМ
введенных в эксплуатацию генерирующих объектов.
Продавец вправе также заявить о досрочном начале исполнения обязательств по поставке мощности, но в
пределах одного года от первоначальной, либо измененной в результате отсрочки даты начала исполнения обязательств. При этом дата окончания поставки мощности не изменяется, как и при реализации права на отсрочку, а период поставки мощности объекта генерации увеличивается на соответствующее число месяцев. Право
поставщика на досрочное начало исполнения обязательств по поставке мощности предусмотрено только ДПМ
с контролем срока строительства. Для реализации своего права на изменение даты начала исполнения обязательств по поставке мощности поставщик уведомляет об этом агента – ЦФР. ЦФР, в свою очередь, уведомляет
об этом другие стороны – ОАО «СО ЕЭС», ОАО «АТС» и НП «СР». Если заявление поставщика было получено
до 20го числа месяца, то ОАО «АТС» вносит соответствующие изменения в графики поставки по ДПМ с первого
числа следующего месяца, иначе – с первого числа второго месяца, следующего за месяцем получения заявления от продавца.
221
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
Права Продавца
в соответствии с условиями дПм Продавец имеет право:
n
однократно в отношении объекта генерации отложить дату начала исполнения
обязательств, на срок не превышающий одного года (применимо к дПм и дПм
введенных в эксплуатацию генерирующих объектов)
n
однократно в отношении объекта генерации досрочно начать исполнение
обязательств, но не более чем в пределах 1 (одного) года до даты начала
исполнения обязательств (применимо только к дПм)
изменения, связанные с переносом сроков исполнения обязательств по дПм,
вступают в силу с даты, указанной в уведомлении для Участников, направляемом
оао «цФр» (как агентом)
Если заявление поставщика было получено до 20го числа месяца,
то ОАО «АТС» вносит соответствующие изменения в графики поставки по
ДПМ с первого числа следующего месяца, иначе – с первого числа второго месяца, следующего за месяцем получения заявления от продавца. До
3го числа соответствующего месяца ОАО «АТС» направляет уведомление
об изменении договорного объема мощности в криптораздел поставщика и
покупателя.
Реестр распределения договорных объемов мощности по ДМП имеет
следующую структуру:
1. Код ценовой зоны
2. Тип Агентского договора
3. Номер Агентского договора
4. Дата подписания Агентского договора
5. Номер ДПМ
6. Дата подписания ДПМ
7. Наименование Участника ОРЭ - покупателя
8. Идентификационный код Участника ОРЭ - покупателя
9. Код ГТП потребления
10. Дата начала исполнения обязательств по поставке мощности
11. Дата окончания исполнения обязательств по поставке мощности
12. Дата начала общего периода поставки мощности по договору
13. Дата окончания общего периода поставки мощности по договору
14. Наименование Участника ОРЭ - продавца
15. Идентификационный код Участника ОРЭ - продавца
16. Код ГТП генерации
17. Наименование объекта генерации
18. Установленная мощность объекта генерации (МВт.)
19. Договорный объем мощности по ДПМ (МВт.)
222
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
Уведомления
оБ измененияХ договорного оБъема мощноСти
Уведомления о соответствующих изменениях договорного объема мощности оао «атС» направляет
до 3-го числа расчетного месяца в электронном виде с электронно-цифровой подписью продавцам и покупателям по дПм.
1) По результатам проведения системным оператором аттестации генерирующего оборудования в
случае превышения предельного объема поставки мощности объекта генерации над установленной мощностью, указанной в Приложении 1 к дПм.
Системный оператор до наступления даты начала исполнения обязательства по поставке мощности определяет предельный объем поставки мощности объекта генерации в результате аттестации (тестирования) его
генерирующего оборудования.
Продавец вправе ввести в эксплуатацию любой из объектов генерации с большей установленной мощностью, чем указано в Приложении 1 к соответствующим ДПМ. Поэтому, в случае если определенный системным
оператором предельный объем поставки мощности объекта генерации превышает указанное в Приложении 1
к ДПМ значение его установленной мощности, то договорный объем мощности этого объекта увеличивается
до определенного системным оператором предельного объема поставки мощности, но не более чем на 10%.
Таким образом, для каждого покупателя договорный объем будет определен в размере соответствующей доли
от предельного объема поставки мощности либо от значения установленной мощности объекта генерации, увеличенного на 10%. В результате ОАО «АТС» вносит изменения во все разделы графика поставки, в которых изменился договорный объем мощности.
Уведомления о соответствующих изменениях договорного объема мощности ОАО «АТС» направляет до
10-го числа расчетного месяца в электронном виде с электронно-цифровой подписью продавцам и покупателям
по ДПМ.
2) При несоответствии фактического пикового потребления покупателя величине, учтенной при
первичном формировании договорного объема.
После получения данных о фактических объемах потребления электрической энергии потребителей оптового рынка ОАО «АТС» определяет долю каждого покупателя в зависимости от его фактического пикового потребления в прошедшем месяце и определяет договорный объем мощности по всем ДПМ с учетом этой доли, после чего ОАО «АТС» вносит соответствующие изменения во все разделы графиков поставки мощности по ДПМ.
Уведомления о соответствующих изменениях договорного объема мощности ОАО «АТС» направляет
до 16-го числа месяца, следующего за расчетным, в электронном виде с электронно-цифровой подписью продавцам и покупателям по ДПМ.
После внесения изменений в договорный объем мощности по основаниям, описанным в пунктах 1-3, ОАО
«АТС» готовит реестры распределения договорных объемов мощности по ДПМ для всех покупателей и продавцов и направляет их участникам оптового рынка в электронном виде с электронно-цифровой подписью до 3-го
числа расчетного месяца.
223
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
n
n
аванСовые и
итоговые Платежи По дПм
датами авансовых платежей являются 14 и 28 числа расчетного месяца
на дату платежа величина авансового обязательства/требования Участника
оптового рынка за мощность по дПм на, продаваемую по генерирующему
объекту и покупаемую в гтП потребления (экспорта), рассчитывается следующим
образом:
в случае просрочки даты начала поставки мощности продавцом по объекту
генерации в расчетном месяце, авансовые платежи на этот месяц для покупателя
не рассчитываются
i – участник оптового рынка – продавец по ДПМ
j – участник оптового рынка – покупатель по ДПМ
g – генерирующий объект
q – ГТП потребления
m – расчетный месяц
z – ценовая зона
Небаланс, вызванный погрешностью округления при разделении авансового обязательства на две даты платежа, относится на вторую дату платежа
Авансовое требования не рассчитываются в отношении модернизируемого
объекта генерации в первые два месяца его фактической поставки
итоговый платеж по дПм
n
датой итоговых платежей за расчетный месяц является 21 число месяца,
следующего за расчетным
n
доплата/возврат по дПм на дату платежа рассчитывается следующим образом:
Платежи по доплате/возврату по дПм рассчитываются оао «цФр»
224
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
Платежи По дПм
расчеты финансовых обязательств и требований по дПм
В начале каждого расчетного периода ОАО «АТС» определяет величины собственного максимума потребления всех ГТП потребления участников оптового рынка для расчета авансовых обязательств, после чего рассчитывает долю каждой ГТП потребления в суммарном пиковом потреблении в соответствующей ценовой зоне.
Определение долей и объемов мощности в целях расчета авансовых обязательств в каждой ГТП потребления
осуществляется в соответствии с регламентами оптового рынка.
После получения информации об объемах мощности для расчета авансовых обязательств ОАО «АТС»
определяет величины авансовых обязательств покупателей и авансовых требований поставщиков по ДПМ в
размере 30% от произведения соответствующих цен мощности объектов генерации, поставляемой по ДПМ, и
определенных в целях расчета авансовых обязательств объемов мощности. При этом не производится расчет
авансовых требований поставщиков:
• в отношении объектов генерации, просрочивших дату начала исполнения обязательств по поставке
мощности;
• в отношении модернизируемых объектов генерации – для первых двух месяцев фактической поставки
мощности.
Рассчитанная таким образом величина авансового обязательства разбивается на две даты платежей
(14 и 28 число расчетного месяца), при этом погрешность округления относится на вторую дату платежа.
В срок до 10го числа расчетного месяца ОАО «АТС» определяет величины авансовых обязательств на
каждую дату платежа и формирует реестры авансовых обязательств и требований по ДПМ, которые направляет
продавцам и покупателям по ДПМ, а также ЦФР в электронном виде с электронно-цифровой подписью.
После получения информации об объемах мощности, фактически поставленной по ДПМ, с учетом аттестации и готовности генерирующего оборудования, ОАО «АТС» производит расчет итоговых финансовых обязательств покупателей и требований поставщиков по ДПМ как произведение соответствующих цен мощности
объектов генерации по ДПМ и определенных объемов фактически поставленной по ДПМ мощности.
В срок до 16го числа расчетного месяца ОАО «АТС» определяет величины итоговых финансовых обязательств покупателей и требований продавцов по ДПМ и формирует реестры итоговых финансовых обязательств/требований по ДПМ, которые направляет продавцам и покупателям, а также ЦФР в электронном виде в
с электронно-цифровой подписью.
В свою очередь, ЦФР рассчитывает для каждого участника оптового рынка разницу авансовых и итоговых
обязательств (требований) с учетом НДС и формирует обязательство на доплату либо обязательство на возврат.
Датой платежа по фактическим обязательствам является 21 число месяца, следующего за расчетным.
Продавец самостоятельно на основании полученных от ОАО «АТС» реестров итоговых финансовых обязательств/требований по ДПМ формирует и направляет покупателю на согласование Акт приема-передачи мощности и Акт сверки расчетов, а также счет-фактуру на мощность, купленную покупателем.
225
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
взаимодейСтвие оао «атС» и
УчаСтников оПтового рынка При
Проведении раСчетов По дПм
n
Не позднее 3 (третьего) числа расчетного месяца ОАО «АТС» направляет участникам
оптового рынка реестр распределения договорных объемов мощности по дПм
n
Не позднее 10-го числа расчетного месяца ОАО «АТС» направляет участникам оптового
рынка реестры авансовых обязательств/требований по дПм
n
Не позднее 16-го числа месяца, следующего за расчетным, ОАО «АТС» определяет
объем и стоимость мощности фактически поставленной по ДПМ, и передает Участникам
оптового рынка персонифицированные итоговые реестры финансовых
обязательств/требований по дПм
Продавец самостоятельно (без участия цФр как агента по агентскому договору)
на основании полученных от оао «атС» реестров формирует и направляет
покупателю на согласование Счета-фактуры, акт приема-передачи мощности и
акт сверки расчетов в электронном виде с эцП
Шаблон акта приема-передачи по дПм
226
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
ШтраФы По договорам о ПредоСтавлении мощноСти
В соответствии с условиями ДПМ поставщик несет перед покупателями ответственность в виде штрафа
(неустойки), взыскиваемого за следующие возможные нарушения:
1) просрочку даты начала исполнения обязательств по поставке мощности генерирующего объекта;
2) недопоставку мощности генерирующего объекта;
3) непоставку мощности генерирующего объекта;
4) уклонения от исполнения дПм (участник бездействует или совершает действия, означающие его фактический отказ от исполнения ДПМ в целом, за исключением реализации участником права на отказ, предусмотренного ДПМ), в том числе отказ от статуса субъекта оптового рынка (участник бездействует или совершает
действия, влекущие лишение его статуса субъекта оптового рынка);
5) бездействия или совершения действий, влекущих исключение гтП генерации из состава групп
точек поставки этого участника;
6) продажи или отчуждения иным способом генерирующего объекта незавершенного строительством либо совершение сделки по передаче прав и обязанностей заказчика строительства (модернизации) генерирующего объекта.
Решение о наличии оснований для взыскания с поставщика по ДПМ штрафа принимает Наблюдательный
совет НП «Совет рынка».
Совокупный максимальный размер всех штрафов, который может быть рассчитан в отношении продавца
за совершенные им нарушения обязательств по всей совокупности заключенных в отношении любого объекта
генерации ДПМ и вне зависимости от длительности совершения нарушения не может превысить скорректированную предельную величину штрафа, определенную в отношении этого же объекта генерации, в том числе и в
том случае, когда продавцом совершены или продолжают совершаться нарушения одновременно по двум или
более основаниям.
Предельная величина штрафа в отношении объекта генерации рассчитывается как 25% от произведения
установленной мощности объекта генерации, указанной в Приложении 1 к ДПМ, расчетной цены продажи мощности указанного Объекта и 180 (число месяцев в 15 годах) с точностью до копеек:
Здесь и далее используются следующие обозначения:
i – участник оптового рынка – продавец по ДПМ,
j – участник оптового рынка – покупатель по ДПМ,
g – генерирующий объект,
q – ГТП потребления,
m – расчетный месяц,
z – ценовая зона.
Скорректированная предельная величина штрафа определяется как разность предельной величины
штрафа и суммарной величины фактически начисленных продавцу как принципалу по агентскому договору
штрафов за нарушение предусмотренных агентским договором обязательств по предоставлению отчетности в
отношении объекта генерации:
Расчетная цена продажи мощности в отношении объекта генерации определяется в порядке, установленном регламентами оптового рынка и Приложением 4 к ДПМ, и с особенностями, предусмотренными ДПМ, на дату
совершения (начала совершения) продавцом нарушения его обязательств по ДПМ. Расчетная цена продажи
мощности не подлежит пересмотру для объекта генерации.
После первой фиксации Наблюдательным советом НП «Совет рынка» основания для взыскания штрафа
с продавца в отношении объекта генерации ОАО «АТС» в течение 15 рабочих дней рассчитывает предельную
величину штрафа и направляет ее продавцу в электронном виде с электронно-цифровой подписью. На основе
рассчитанной скорректированной предельной величины штрафа ОАО «АТС» определяет размер неустойки за 1
МВт в зависимости от основания для взыскания штрафа с продавца по ДПМ.
Размер штрафа, взыскиваемого по какому-либо из оснований, определяется ОАО «АТС» как произведение
соответствующей неустойки на объем недопоставленной (непоставленной) мощности объекта генерации в ГТП
потребления покупателя, рассчитываемый в соответствии с регламентами оптового рынка.
В случае если зафиксировано основание для расчета штрафа за просрочку даты начала фактической поставки мощности генерирующего объекта, то ОАО «АТС» осуществляет расчет штрафа в соответствии с формулой:
, где
– объем непоставленной по ДПМ мощности генерирующего объекта.
227
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
оПределение величин неУСтойки для
различныХ оСнований ШтраФов
1. Штраф за просрочку продавцом даты начала исполнения обязательств по поставке
мощности по дПм:
2. Штраф за недопоставку мощности:
3. Штраф за непоставку мощности:
4. Штраф за уклонение от исполнения дПм:
5. Штраф за бездействие или действие, влекущее исключение гтП генерации
продавца:
6. Штраф за продажу или отчуждение иным способом незавершенного
строительством объекта генерации:
i
j
g
q
m
z
–
–
–
–
–
–
участник оптового рынка – продавец по ДПМ
участник оптового рынка – покупатель по ДПМ
генерирующий объект
ГТП потребления
расчетный месяц
ценовая зона
определение итогового размера штрафа по дПм
в случае если совокупный размер всех штрафов, рассчитанных по всей совокупности
заключенных дПм в отношении генерирующего объекта Участника оптового рынка,
превышает скорректированную предельную величину штрафа, определенную в
отношении этого же генерирующего объекта g, ко рассчитывает величину штрафа за
нарушения, возникшие в расчетном месяце с учетом снижения
228
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
В случае фиксации наличия основания для расчета штрафа за недопоставку мощности генерирующего
объекта, ОАО «АТС» осуществляет расчет штрафа в отношении генерирующего объекта в соответствии с формулой:
, где
,
– объем недопоставленной по ДПМ мощности генерирующего объекта.
В случае фиксации наличия основания для расчета штрафа за непоставку мощности генерирующего объекта, ОАО «АТС» осуществляет расчет штрафа в отношении генерирующего объекта в соответствии с формулой:
, где
– объем непоставленной по ДПМ мощности
генерирующего объекта.
В случае фиксации наличия основания для расчета штрафа за то, что участник оптового рынка уклоняется
от исполнения ДПМ, бездействует или совершает действия, означающие его фактический отказ от исполнения
ДПМ в целом, в том числе отказывается от статуса субъекта оптового рынка, либо бездействует, или совершает
действия, влекущие лишение его статуса субъекта оптового рынка, ОАО «АТС» осуществляет расчет штрафа в
отношении генерирующего объекта в соответствии с формулой:
, где
,
– объем непоставленной по ДПМ мощности генерирующего объекта.
В случае фиксации наличия основания для расчета штрафа за то, что участник оптового рынка бездействует или совершает действия, влекущие исключение ГТП генерации объектов генерации, указанных в приложении
1 к ДПМ, из состава ГТП генерации продавца по ДПМ, ОАО «АТС» осуществляет расчет штрафа в отношении
генерирующего объекта в соответствии с формулами:
, где
– объем непоставленной по ДПМ мощности
генерирующего объекта.
В случае фиксации наличия основания для расчета штрафа за то, что участник оптового рынка в нарушение условий ДПМ совершил сделку по продаже или отчуждению иным способом, передаче в аренду или в иное
владение и пользование другому лицу незавершенного строительством генерирующего объекта, ОАО «АТС»
осуществляет расчет штрафа в отношении генерирующего объекта в соответствии с формулой:
,
,
– объем непоставленной по ДПМ мощности генерирующего объекта.
229
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
оСоБенноСти раСчета и
взыСкания ШтраФов
Суммарный размер штрафа рассчитывается с учетом особенностей в случае,
• если зафиксировано несколько оснований для взыскания
• если установлено неисполнение обязательств контрагентами
Условие списания штрафа (неустойки)
Предусмотренные дПм штрафы (неустойки) взыскиваются с продавца с
обязательным их письменным уведомлением о таком взыскании, которое должно
быть направлено участникам оао «цФр»
Датой платежей по штрафам за нарушение продавцом обязательств по
поставке мощности по ДПМ за расчетный месяц является ближайшая контрольная дата, на которую сформирован реестр платежей по штрафным
санкциям, при условии поступления в ЦФР почтового уведомления о вручении продавцу Уведомления о рассчитанных штрафах или получения уполномоченным лицом представителя продавца оригинала Уведомления о рассчитанных штрафах под роспись.
230
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
оСоБенноСти раСчета и взыСкания ШтраФов
В случае, если Наблюдательным советом НП «Совет рынка» зафиксировано несколько оснований для взыскания с продавца по ДПМ штрафа, ОАО «АТС» рассчитывает суммарный размер штрафа с учетом следующих
особенностей:
• если в период просрочки либо недопоставки мощности продавец начинает совершать действия,
фактически означающие его отказ от исполнения обязательств по ДПМ или влекущие к исключению
ГТП генерации из состава групп точек поставки продавца, то подлежит взысканию только штраф за
уклонение от исполнения обязательств по ДПМ либо за исключение ГТП генерации из состава групп
точек поставки продавца;
• если в период просрочки либо недопоставки мощности продавец совершит сделку по продаже или
отчуждению незавершенного строительством объекта генерации, то продавец не освобождается от
штрафа за просрочку либо недопоставку в отношении данного генерирующего объекта, и одновременно
подлежит взысканию с продавца штраф за отчуждение незавершенного строительством объекта
генерации.
В случае Наблюдательным советом НП «Совет рынка» зафиксировано, что просрочка даты начала исполнения обязательств по поставке мощности генерирующего объекта по ДПМ вызвана исключительно неисполнением или ненадлежащим исполнением сетевой и (или) газораспределительной (газотранспортной) организацией действий, связанных с выполнением мероприятий, обеспечивающих присоединение генерирующего объекта
к электрической и (или) газораспределительной сети, то с продавца по ДПМ не подлежит взысканию штраф за
просрочку даты начала исполнения обязательств по поставке мощности объекта генерации.
ОАО «АТС» производит расчет размера штрафов в течение 15 рабочих после принятия Наблюдательным
советом соответствующего решения, но не ранее 16-го числа месяца, следующего за расчетным. ОАО «АТС»
формирует реестры рассчитанных штрафов и направляет их в электронном виде с электронно-цифровой подписью продавцам и покупателям по ДПМ, а также ЦФР.
Предусмотренные ДПМ штрафы (неустойки) взыскиваются с продавца с обязательным их письменным уведомлением о таком взыскании, которое должно быть направлено участникам ОАО «ЦФР».
ЦФР направляет продавцу на бумажном носителе уведомление о рассчитанных штрафах не позднее 4 рабочих дней после получения от ОАО «АТС» реестров рассчитанных штрафов по ДПМ. Реестр штрафов к оплате
формируется в течение 2 рабочих дней после получения ЦФР подтверждения о получении продавцом уведомления о рассчитанном штрафе, и штраф списывается в следующую контрольную дату.
Фактом признания участниками оптового рынка штрафа является исполнение обязательств по оплате
штрафа (перечисление/поступление денежных средств), в том числе путем безакцептного списания/зачисления
денежных средств с торгового счета/на торговый счет. Настоящее положение не может быть квалифицировано
в качестве признания правомерности начисления и списания штрафов для целей дальнейшего оспаривания.
Датой платежей по штрафам за нарушение продавцом обязательств по поставке мощности по ДПМ за расчетный месяц является ближайшая контрольная дата, на которую сформирован реестр платежей по штрафным
санкциям, при условии поступления в ЦФР почтового уведомления о вручении продавцу Уведомления о рассчитанных штрафах или получения уполномоченным лицом представителя продавца оригинала Уведомления о
рассчитанных штрафах под роспись.
231
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФинанСовые раСчеты По договорам
кУПли-Продажи мощноСти,
Производимой С иСПолЬзованием
генерирУЮщиХ оБъектов,
ПоСтавляЮщиХ мощноСтЬ в
вынУжденном режиме
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
договоры, обеспечивающие формирование
обязательств/требований – это договоры
коммерческого представительства,
заключаемые участниками с оао «цФр»
Подписание договоров купли-продажи вр:
цФр (Поверенный) от имени участников
(доверителей)
Поставщик 1
- продавец
Поставщик 2
- продавец
Поставщик 3
- покупатель
Поставщик 1
- продавец
Поставщик 2
- продавец
Поставщик 3
- покупатель
(AD 18.1)
(AD 18.1)
(AD 18.1)
(AD 18.4)
(AD 18.4)
(AD 18.4)
цФр: договор
комм.представительства
цФр: договор
купли-продажи вр
(AD 18.1, 18.2)
(AD 18.4)
По ценовой
зоне
Покупатель 1
Покупатель 2
Покупатель 3
Покупатель 1
Покупатель 2
Покупатель 3
(AD 18.2)
(AD 18.2)
(AD 18.2)
(AD 18.4)
(AD 18.4)
(AD 18.4)
договорная конструкция: подписание договоров коммерческого представительства с оао «цФр»
оСновные нормативные докУменты
Постановление Правительства рФ от 27.12.2012 № 1172 «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности»
Приказ ФСт россии от 13.10.2010 № 484-э «Об утверждении Порядка
определения цен на мощность и электрическую энергию, производимые с
использованием генерирующего объекта, поставляющего мощность и электрическую энергию в вынужденном режиме»
Приказ ФСт россии от 22.04.2011 № 81-э/1
Приказ ФСт россии от 27.12.2011 N 426-э/3
«Об утверждении цен на мощность и электрическую энергию, производимые с использованием генерирующего объекта, поставляющего мощность
в вынужденном режиме»
Стандартные формы договоров коммерческого представительства
(AD 18.1 – для поставщика, 18.2 – для покупателя) и договора купли-продажи мощности генерирующих объектов, поставляющих мощность в
вынужденном режиме (AD 18.4)
регламент отнесения генерирующих объектов к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме
(Приложение 19.7 к Договору о присоединении)
регламент финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии
(Приложение 16)
232
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
договорная конСтрУкция
чтобы проводить финансовые расчёты за вынужденную генерацию, т.е. продавать или покупать
мощность генерирующих объектов, которые имеют статус вынужденных, участники должны заключить
договоры купли-продажи мощности, обеспечивающие такую возможность (Приложение № Д 18.4 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). Такой договор является четырехсторонним и заключается между продавцом, покупателем, от имени которых действует Коммерческий представитель – ОАО «ЦФР»
и коммерческим оператором, который осуществляет деятельность по организации торговли на оптовом рынке и
определяет количество и цену (стоимость) мощности, покупаемой (продаваемой) по договорам купли-продажи
мощности, производимой с использованием генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном
режиме.
В целях заключения данных договоров участник оптового рынка обязан заключить договор коммерческого
представительства с ОАО «ЦФР» по стандартной форме, являющейся приложением к Договору о присоединении (продавца – по форме Приложения № Д 18.1, покупателя – по форме Приложения № Д 18.2).
ОАО «ЦФР» на основании договоров коммерческого представительства, заключенных с участниками оптового рынка, заключает от имени и за счет указанных участников договоры купли-продажи мощности, производимой с использованием генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме (далее –
договор купли-продажи мощности ВР).
Поставщик или покупатель мощности вынужденной генерации является Доверителем по договору коммерческого представительства, а ОАО «ЦФР» – Поверенным, то есть коммерческим представителем, самостоятельно представительствующим от имени участников оптового рынка при заключении ими договоров купли-продажи
мощности ВР.
Договоры купли-продажи мощности ВР, в которых участник оптового рынка – поставщик является покупателем мощности, заключаются от имени всех участников оптового рынка – поставщиков электрической энергии
и мощности. По указанным договорам участник оптового рынка – поставщик электрической энергии и мощности
покупает мощность для потребления ее в зарегистрированных за ним ГТП потребления.
Договоры купли-продажи мощности ВР, заключаются между участниками оптового рынка – поставщиками
и покупателями электрической энергии и мощности, расположенными в одной ценовой зоне.
233
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
неоБХодимые УСловия
и СХема отнеСения
к вынУжденной генерации
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
необходимые условия для получения статуса
вынужденной генерации и оплаты мощности
2011
2012
Последующие годы
Коммерческому оператору (КО) представлено
заявление в соответствии со стандартной
формой (Приложение 4 к Регламенту 19.7)
получено ко
не позднее
20 декабря 2010г.
не позднее
1 октября 2011г.
не позднее
1 июля года,
предшествующего
году поставки
Заключение Договора коммерческого
представительства с ОАО «ЦФР»
не позднее
1 декабря 2010г.
не позднее
1 октября 2011г.
не позднее
1 ноября года,
предшествующего
году поставки
Зарегистрирована отдельная ГТП и получено
право на участие в торговле ЭЭ и мощностью
(в случае наличия в обычной ГТП генерирующего
оборудования, не отработанного на КОМ)
не позднее
25 декабря 2010г.
не позднее
1 ноября 2011г.
не позднее
1 ноября года,
предшествующего
году поставки
не позднее
1 июля 2010г.
не позднее
1 июля 2011г.
не позднее
1 июля года,
предшествующего
году поставки
–
не позднее
1 октября 2011г.
не позднее
1 июля года,
предшествующего
году поставки
Представлена информация в ФСТ России
для определения цен, обеспечивающих
компенсацию затрат на производство
электрической энергии и мощности
В КО представлена полученная в
установленном порядке копия требования
уполномоченного органа о приостановлении
вывода из эксплуатации
Схема отнесения к вынужденной генерации на 2012 год
Поставщики
нет
Подали заявление
на вр до 1 октября
2011г.
да
заключены дкП
до 1 октября 2011г.
регистрация отдельной
гтП вр до 1 ноября
2011г.
не относятся
к типу вр в 2012 году
мощность не
отобрана по
результатам ком
на 2012г.
мощность по
ценам ФСт,
ээ – по свободным
ценам
Без продажи
мощности,
ээ – по свободным
ценам
вступило в силу
решение
Правительства рФ
Установлен тариф
ФСт
Получен запрет
минэнерго на
вывод из эксплуатации
относятся к вр
в 2012 году
Если ФСТ России определяются тарифы (цены) на электрическую энергию и мощность, поставляемую на
оптовом рынке в вынужденном режиме, регулируемые тарифы (цены) на мощность и на электрическую энергию,
которые оплачиваются по регулируемым договорам, в отношении таких генерирующих объектов устанавливаются на уровне этих тарифов (цен) в определяемом ФСТ России порядке.
234
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
ПроцедУры отнеСения к генерирУЮщим оБъектам,
мощноСтЬ которыХ ПоСтавляетСя
в вынУжденном режиме
Для продажи мощности вынужденной генерации необходимо пройти ряд процедур, указанных в Правилах
оптового рынка и Договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка. Существуют некоторые отличия отнесения генерирующих объектов к объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме,
для 2011 и 2012 годов.
К генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме на 2011 год, относились:
– указанные в реестре системного оператора, как не отобранные на конкурентном отборе мощности генерирующие объекты, и не имеющие разрешения на вывод из эксплуатации с датой вывода из эксплуатации
до 31 января 2011 года или не подававшие заявления на вывод объекта из эксплуатации;
– иные генерирующие объекты, отнесенные решением уполномоченных органов исполнительной власти в
соответствии с Правилами оптового рынка к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном
режиме.
В перечень генерирующих объектов, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, в 2012 году
также включаются:
• поставщики, в отношении генерирующих объектов (генерирующих единиц мощности – ГЕМ) которых
выставлено требование уполномоченного органа о приостановлении вывода из эксплуатации в
соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации,
утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 26 июля 2007 г. № 484.
Для этого участник должен:
• представить в коммерческий оператор копию полученного в установленном порядке требования
уполномоченного органа о приостановлении вывода из эксплуатации;
• подать ценопринимающую заявку на конкурентный отбор мощности, проводимый на год, в котором
поставщик по указанному ГЕМ намерен поставлять мощность в вынужденном режиме.
• поставщики, в отношении всего генерирующего оборудования которых, включенного в группу точек
поставки и не отобранного в конкурентном отборе мощности на соответствующий год, вступило в
законную силу решение Правительства Российской Федерации, принятое на основании предложений
Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики, об отнесении к генерирующим
объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме, с указанием периода и объема поставки
мощности.
Условия получения статуса «вынужденных» и принципы определения цен на мощность
В 2011 году все генерирующие объекты, мощность которых была не отобрана на конкурентном отборе мощности, получали статус вынужденных, но оплату за мощность такие поставщики получали только в случае, если
ФСТ России для него были установлены цены на электрическую энергию и мощность. Для этого поставщик до 1
июля 2010 года должен был подать соответствующее заявление для установления таких цен. Если же цены по
какой-либо причине не были установлены, то мощность такого генерирующего объекта в 2011 году не оплачивалась, а электрическую энергию он мог продавать обычным способом – по ценам рынка электрической энергии
(рынка на сутки вперед, балансирующего рынка, свободных договоров).
Также в первом квартале 2011 года существовали отличия торговли для вынужденных генераторов второй
ценовой зоны (Сибирь): мощность они поставляли по установленной ФСТ России цене, а электрическую энергию
– по свободным ценам.
На данный момент поставщик может участвовать в продаже электрической энергии и мощности в
группе точек поставки, отнесенной в месяце поставки к перечню вынужденных, одним из следующих
способов:
1. Продажа мощности по цене, определенной ФСт россии, в случае, если до окончания месяца, предшествующего месяцу поставки установлена цена, обеспечивающая компенсацию затрат на производство мощности, при этом электрическая энергия таких объектов продается по свободным (нерегулируемым) ценам.
2. В ином случае поставщик участвует только в торговле электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам без оплаты мощности.
Для групп точек поставки поставщиков, осуществляющих в расчетном месяце торговлю на оптовом рынке
в соответствии с пунктом 1, обязательства по поставке мощности формируются исходя из совокупного договорного объема поставки мощности, равного помесячным объемам располагаемой мощности, указанным в ценовой
заявке на конкурентный отбор мощности, если решением Правительства Российской Федерации, принятым на
основании предложений Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики, об отнесении к
генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме не установлено иное.
Расчет цен на мощность и электрическую энергию производится ФСТ России на основании информации о
планируемых в расчетном периоде регулирования расходах по производству электрической энергии и содержанию мощности с приложением материалов, согласно п. 14 Правил государственного регулирования (пересмотра,
применения) цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178, представленной Поставщиком в ФСТ России.
235
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
ФинанСовые раСчеты По договорам
кУПли-Продажи мощноСти,
Производимой С иСПолЬзованием
генерирУЮщиХ оБъектов,
ПоСтавляЮщиХ мощноСтЬ в
вынУжденном режиме
особенности продажи мощности по
договорам купли-продажи вр
кнм_цз=1,2
объекты одной цз
кнм6 >1,3
кнм_цз
Мощность распределяется по
договорам с покупателями остальных
ЗСП этой ЦЗ пропорционально доле,
которую пиковое потребление гтП
потребления (экспорта) q занимает в
суммарном значении такого пикового
потребления в гтП потребления
(экспорта) в зоне свободного перетока
zp / субъекте РФ:
(Рфакт_пик – Рнасел (баланс) – Ррд)
236
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
оСоБенноСти раСПределения оБъемов По договорам
кУПли-Продажи вр
Объемы мощности генерирующих объектов, функционирующих в вынужденном режиме:
– распределяется на всех покупателей, расположенных в той же зоне свободного перетока (ЗСП), либо
субъекте Российской Федерации (вынужденный вследствие его участия в теплоснабжении), где расположен вынужденный генерирующий объект
– распределяется между покупателями пропорционально их фактическому пиковому потреблению
(или плановому – для самостоятельно планирующих), уменьшенному на объем пикового потребления
населения (объема мощности, определенного на соответствующий месяц в прогнозном балансе для поставки населению) и потребления на собственные и хозяйственные нужды.
Правилами также установлено, что коэффициент фактического наличия мощности (К_нм) в каждой зоне
свободного перетока ЗСП одной ценовой зоны не должен превышать более, чем на 30 процентов средневзвешенный по всем ЗСП этой ценовой зоны К_нм_ЦЗ.
часть объема мощности генерирующих объектов, мощность которых поставляется в вынужденном режиме,
которая не оплачивается покупателями, функционирующими в ЗСП или в субъекте Российской Федерации, в
которой расположены эти объекты, вследствие выполнения требования об ограничении значения коэффициента
фактического наличия мощности (превышение не более, чем на 30%) в каждой ЗСП, оплачивается покупателями, функционирующими в остальных ЗСП соответствующей ценовой зоны пропорционально разности объема
пикового потребления покупателя и объема мощности, определенного в прогнозном балансе для поставки населению, уменьшенного на объемы пикового потребления электрической энергии в пределах максимальных
объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды.
Обязательства по договору купли-продажи мощности, поставляемой в вынужденном режиме, определяются исходя из части объема мощности ГТП генерации поставщика, поставляющего мощность в вынужденном
режиме, приходящейся на объем фактического потребления ГТП потребления каждого покупателя данной ЗСП
либо субъекта Российской Федерации одной ценовой зоны.
237
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
ЗА МОЩНОСТь
ко направляет
участнику реестры
по авансовым
расчетам вр на обе
даты платежа
оСоБенноСти Продажи мощноСти
По договорам кУПли-Продажи
мощноСти, Производимой С
иСПолЬзованием генерирУЮщиХ
оБъектов, ПоСтавляЮщиХ мощноСтЬ в
вынУжденном режиме
расчет факта и
штрафов по вр за
предшествующий
месяц
цФр определяет размер
доплат/возвратов за
предшествующий месяц
14
1
10
расчет авансов за
текущий месяц по вр
ко направляет участнику
Уведомления с информацией
по фактическим расчетам и
штрафу по вр не позднее
16 числа месяца, следующего
за расчетным
28
16
I дата
авансового
платежа для
участника
21
датой итоговых
платежей является
21-е число месяца,
следующего за
расчетным
II дата
авансового
платежа для
участника
обязанностью коммерческого оператора является формирование и
направление участникам и оао «цФр» для проведения платежей:
не позднее 10-го числа расчетного месяца реестров рассчитанных
авансовых обязательств/требований по договорам купли-продажи мощности, производимой с использованием генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме (далее – договоры ВР), на даты платежей в электронном виде с электронно-цифровой подписью;
не позднее 16-го числа месяца, следующего за расчетным, реестр
объемов и стоимости мощности, фактически поставленной по договорам
ВР, а также Реестр штрафов – в ОАО «ЦФР», Уведомления об объемах и
стоимости мощности по договору (приложение 1 к указанному договору) –
участникам оптового рынка;
не позднее 16-го числа месяца, следующего за расчетным, уведомления об итогах поставки мощности за расчетный период поставщиком и
уведомления о потреблении мощности за расчетный период покупателем –
участникам оптового рынка. В данных уведомлениях указываются объемы
мощности как фактически поставленные участником в ГТП генерации, так
и потребленные этим же участником в его ГТП потребления. Такой случай
возможен, к примеру, если объем потребления мощности в ГТП потребления собственных и хозяйственных нужд станции превысил установленный
для нее соответствующий норматив потребления. В этом случае поставщик
в такой ГТП потребления должен купить объем превышения над своим нормативом. Но так как сам с собой он договор не заключает, возникают некие
«выпадающие» (т.е. проданные и купленные одним и тем же участником)
объемы. Эти объемы мощности (так называемые объемы мощности по «модельным» договорам), обеспечивающие покрытие собственного потребления поставщика, не продаются по юридическим договорам, но засчитываются одновременно в счет покупки в ГТП потребления и в счет продажи в ГТП
генерации этого участника.
238
Оптовый рынок. Организация торговли мощностью
ФинанСовые раСчёты за мощноСтЬ,
ПоСтавляемУЮ в вынУжденном режиме
обязанностью продавца является: передача мощности покупателю в зарегистрированных за ним ГТП
генерации, формирование и представление покупателю актов приема-передачи, счетов-фактур и актов сверки
расчетов на мощность в порядке и сроки, которые предусмотрены Договором.
обязанностью покупателя является: принятие мощности в зарегистрированных за покупателем ГТП
потребления, направление подписанных актов сверки расчетов, акты приема-передачи, оплата за фактически
поставленную мощность в порядке и сроки, которые предусмотрены Договором.
расчет авансовых обязательств/требований
Финансовые расчеты по авансам проводятся коммерческим оператором до 10 числа расчетного месяца.
Датами авансовых платежей являются 14 и 28 числа расчетного месяца.
В начале каждого расчетного периода коммерческий оператор определяет собственный максимум потребления в ГТП потребления участника, используемый для расчета авансовых обязательств по покупке мощности,
на основе максимальных плановых почасовых значений потребления электрической энергии в плановые часы
пиковой нагрузки, утвержденные системным оператором на соответствующий календарный год. Авансовые объемы определяются за месяц, предшествующий поставке, поскольку ко времени расчета еще нет данных о фактическом потреблении.
Объем покупки мощности для расчета авансовых обязательств в отношении ГТП потребления в отношении
ГТП потребления на собственные и хозяйственные нужды электростанций участника оптового рынка равен нулю.
Величина авансового обязательства/требования участника оптового рынка в месяце m в зоне свободного
перетока zp по договору купли-продажи мощности, производимой с использованием генерирующих объектов,
поставляющих мощность в вынужденном режиме, рассчитывается следующим образом: часть объема мощности, отнесенного к ГТП генерации p и пориобретаемой в ГТП потребления (ГТП экспорта) q умножается на установленную ФСТ цену в ГТП генерации, с учетом сезонного коэффициента и на 0,3 (30%) – долю для расчета
авансовых обязательств/требований.
Затем рассчитанная стоимость разделяется на две даты авансового платежа, таким образом, величина
авансового обязательства/требования по договору, отнесенного к ГТП генерации p, и приобретаемой в ГТП потребления (ГТП экспорта), на дату платежа равна:
Далее производится суммирование всех рассчитанных величин авансовых обязательств/требований на дату
авансового платежа в целом для участника по всем сделкам по ГТП с его контрагентом. Таким образом определяется величина авансового обязательства/требования за месяц по каждому договору между парами участников.
Аналогично рассчитывается величина авансового обязательства/требования участника по договору, по которому мощность продается в субъекте Российской Федерации.
расчет фактических обязательств/требований
Финансовые расчеты по фактическим обязательствам проводятся коммерческим оператором до 16 числа
месяца, следующего за расчетным. Датой фактических платежей является 21 число месяца, следующего за расчетным.
обязательства по поставке мощности формируются исходя из совокупного договорного объема поставки мощности, равного помесячным объемам располагаемой мощности, указанным поставщиком в
ценовой заявке на конкурентный отбор мощности.
Обязательства по фактическим расчётам формируются из фактически поставленных объемов мощности в
составе аттестованных объемов мощности, определяемых системным оператором, для покупателей – исходя из
фактических максимальных часовых значений потребления электрической энергии за месяц в плановые часы
пиковой нагрузки, утвержденные системным оператором на соответствующий календарный год и опубликованные на официальном сайте системного оператора.
Стоимость мощности, купленной/проданной участником оптового рынка за месяц определяется в зависимости от типа вынужденного объекта – в зоне свободного перетока zp, где расположен данный объект, в субъекте
Российской Федерации (если вынужденный «по теплу»), либо в других ЗСП этой ценовой зоны – в случае, если
выполняется условие превышения коэффициента фактического наличия мощности более, чем на 30%, часть
объема мощности, не приобретенная потребителями этой ЗСП либо субъекта Российской Федерации, оплачивается покупателями, функционирующими в остальных ЗСП соответствующей ценовой зоны.
Далее производится суммирование всех рассчитанных по ГТП обязательств/требований для участника по
всем сделкам по договору с его контрагентом. Таким образом, определяется величина фактического платежа за
месяц по каждому договору между парами участников.
расчет штрафов за невыполнение поставщиком обязательств по поставке мощности
Финансовые расчеты по штрафам проводятся коммерческим оператором до 16 числа месяца, следующего
за расчетным.
Поставщик обязан выплатить покупателю мощности по договору штраф в размере 25% от стоимости объема мощности, составляющего разницу между объемом, предусмотренным договором (договорным объемом), и
приходящимся на соответствующий договор предельным объемом поставки мощности (аттестованным объемом).
Коммерческий оператор рассчитывает величину штрафа в отношении объема неаттестованной мощности ГТП
генерации поставщика, распределенного на объем мощности ГТП потребления покупателя пропорционально доле
его пикового потребления. Величина штрафа указывается в Уведомлениях об объемах и стоимости мощности для
поставщика и покупателя наряду с данными по расчету фактических обязательств/требований за месяц.
239
раздел двенадцатый
оСоБенноСти торговли
электричеСкой энергией и
мощноСтЬЮ
в неценовыХ зонаХ
оПтового рынка
Филатов Сергей александрович
Заместитель начальника Управления сопровождения рынков с
регулируемым ценообразованием,
Начальник Департамента сопровождения неценовых зон НП «Совет рынка»
кандидат экономических наук
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
НЕЦЕНОВыЕ
ЗОНы
ОПТОВОГО РыНКА
территории рФ, не оБъединенные в
неценовые зоны оПтового рынка
неценовые зоны оптового рынка электроэнергии (мощности)
неценовая зона
калининградская область
неценовая зона
архангельская область
неценовая зона
республика коми
неценовая зона дальнего востока:
еврейская автономная область,
Хабаровский край, Приморский край,
амурская область, республика якутия
(южно-якутский энергорайон)
неценовые зоны оптового рынка – территории, которые определяются
Правительством Российской Федерации и в границах которых оптовая торговля электрической энергией (мощностью) осуществляется по регулируемым ценам (тарифам).
Постановлением Правительства российской Федерации от 29.09.2010
№ 770 определены территории неценовых зон:
1. Территория Республики Коми
2. Территория Архангельской области
3. Территория Калининградской области
4. Территория Дальнего Востока (Амурская область, Приморский край,
Хабаровский край, Южно-якутский район Республики Саха
(якутия), Еврейская автономная область).
242
Особенности торговли электрической энергией и мощностью в неценовых зонах оптового рынка
неценовые зоны оПтового рынка
к неценовым зонам оптового рынка были отнесены территории, в которых в силу технологических,
либо организационно-правовых и экономических причин невозможно организовать конкурентные рынки
электрической энергии и мощности.
К технологическим причинам можно отнести:
• неразвитость сетевого хозяйства (генераторы в таком случае обладают монопольной властью
вследствие своего уникального положения в энергосистеме);
• структуру генерации (маневренность, используемое топливо).
Организационно-правовые и экономические причины:
• структура собственности, сложившаяся в регионе по итогам реформирования ОАО РАО «ЕЭС России»;
• недостаточное количество участников для организации эффективной конкуренции.
калининградская область
•
•
Рынок является монополизированным, так как на оптовом рынке представлена только одна
электрическая станция региона.
Регион электрически связан с прочими субъектами Российской Федерации через энергетические
системы иностранных государств.
дальний восток
•
•
•
Энергосистема работает изолированно от остальной части ЕЭС России.
Все тепловые электростанции региона после реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России» объединены в одну
генерирующую компанию – ОАО «ДГК», гидравлические станции – в ОАО «Русгидро». В соответствии
с решением Правительства Российской Федерации акции ОАО РАО «ЭС Востока», управляющей
ОАО «ДГК» переданы в управление ОАО «Русгидро», таким образом на территории Дальнего Востока
поставка электрической энергии на внутренний рынок является монополизированной.
На территории Дальнего Востока функционирует модель Единого закупщика – всю электрическую
энергию у производителей на оптовом рынке покупает одна организация (монопсония).
архангельская область и республика коми
•
•
Энергосистемы электрически связаны между собой и остальной частью ЕЭС России, однако
существуют значительные ограничения на переток электрической энергии как между Архангельской
энергосистемой и Республикой Коми, так и между Архангельской энергосистемой и ОЭС Северо-Запада.
В условиях неразвитости электросетевого хозяйства региональные поставщики являются локальными
монополистами.
Себестоимость производства электрической энергии на ТЭЦ Архангельской области является одной из
наиболее высоких в Северо-Западном регионе.
243
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ОРГАНИЗАЦИИя
ТОРГОВлИ
В НЕЦЕНОВыХ ЗОНАХ
ПринциПы организации торговли на
оПтовом рынке в неценовыХ зонаХ
Принципы организации торговли в неценовых зонах
оптового рынка
Установление регулируемых цен
(тарифов)
Формирование натурального баланса
производства и
потребления электроэнергии и мощности
государственное регулирование цен
(тарифов)
Баланс интересов производителей и потребителей
отсутствие конкуренции
внешнее воздействие и контроль осуществляется регулирующими органами, уполномоченными Правительством российской Федерации –
ФСт россии, региональными регуляторами, а также профильными
федеральными министерствами и ведомствами (министерство энергетики рФ, министерство экономического развития рФ, Федеральная
антимонопольная служба рФ).
244
Особенности торговли электрической энергией и мощностью в неценовых зонах оптового рынка
ПринциПы организации торговли на оПтовом рынке
в неценовыХ зонаХ
торговля электрической энергией (мощностью) на территориях, не объединенных в ценовые зоны
оптового рынка, осуществляется по ценам, определенным исходя из регулируемых цен (тарифов), установленных для поставщиков.
Сводный баланс производства и поставок электрической энергии (мощности) определяет для организаций,
являющихся субъектами оптового рынка, прогнозные объемы поставки и покупки электрической энергии и мощности на оптовом рынке, и используется для установления регулируемых цен (тарифов).
регулируемые цены (тарифы) для поставщиков оптового рынка устанавливает ФСт россии.
ФСТ России вправе устанавливать предельные уровни регулируемых тарифов (цен) на электрическую и
тепловую энергию, а также регулируемые тарифы (цены) в отношении поставщиков - субъектов оптового рынка
и индикативные цены на электрическую энергию и мощность для покупателей - субъектов оптового рынка исходя
из величин регулируемых тарифов (цен), предложенных органом исполнительной власти субъекта Российской
Федерации в области государственного регулирования тарифов.
В целях расчета регулируемых тарифов (цен) на электрическую энергию на розничном рынке на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, ФСТ России определяет в каждом периоде регулирования индикативные цены на электрическую энергию и на мощность исходя из регулируемых тарифов (цен) на
электрическую энергию (мощность), установленных для поставщиков, функционирующих на соответствующих
территориях, и объемов производства (потребления) электрической энергии (мощности), включенных в сводный баланс.
Индикативные цены на электрическую энергию и на мощность могут дифференцироваться по субъектам
Российской Федерации исходя из особенностей производства электрической и тепловой энергии в соответствующих субъектах Российской Федерации.
245
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
у ч а с т н и к и
ОРГАНИЗАЦИя
ТОРГОВлИ
В НЕЦЕНОВыХ ЗОНАХ
Поставщики: уведомление о параметрах генерирующего оборудования (1)
Потребители: заявка об объемах ППП (2)
Предоставление данных кУ
ддПр: уведомление о перетоках (3)
Х-2
и н ф р а с т р у к т у р а
БизнеС-ПроцеССы
организации торговли
в неценовыХ зонаХ оПтового рынка
Х
Х-1
1-7
14
16
атС: финансовые расчеты
Со: Пдг
Формируется Со на основании
запланированных участниками объемов
Со: ддг
Формируется Со на основании
собственного прогноза потребления
Со: Удг
атС: данные для
трансляции на
розницу
команды генерации
Cо – системный оператор
атС – администратор торговой системы
ддПр – держатель договоров о параллельной работе
кУ – коммерческий учет
Пдг – плановый диспетчерский график
ддг – доведенный диспетчерский график
Удг – уточненный диспетчерский график
Х – операционные сутки
Х-1 – день перед операционными сутками
Х-2 – два дня перед операционными сутками
1-7; 14; 16 – числа месяца, следующего за расчетным
(1), (2), (3) – сроки предоставления указанных уведомлений определяются
для каждой неценовой зоны отдельно Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка
246
Особенности торговли электрической энергией и мощностью в неценовых зонах оптового рынка
БизнеС-ПроцеССы организации торговли
в неценовыХ зонаХ оПтового рынка
Бизнес-процессы организации торговли в неценовых зонах оптового рынка определяются приложением 14
к Договору о присоединении к торговой системе и могут отличаться для некоторых неценовых зон.
за двое суток до момента поставки электрической энергии потребители заявляют на технологический
сайт системного оператора объемы планового почасового потребления в сутки Х. Заявленный потребителем
объем электрической энергии впоследствии используется системным оператором для формирования планового
почасового объема производства на генерирующих объектах данной неценовой зоны, а также ОАО «АТС» при
определении финансового результата для этого потребителя за месяц.
За сутки до момента поставки электрической энергии заявляют на сайт системного оператора электрической энергии заявляют на сайт системного оператора уведомления о параметрах генерирующего оборудования,
в которых помимо технологической информации, (технического и технологического минимума и максимума, ремонтах и проч.) необходимой системному оператору для ведения режима, указываются приоритеты по загрузке
генерирующего оборудования, в случае если для нескольких электрических станций поставщика установлен
одинаковый тариф. Это аналог ценовой заявки, используемой в ценовых зонах оптового рынка, для системного
оператора при загрузке генерирующего оборудования данного поставщика.
На основании плановых объемов потребления и уведомлений о параметрах генерирующего оборудования
системный оператор формирует плановый диспетчерский график производства электрической энергии. После
уточнения собственного объема потребления электрической энергии в данной неценовой зоне, а также принимая во внимание изменившиеся факторы (сетевой комплекс, аварийные заявки генерации и проч.) системный
оператор формирует доводимый диспетчерский график на операционные сутки. При этом загрузка генерации
осуществляется исходя из минимизации стоимости поставляемой электрической энергии на оптовый рынок при
условии соблюдения принципов надежности энергоснабжения потребителей.
В реальном времени системный оператор управляет генерирующими объектами посредством команд. Указанные управляющие воздействия фиксируются в качестве внешних инициатив системного оператора. Исполнение (неисполнение) команд учитывается при определении стоимости поставленной электрической энергии за
месяц.
Участники оптового рынка до 7 числа месяца, следующего за расчетным, направляют в ОАО «АТС» данные коммерческого учета для определения фактически поставленной на оптовый рынок (потребленной) электрической энергии.
до 14 числа месяца, следующего за расчетным, ОАО «АТС» проводит финансовые расчеты и определяет стоимость произведенной (купленной) электрической энергии и мощности. До 16 числа месяца, следующего
за расчетным, ОАО «АТС» направляет гарантирующим поставщикам, энергосбытовым, энергоснабжающим организациям данные о стоимости электрической энергии на оптовом рынке с целью трансляции цен розничным
потребителям.
247
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПОКУПКА
ЭлЕКТРИчЕСКОй
ЭНЕРГИИ
В НЕЦЕНОВыХ ЗОНАХ
оПределение ПлановыХ цен
на ПокУПкУ электричеСкой энергии
поставщики
Факторы, влияющие на плановые цены
для потребителей:
оптовый рынок
ц=Ix
Стоимость
производства (Пдг)
Плановая стоимость
покупки (ППП)
Плановые объемы потребления
Соответствие заявленных объемов
потребления балансовым значениям
Выработка электроэнергии на ГЭС
(для Дальнего Востока)
Неготовность ФСК
цена
электрической
энергии
в
объемах потребления населением и
приравненными к ним категориями
потребителей равна утвержденным
индикативным ценам
потребители
ц – регулируемая цена на поставку электрической энергии потребителям
для некоторого часа
I – индикативная цена на поставку электрической энергии для потребителей,
утверждения Федеральной службой по тарифам Российской Федерации
Пдг – плановый диспетчерский график
ППП – плановое почасовое потребление
248
Особенности торговли электрической энергией и мощностью в неценовых зонах оптового рынка
оПределение ПлановыХ цен
на ПокУПкУ электричеСкой энергии
Упрощенная модель ценообразования на территории второй неценовой зоны Дальнего Востока.
В соответствии с действующими Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности цены для
потребителей определяются в заявленных ими объемах планового почасового потребления электрической энергии исходя из стоимости электрической энергии, произведенной на генерирующем оборудовании данной неценовой зоны в указанный час с учетом следующих особенностей:
1. Объемы электрической энергии, потребляемые населением и приравненных к ним группами потребителей, оплачиваются по индикативным ценам. Объемы населения для каждого часа поставки определяются
на основании прогнозного баланса пропорционально ППП, соотнесенного с суммарным месячным почасовым заявленным объемом потребления данного потребителя.
2. Для гарантирующих поставщиков, а также для прочих потребителей в объемах, не превышающих количество электрической энергии, запланированное для такого потребителя в балансе, цена определяется
как произведение индикативной цены, утвержденной Федеральной службой по тарифам, и частного от
деления стоимости поставляемой в данный час электрической энергии на оптовый рынок (рассчитываемой
как произведение объема электрической энергии, содержащегося в плановом диспетчерском графике) и
стоимости электрической энергии, рассчитанной для потребителей как сумма произведений индикативных
цен на электрическую энергию и объемов планового почасового потребления данного потребителя.
3. Для потребителей в объемах превышения суммарного за расчетный период объема планового почасового потребления над количеством электрической энергии, запланированным в балансе, цена электрической
энергии определяется как средневзвешенный тариф тепловых электрических станций данной неценовой
зоны.
Таким образом, для каждого часа поставки плановая цена электрической энергии для гарантирующего поставщика рассчитывается как средневзвешенная величина из указанных цен, определенных для
соответствующих объемов потребления.
В связи с тем, что системный оператор каждый час загружает генерирующие объекты на территории неценовых зон, варьирует объемы производства, включаемые в диспетчерский график, каждый час изменяется
стоимость поставляемой электрической энергии на оптовый рынок. Это приводит к тому, что и цена на электрическую энергию для потребителей оптового рынка меняется каждый час.
Причиной изменяемости цены в рамках часа является необходимость достижения планового стоимостного
баланса между плановыми требованиями поставщиков и плановыми обязательствами потребителей.
Рассмотрим факторы, влияющие на цены для потребителей. одним из ключевых факторов является
суммарный заявленный объем планового почасового потребления в данной неценовой зоне. чем он больше, тем выше складываются цены (системный оператор загружает более дорогих поставщиков, таким образом,
средняя цена растет).
Другим немаловажным фактором является наличие объемов потребления, превышающих балансовые
объемы. Наличие этих объемов приводит к удорожанию стоимости электрической энергии для данного потребителя, но не повышает цены для потребителей, чье потребление не превышает объемов, запланированных в
балансе.
249
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ДВУСТОРОННИЕ
ДОГОВОРы
В НЕЦЕНОВыХ ЗОНАХ
ПринциПы заклЮчения и иСПолнения
двУСторонниХ договоров
двусторонние договоры (дд)
Баланс
только э/энергия
+ мощность
Баланс - %СП
Баланс
S
Баланс - %СП
S
только э/энергия
долгосрочные дд
Условия заключения:
Условия заключения:
Регистрация договора в АТС до 25 числа
месяца, предшествующего месяцу поставки
Договоры – на срок не менее 10 лет
Генерация и потребление введены в
эксплуатацию не ранее 2011 года
Соблюдена пропорция между
электроэнергией и мощностью
Объемы, для которых можно
заключать ДД
цены в договорах не должны превышать предельного уровня цен
дд – двусторонние договоры купли-продажи электрической энергии
%СП – доля снижения потребления электрической энергии в соответствующей неценовой зоне от объемов потребления электрической энергии, запланированных в балансе на данный месяц поставки по соответствующей
неценовой зоне
э/энергия – электрическая энергия
250
Особенности торговли электрической энергией и мощностью в неценовых зонах оптового рынка
ПринциПы заклЮчения и иСПолнения
двУСторонниХ договоров
В соответствии с правилами оптового рынка на территориях неценовых зон участники имеют право заключать двусторонние договоры двух типов:
1. двусторонние договоры купли-продажи электрической энергии в объемах, не учтенных в сводном прогнозном балансе на соответствующий месяц поставки;
2. долгосрочные двусторонние договоры купли-продажи электрической энергии и мощности в отношении генерирующих или энергопотребляющих объектов, введенных в эксплуатацию в 2011 году.
Рассмотрим принципы заключения и исполнения указанных двусторонних договоров.
ДВУСТОРОННИЕ ДОГОВОРы КУПлИ-ПРОДАЖИ ЭлЕКТРИчЕСКОй ЭНЕРГИИ имеют право заключать
любые участники оптового рынка с контрагентами, расположенными в той же неценовой зоне, что и поставщик
(покупатель) по договору. Договор должен быть зарегистрирован в ОАО «АТС» до 25 числа месяца, предшествующего месяцу начала поставки.
В договоре цена поставки не должна превышать минимальной величины из удвоенного тарифа поставщика
и предельного уровня цен, устанавливаемого Федеральной службой по тарифам РФ как максимальная величина
из всех индикативных цен и тарифов на поставку электрической энергии для поставщиков на указанной территории. Цена в договоре может быть определена как в виде фиксированного значения, так и в виде формулы. В
этом случае договор обязательно должен содержать условие, что цена не может превышать указанного выше
ограничения предельного уровня цен, в противном случае договор не будет зарегистрирован администратором
торговой системы.
ОАО «АТС» осуществляет расчет количества электрической энергии, поставляемой по указанному договору, на основании данных о фактических объемах производства и потребления электрической энергии сторонами
договора.
Договор считается исполненным, если потребитель фактически потребил электрическую энергию в объеме, превышающем значение, указанное в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии для данного потребителя в этом месяце, а поставщик – поставил на рынок электрическую энергии
в объеме, превышающем количество электрической энергии, запланированное для него в прогнозном балансе,
уменьшенное на величину, соответствующую доле снижения потребления в данном месяце в целом по неценовой зоне оптового рынка от потребления, запланированного в балансе.
ДОлГОСРОчНыЕ ДВУСТОРОННИЕ ДОГОВОРы заключаются на срок не менее 10 лет.
По таким договорам поставщик продает не только электрическую энергию, но и мощность. Количество
электрической энергии, поставляемой по таким договорам, может быть любым. При этом количество мощности,
подлежащей продаже по такому договору, должно соответствовать пропорции, установленной методическими
указаниями Федеральной службы по тарифам. Указанные договоры подлежат регистрации в ОАО «АТС».
Цена на электрическую энергию и мощность не могут превышать предельного уровня цен, устанавливаемого ФСТ России.
Объемы электрической энергии и мощности, поставляемой по долгосрочным двусторонним договорам,
учитываются в сводном прогнозном балансе, но не учитываются при установлении индикативных цен на электрическую энергию и на мощность.
251
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
Производство (потребление)
ОПлАТА
ОТКлОНЕНИй
В НЕЦЕНОВыХ ЗОНАХ
оПределение оБъема и СтоимоСти
отклонений ФактичеСкиХ оБъемов
ПроизводСтва (ПотреБления)
электричеСкой энергии от
заПланированныХ
отклонения
отклонение
факт
план
Расчет объемов и стоимости
отклонений
осуществляется
ОАО «АТС» на основании
данных коммерческого учета
и
плановых объемов
производства (потребления)
Собственная
инициатива
внешняя
инициатива
время
По инициативе участника
По команде Со
наказывается
Стимулируется
5% «нештрафуемый» диапазон отклонений
коэффициенты устанавливаются ФСт россии
Факт – фактический почасовой объем производства (потребления) электрической энергии, определенный на основании данных коммерческого учета
План – плановый почасовой объем производства (потребления) электрической энергии
252
Особенности торговли электрической энергией и мощностью в неценовых зонах оптового рынка
оПределение оБъема и СтоимоСти отклонений
ФактичеСкиХ оБъемов ПроизводСтва (ПотреБления)
электричеСкой энергии от заПланированныХ
в неценовых зонах оптового рынка с целью стимулирования диспетчерской дисциплины производителями электрической энергии и исполнения диспетчерских команд была введена система оплаты отклонений объемов фактического производства/потребления электрической энергии от плановых
значений. Очевидно, что эффективную систему управления генерирующими объектами невозможно построить
используя исключительно систему наказаний и штрафов. Исполнение команд диспетчера должно быть выгодно
генераторам, тем более что исполнение команд приводит к дополнительным расходам поставщиков.
Именно поэтому было принято решение о введении механизма стимулирования производителей электрической энергии – введение повышающих коэффициентов, применяемых к тарифам на электрическую энергию,
в случае исполнения команды диспетчера, связанной с увеличением объемов производства, и применением понижающих коэффициентов – в случае сокращения выработки электроэнергии.
При этом необходимо уточнить, что под отклонением понимается отличие фактического объема производства (потребления) от запланированного. Но не все отклонения оплачиваются одинаково. Различают отклонения, произошедшие по команде диспетчера (такие отклонения называют отклонениями по внешней инициативе)
и отклонения, возникшие по инициативе участника оптового рынка. Внешние инициативы стимулируются, так
как исполнение команд диспетчера приводит к равновесному состоянию системы. Все внешние инициативы регистрируются системным оператором и ведется учет всех выданных команд.
что же относится на инициативу участника? Собственной инициативой участника является разность между
полным объемом отклонений и объемом отклонений, отнесенных на инициативу внешнюю. Сумма собственных
и внешних отклонений дает полную величину отклонения в данный час. У каждого отклонения обязательно учитывается знак, который показывает в сторону увеличения или уменьшения объема производства (потребления)
произошло указанное отклонение.
Рассмотрим пример, в котором плановый объем производства равен фактическому, при этом системный
оператор дал команду генератору на увеличение объема производства на 50 МВтч. Очевидно, что в данный час
отклонение фактического объема производства от планового равно нулю, при этом отклонение по внешней инициативе вверх составило +50 МВтч, а отклонение вниз по собственной инициативе составило –50 МВтч.
Необходимо отметить, что в отношении собственных инициатив установлены более высокие коэффициенты, чем за внешние, чтобы неисполнение команды диспетчера приносило отрицательный экономический эффект
поставщику.
Мы разобрали пример, в котором диспетчер управляет генерацией для того, чтобы сбалансировать систему
и покрыть их увеличением (снижением) производства электрической энергии на генерирующих объектах. Причиной их возникновения стало либо изменение объемов производства на других генерирующих объектах вследствие поломок, аварийных остановок и прочего, либо, что наиболее вероятно, отклонений объемов потребления
от планового графика. Таким образом, чтобы заплатить генераторам за отклонения и стимулировать их исполнение эти деньги нужно собрать с тех, кто стал их первопричиной – генерирующих объектов, отклонившихся от
планового графика по собственной инициативе и потребителей.
С целью стимулирования внешних и наказания собственных инициатив, применяются коэффициенты, утверждаемые Федеральной службой по тарифам российской Федерации, которые дифференцируются для различных диапазонов отклонений. Отклонения в диапазоне [-5%; +5%] не наказываются и не
поощряются – для них установлен коэффициент 1.
253
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ТОРГОВля
МОЩНОСТьЮ
В НЕЦЕНОВыХ ЗОНАХ
поставщик
N факт.
оСоБенноСти оБорота мощноСти
на территорияХ неценовыХ зон
оПтового рынка
потребитель
определение недопоставки
мощности из-за несоблюдения
требований по готовности
генерирующего оборудования
р пик.
р факт.
N уст.
р план.
поставщик
определение фактического
количества поставляемой
мощности
определение планового и
фактического количества
покупаемой мощности
N факт.
N уст.
поставщик
оптовый рынок
торговля
отклонениями
по мощности
продажа
покупка
потребитель
определение цены
поставляемой мощности
исходя из тарифов поставщиков
и количества поставляемой ими
мощности
N факт.
N уст.
р пик.
р факт.
р план.
N Факт – фактический объем поставляемой мощности на оптовый рынок
N уст – установленная мощность генерирующего объекта
р пик – количество мощности, запланированное для покупателя в сводном
прогнозном балансе для месяца поставки
р план – плановое количество покупаемой мощности для покупателя,
определяемое как произведение Р пик на плановый коэффициент резервирования
р факт – фактическое количество покупаемой мощности для покупателя,
определяемое с учетом фактического коэффициента резервирования
254
Особенности торговли электрической энергией и мощностью в неценовых зонах оптового рынка
оСоБенноСти оБорота мощноСти
на территорияХ неценовыХ зон оПтового рынка
В целях обеспечения надежной и бесперебойной поставки электрической энергии на оптовом рынке осуществляется торговля мощностью - особым товаром, продажа которого влечет возникновение у участника оптового рынка обязательства по поддержанию принадлежащего ему на праве собственности или на ином законном
основании генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии, в том числе путем проведения необходимых для этого ремонтов генерирующего оборудования, и возникновение соответствующего указанному обязательству у иных участников оптового рынка права требовать его надлежащего
исполнения в соответствии с условиями заключенных договоров купли-продажи (поставки) мощности.
в неценовых зонах оптового рынка для поставщиков мощности на оптовый рынок тарифы устанавливаются на величину установленной мощности, в связи с этим на оптовом рынке осуществляется
торговля установленной мощностью электрических станций.
Исполнение обязательства поставщика по продаже (поставке) мощности и передача мощности поставщиком покупателю осуществляются в объеме, фактически поставленном данным поставщиком на оптовый рынок,
с учетом выполнения поставщиком установленных Правилами оптового рынка требований к готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии.
Генерирующее оборудование признается готовым к выработке электрической энергии, если:
1) системным оператором подтверждено, что обеспечена возможность использования генерирующего оборудования:
• при общем первичном регулировании частоты;
• при регулировании реактивной электрической мощности;
• при вторичном регулировании частоты и перетоков активной электрической мощности, если это оборудование расположено на гидроэлектростанциях, а также при автоматическом вторичном регулировании
частоты и перетоков активной электрической мощности, если это оборудование расположено на гидроэлектростанциях установленной мощностью более 100 МВт;
2) системным оператором подтверждено, что в отношении генерирующего оборудования участником оптового рынка выполнены технические требования к системе связи, обеспечивающей обмен данными с системным оператором, в соответствии с этапами и сроками введения в действие этих требований, предусмотренными Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;
3) участником оптового рынка обеспечена работа генерирующего оборудования в соответствии с заданным
системным оператором технологическим режимом работы генерирующих объектов, включая соблюдение
максимальных почасовых значений мощности генерирующего оборудования, минимальных почасовых значений мощности и параметров маневренности в отношении энергоблоков электростанции, в том числе скорости изменения нагрузки генерирующего оборудования при участии в суточном регулировании и времени
включения в сеть генерирующего оборудования, а также иных параметров, которые должны соблюдаться в
соответствии с Правилами оптового рынка.
Фактический объем покупки мощности определяется оао «атС» для каждого покупателя, функционирующего на территории неценовой зоны оптового рынка, на основе значений объемов потребления
электрической энергии покупателем в устанавливаемые системным оператором плановые часы пиковой
нагрузки, умноженных на фактический коэффициент резервирования мощности.
Стоимость единицы планового объема мощности для потребителя определяется ОАО «АТС» исходя из
регулируемых цен (тарифов), установленных для участников оптового рынка, осуществляющих поставку мощности, и дифференцируется по критериям, по которым осуществляется дифференциация индикативных цен на
мощность, т.е. пропорционально установленным индикативным ценам для каждой территории.
При несовпадении плановых и фактических объемов покупки мощности для покупателя определяется стоимость недостающего (избыточного) объема мощности, рассчитываемая с учетом утвержденных ФСТ России повышающих (понижающих) коэффициентов к стоимости единицы планового объема покупки мощности для этого
покупателя за соответствующий расчетный период.
255
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ФИНАНСОВыЕ
РАСчЕТы
В НЕЦЕНОВыХ ЗОНАХ
ФинанСовые раСчеты
в неценовыХ зонаХ оПтового рынка
расчет фактической
стоимости
электрической
энергии (мощности)
на оптовом рынке
расчет
параметров для
трансляции на
розничные рынки
14
16
расчет величины
авансовых
платежей
21
28
даты платежей на оптовом рынке
н=1
ген 1
ген 2
Пок 1
=
=
Пок 2
V=100
P=1,2
Пок 3
=
н=2
ген 1
ген 2
н=2
ген 1
ген 2
Пок 1
=
=
Пок 1
=
Пок 2
V=200
P=1,5
=
V=100+200=300
Пок 2 P=(1.2*100+200*1,5)/
(100+200)=1,4
=
=
Пок 3
=
=
Пок 3
=
=
=
=
14, 16, 28 – календарные даты
н=1, н=2 – часы расчетного периода
ген 1, ген 2 – поставщик оптового рынка, расположенный в неценовой зоне
Пок 1, Пок 2, Пок 3 – покупатели оптового рынка, расположенные в
неценовой зоне
256
Особенности торговли электрической энергией и мощностью в неценовых зонах оптового рынка
ФинанСовые раСчеты
в неценовыХ зонаХ оПтового рынка
Оплата участниками оптового рынка электрической энергии осуществляется в следующем порядке:
не позднее 21-го числа месяца, следующего за расчетным, оплачивается электрическая энергия, фактически приобретенная в расчетном периоде по договорам, обеспечивающим куплю-продажу электрической
энергии.
Оплата мощности участниками оптового рынка осуществляется в следующем порядке:
до 30 процентов стоимости планового объема покупки мощности в расчетном периоде, определяемого в
соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, оплачивается равными долями
не позднее 14-го и 28-го числа расчетного периода;
оплата мощности, фактически приобретенной в расчетном периоде, осуществляется не позднее 21-го числа месяца, следующего за расчетным периодом.
Таким образом, на оптовом рынке установлены 3 даты платежей: 14, 21 и 28 число месяца. За двое суток до
начала месяца поставки АТС рассчитывает и направляет в ОАО «ЦФР» реестр авансовых платежей участников
оптового рынка.
до 14 числа месяца, следующего за расчетным, ОАО «АТС» определяет стоимость электрической энергии и мощности поставленной на оптовый рынок.
Для достижения стоимостного баланса финансовых обязательств и финансовых требований участников
оптового рынка, ОАО «АТС» осуществляет распределение небаланса по электрической энергии в секторе отклонений, а также по мощности.
По электрической энергии указанное распределение осуществляется с соблюдением следующих условий:
1) в случае возникновения положительного небаланса – распределяется среди всех поставщиков и участников с регулируемым потреблением пропорционально сумме величин отклонений по внешней инициативе
за расчетный период путем уменьшения их обязательств и (или) увеличения требований, а также на качественно планировавших собственное потребление потребителей;
2) в случае отрицательного небаланса – разница между указанными величинами распределяется среди
всех поставщиков и покупателей пропорционально сумме величин отклонений по собственной инициативе
участников.
По мощности:
1) при положительном небалансе разница между указанными суммами распределяется среди всех покупателей пропорционально величине, составляющей разность наибольшей величины отклонений по мощности
у покупателей в расчетном периоде в этой неценовой зоне и величины отклонения по мощности у соответствующего покупателя в этом периоде, путем уменьшения их обязательств;
2) при отрицательном небалансе разница между указанными суммами распределяется среди всех покупателей обратно пропорционально величинам их отклонений по мощности.
Необходимо отметить следующие особенности финансовых расчетов в неценовых зонах оптового рынка
ОАО «АТС» в отношении каждого часа поставки определяет матрицу поставки электрической энергии и мощности от поставщиков покупателям, при этом в указанной матрице для каждой пары контрагентов указывается
количество электрической энергии и ее цена, рассчитанная с учетом величин отклонений и распределенных
сумм небаланса на участника. Для определения количества поставленной электрической энергии, ее цены и
стоимости между контрагентами за расчетный период, осуществляется суммирование объемов, определенных
для участников оптового рынка в почасовых матрицах, стоимость также рассчитывается как сумма почасовых
стоимостей, а цена поставки – как частное от деления суммарной стоимости поставки электрической энергии
или мощности и суммарного за месяц поставленного объема товара.
до 16 числа месяца, следующего за расчетным, ОАО «АТС» предоставляет гарантирующим поставщикам параметры оптового рынка с целью их использования при расчете цен для конечных потребителей розничного рынка (более подробно см. раздел о трансляции в неценовых зонах).
257
раздел тринадцатый
организация торговли
ФинанСовыми Производными
Борохов вадим александрович
Начальник Департамента сопровождения торговли электрической энергией
Управления развития конкурентного ценообразования НП «Совет рынка»
Ph.D
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
Хеджирование рыночныХ риСков
на оПтовом рынке.
ФинанСовые инСтрУменты
на электричеСкУЮ энергиЮ
ФИНАНСОВыЕ
ИНСТРУМЕНТы
вм1 = (935-930)* Wi/1
BMi = (Pi-Pi-1)* Wi/S
Суммарная вм = BM1 + BM2+... + BMi
цена
расчетная цена (Pi)
фьючерса в i-й день
Последняя расчетная цена
фьючерса
Стоимость
Шага цены
955
939
вм = (956-955)* Wi/S
Шаг цены
935
Среднеарифметическое
значение индекса за месяц
930
цена заключения
контракта
день 1
день 2
–
Последний
день заключения
контракта
день
исполнения контракта
день
На рисунке представлен график цен расчетного фьючерса в зависимости
от времени. Участник торгов открыл длинную позицию по расчетному фьючерсному контракту в отношении индекса некоторого хаба по цене 930 руб/
МВт*ч. По итогам каждой торговой сессии определяется вариационная маржа, которая является потенциальным выигрышем или проигрышем участника. Последняя расчетная цена фьючерса устанавливается равной среднему
арифметическому (за все часы месяца) значению индексе хаба.
Хаб – совокупность узлов расчетной модели, которые характеризуются единой динамикой изменения равновесных цен на электроэнергию в них, и для
которых на основании полученных по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед равновесных цен в этих узлах определяется
единая средняя цена (индекс хаба) для каждого часа операционных суток.
вариационная маржа – сумма в денежном выражении, рассчитанная в ходе
проведения клиринговой сессии и определяющая изменения обязательства
участника торгов в результате корректировки этого обязательства по рынку.
260
Организация торговли финансовыми производными
Хеджирование рыночныХ риСков на оПтовом рынке.
ФинанСовые инСтрУменты на электричеСкУЮ энергиЮ
рыночные риски участника оптового рынка
Покупка (продажа) участниками оптового рынка объемов электрической энергии на рынке на сутки вперед
(РСВ) и балансирующем рынке (БР) сопряжено с рыночными рисками вследствие объективной неопределенности значений цен РСВ, ставок на отклонения на БР, цен на топливо и прочих ценовых параметров в будущих
периодах. Существенная доля указанных рыночных рисков обусловлена волатильностью равновесных цен на
электрическую энергию, зависящих от множества труднопрогнозируемых факторов.
механизмы хеджирования рыночных рисков
Одним из основных применяемых в международной практике механизмов хеджирования рисков, связанных
с волатильностью спотовых цен на электрическую энергию, является использование финансовых инструментов. Примерами финансовых инструментов являются поставочные/расчетные фьючерсные контракты,
поставочные/расчетные форвардные контракты, опционы, свопы, контракты на разницу цен, спрэды,
финансовые права на передачу.
Торговля финансовыми инструментами может осуществляться как в рамках организованной биржевой торговли (биржевые финансовые инструменты), так и на внебиржевых рынках (внебиржевые финансовые инструменты).
Биржевые финансовые инструменты являются стандартизованными, что призвано обеспечить их
ликвидность, риск дефолта контрагента является минимальным, поскольку контрагентом по таким контрактам выступает организация, выполняющая функции клиринга. При этом участниками биржевой торговли,
помимо энергетических компаний, являются финансовые институты, что увеличивает ликвидность биржевых
финансовых инструментов. Однако, вследствие стандартизации биржевых финансовых инструментов, они не
учитывают особенности спотовой торговли электрической энергией (в части объемов и рыночных цен) отдельного покупателя (производителя) электрической энергии и их применение данным участником с целью полного
хеджирования рыночных рисков, обусловленных волатильностью спотовых цен на электрическую энергию, может быть недостаточным.
внебиржевые финансовые инструменты могут учитывать указанные особенности торговли покупателя (производителя) электрической энергии и приводить к более полному хеджированию рыночных рисков.
Однако, применение данных финансовых инструментов несет риски дефолта контрагента.
московская энергетическая биржа
Биржевая торговля фьючерсами на индексы равновесных цен на электрическую энергию в отдельных группах узлов ценовых зон оптового рынка организована на биржевой площадке ОАО «Московская энергетическая
биржа». Данные фьючерсные контракты являются расчетными и не предполагают физическую поставку электрической энергии. В качестве базового актива применяется индекс средней равновесной цены в соответствующем хабе в соответствующие часы месяца. В настоящее время на бирже обращаются фьючерсные контракты со
следующими базовыми активами:
• средняя арифметическая равновесная цена в узлах расчетной модели, включенных в хаб «Центра»,
во все часы данного месяца;
• средняя арифметическая равновесная цена в узлах расчетной модели, включенных в хаб «Центра»,
в пиковые часы данного месяца;
• средняя арифметическая равновесная цена в узлах расчетной модели, включенных в хаб «Урала»,
во все часы данного месяца;
• средняя арифметическая равновесная цена в узлах расчетной модели, включенных в хаб «Урала»,
в пиковые часы данного месяца;
• средняя арифметическая равновесная цена в узлах расчетной модели, включенных в хаб «Западная
Сибирь», во все часы данного месяца;
• средняя арифметическая равновесная цена в узлах расчетной модели, включенных в хаб «Восточная
Сибирь», во все часы данного месяца.
заключение фьючерсных контрактов осуществляется по результатам биржевых торгов, проводимых в форме непрерывного двойного встречного аукциона. Причем, последняя расчетная цена фьючерсного контракта на дату исполнения контракта устанавливается равной цене базового актива, определенной по
итогам расчета равновесных цен в отношении часов суток соответствующего месяца.
исполнение фьючерсного контракта осуществляется посредством перечисления вариационной
маржи по итогам биржевых торгов. В итоге суммарная (за период обращения фьючерса) вариационная маржа, получаемая (оплачиваемая) участником, имеющим длинную позицию по фьючерсному контракту, соответствует разнице между последней расчетной ценой фьючерсного контракта на дату исполнения контракта и ценой
фьючерсного контракта при его заключении. Суммарная (за период обращения фьючерса) вариационная маржа,
получаемая (оплачиваемая) участником, имеющим короткую позицию по фьючерсному контракту, соответствует
разнице между ценой фьючерсного контракта при его заключении и последней расчетной ценой фьючерсного
контракта на дату исполнения контракта.
261
раздел четырнадцатый
рынок СиСтемныХ УСлУг
Федорова елена валентиновна
Начальник Департамента сертификации ВИЭ
Управления аудита электрических станций НП «Совет рынка»
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ВИДы
СИСТЕМНыХ
УСлУГ
виды СиСтемныХ УСлУг
ПокУПатели оПтового рынка
договоры об
оказании услуг по
одУ-2
Стандартная
Форма
(за исключением покупки э/э для удовлетворения собственных и
(или) хозяйственных нужд электростанций или для компенсации
потерь электрической энергии в электрических сетях)
Услуги по одУ в части
обеспечения надежного
функционирования
электроэнергетики
цФр
исполнитель услуг по одУ-2
договоры об
оказании услуг
по обеспечению
системной
надежности
СиСтемный оПератор
заказчик услуг по обеспечению системной надежности и услуг
по ФПт рм
исполнитель услуги
по обеспечению
системной надежности
264
Рынок системных услуг
виды СиСтемныХ УСлУг
рынок системных услуг (услуг по обеспечению системной надежности) – один из инструментов поддержания требуемого уровня надежности и качества функционирования единой энергетической системы россии (еэС россии) в условиях полной либерализации рынков электрической энергии и мощности.
Главной задачей работы рынка системных услуг является создание экономических механизмов для привлечения субъектов электроэнергетики к участию в поддержании требуемого уровня надежности и качества
функционирования ЕЭС России.
Запуск рынка системных услуг позволяет экономически стимулировать владельцев энергообъектов и потребителей к обеспечению необходимых для стабильного функционирования ЕЭС России свойств и параметров
генерирующего и сетевого оборудования, энергопринимающих устройств.
Постановлением Правительства РФ от 03.03.2010 № 117 утверждены следующие виды услуг:
• услуга по нормированному первичному регулированию частоты с использованием генерирующего
оборудования электростанций;
• услуга по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности с
использованием генерирующего оборудования электростанций (за исключением гидроэлектростанций
установленной мощностью более 100 МВт);
• услуга по регулированию реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования
электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг не производится
электрическая энергия;
• услуга по развитию систем противоаварийного управления (включая установку (модернизацию)
соответствующих устройств) в Единой энергетической системе России.
ФинанСирование СиСтемныХ УСлУг
Средства на оплату системных услуг поступают от покупателей оптового рынка электрической
энергии и мощности в соответствии с установленным Федеральной службой по тарифам (ФСт) специальным дополнительным тарифом на услуги системного оператора, предназначенным для целевого использования в рамках рынка системных услуг.
Финансирование осуществляется в рамках договоров об оказании услуг по обеспечению системной надежности, заключаемых с исполнителями системных услуг и договоров на оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в части обеспечения надежности функционирования электроэнергетики («услуга по ОДУ-2»).
Услуга по ОДУ-2 – услуга по ОДУ в части обеспечения надежности функционирования электроэнергетики
путем организации отбора исполнителей и оплаты услуг по обеспечению системной надежности (статья 16 федерального закона «Об электроэнергетике», п. 84 постановления Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 «О
ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике»).
Плательщики за услугу по ОДУ-2 – покупатели электрической энергии и мощности – участники оптового
рынка (за исключением организаций, осуществляющих покупку электрической энергии и (или) мощности исключительно для удовлетворения собственных и (или) хозяйственных нужд электростанций или для компенсации
потерь электрической энергии в электрических сетях) (постановление Правительства РФ от 14.02.2009 № 114).
265
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ОТБОР
ПОСТАВЩИКОВ
СИСТЕМНыХ УСлУГ
виды отБоров ПоСтавщиков
СиСтемныХ УСлУг
виды отборов
конкурентный
отбор
для услуг по
нПрч и аврчм
отбор путем
запроса
предложений
определение
единственного
возможного
исполнителя
для услуг по регулированию
реактивной мощности без
производства э/э и услуг по
развитию систем Па
установление
обязанности по
оказанию услуг
для всех видов услуг
(исключительный
характер)
нормированное первичное регулирование частоты (нПрч) – организованная часть первичного регулирования, осуществляемая выделенными
для этих целей электростанциями, на которых размещены первичные резервы и обеспечено их эффективное использование. Первичное регулирование частоты осуществляется автоматическими регуляторами частоты
вращения (АРчВ) турбин. При изменении частоты вращения турбины такие
регуляторы осуществляют воздействие на регулирующие органы турбины
(регулирующие клапаны у паровой турбины или направляющий аппарат
у гидротурбины), изменяя подачу энергоносителя. При повышении частоты вращения регулятор уменьшает впуск энергоносителя в турбину, а при
снижении частоты – увеличивает. Назначение первичного регулирования
заключается в удержании частоты в допустимых пределах при нарушении
баланса активной мощности. При этом частота до номинального значения
не восстанавливается, что обусловлено статизмом регуляторов.
аврчм – вторичное регулирование частоты – процесс восстановления планового баланса мощности путём использования вторичной регулирующей
мощности для компенсации возникшего небаланса, ликвидации перегрузки
транзитных связей, восстановления частоты и использованных при первичном регулировании резервов первичной регулирующей мощности. Вторичное регулирование может осуществляться автоматически или по командам
диспетчера, начинается после действия первичного и предназначено для
восстановления номинальной частоты и плановых перетоков мощности
между энергосистемами в энергообъединении.
266
Рынок системных услуг
отБор ПоСтавщиков СиСтемныХ УСлУг
Функции системного оператора (ОАО «СО ЕЭС»), определенные федеральным законом «Об электроэнергетике» и постановлением Правительства РФ от 03.03.2010 № 117 в части системных услуг:
• Организация отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по обеспечению системной
надежности;
• Координация и организация действий субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности.
Конкурентный отбор проводится только для услуг по НПРч м АВРчМ. Для услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии и услуг по развитию систем противоаварийной автоматики (далее – ПА) проводится отбор путем запроса предложений и определение единственного возможного
исполнителя.
Организатор проведения отбора имеет право самостоятельно установить обязанность по оказанию услуг
для любого из видов услуг.
В период с 10.12.2010 по 29.12.2010 проведены конкурентные отборы субъектов электроэнергетики для
оказания услуг в 2011 году
• по нормированному первичному регулированию частоты с использованием генерирующего
оборудования электростанций (НПРч) в ЕЭС России.
Договоры на оказание услуг по НПРч заключены с 8 субъектами электроэнергетики (ОАО «ОГК-1»,
ОАО «ОГК-2», ОАО «ОГК-3», ОАО «ОГК-4», ОАО «Энел ОГК-5», ОАО «ОГК-6», ОАО «Генерирующая
компания», ОАО «Башкирэнерго», ЗАО «Нижневартовская ГРЭС») с размещением резерва первичного
регулирования на 36 энергоблоках в объеме до ± 604,5 МВт.
• по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности (АВРчМ).
Договоры на оказание услуг по АВРчМ заключены с 3 субъектами электроэнергетики (ОАО «ОГК-2»,
ОАО «ОГК-6», ОАО «Генерирующая компания») с размещением резерва автоматического вторичного
регулирования на 4 энергоблоках в объеме до ±55,0 МВт.
С 18.01.2011 на основании заключенных по результатам отбора договоров, субъектами электроэнергетики
начато оказание услуг по НПРч.
С 25.01.2011 на основании заключенных по результатам отбора договоров, субъектами электроэнергетики
начато оказание услуг по АВРчМ.
В период с 16.06.2011 по 11.07.2011 был проведен отбор путем запроса предложений у субъектов электроэнергетики о готовности оказывать услуги по регулированию реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг
не производится электрическая энергия (услуги по РРСК). Договоры на оказание услуг по РРСК заключены с 4 субъектами электроэнергетики (ОАО «РусГидро», ОАО «Красноярская ГЭС», ОАО «Иркутскэнерго»,
ОАО «ТГК-1») на 85 энергоблоков.
С 18.07.2011, на основании заключенных по результатам отбора договоров, субъектами электроэнергетики
начато оказание услуг по РРСК.
В период с 10.08.2011 по 26.08.2011 проведен дополнительный конкурентный отбор субъектов электроэнергетики для оказания услуг по нормированному первичному регулированию частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций (НПРч) в ЕЭС России на период с сентября по декабрь 2011 года.
Договоры на оказание услуг по НПРч в период с сентября по декабрь 2011 года заключены с 4 субъектами
электроэнергетики (ОАО «Фортум», ОАО «ОГК-1», ОАО «ОГК-3», ОАО «Э.ОН Россия») с размещением резерва
первичного регулирования на 7 энергоблоках в объеме до ± 118,0 МВт. Таким образом, отобранный объем резерва НПРч с сентября 2011 года составляет ± 722,5 МВт.
документы, определяющие правила проведения отборов
1. Положение о порядке проведения отбора.
В положении определены порядок проведения отборов, порядок подачи заявок для участия в отборе, порядок отзыва заявок, порядок допуска к участию в отборе, порядок заключения договоров на оказание услуг по
обеспечению системной надежности.
2. Извещение о проведении отбора.
В извещении о проведении отбора содержится следующая информация:
• наименование услуг по обеспечению системной надежности, в отношении которых организуется отбор;
• технические параметры и характеристики объектов электроэнергетики, с использованием которых
должны оказываться услуги, в том числе, которым объект электроэнергетики должен удовлетворять на
момент проведения отбора;
• параметры технологического режима работы объектов электроэнергетики и (или) установленных на них
оборудования и устройств в процессе оказания услуг (за исключением услуг по развитию систем ПУ);
• параметры и характеристики оборудования и устройств, предназначенных для определения
фактического предоставления услуг по обеспечению системной надежности (за исключением услуг по
развитию систем ПУ);
• период оказания услуг по обеспечению системной надежности;
• требования к субъектам электроэнергетики, к составу, форме, сроку действия заявки (предложения);
• проект договора и сроки заключения договора по результатам отбора.
К порядку отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, не применяются правила торгов (аукционов и конкурсов), установленные ст.447 – 449 Гражданского кодекса
Российской Федерации.
267
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ОБЪЕМ И
СТОИМОСТь
СИСТЕМНыХ УСлУГ
конкурентный
отбор
оПределение оБъемов
и СтоимоСти СиСтемныХ УСлУг
отбор исполнителей,
оказывающих услуги
в обязательном
порядке
Стоимость услуги
за расчетный период
определяется как
произведение следующих
величин:
n размера цены услуги
за единицу времени (час);
По итогам
конкурентного
отбора
По тарифу,
установленному
ФСт россии
n периода времени
(количество часов),
в течение которого
услуга была оказана
надлежащим образом;
n расчетным периодом
является 1 календарный
месяц.
Примечание: расчет вариационной маржи для участника биржевых торгов с
длинной позицией по фьючерсу
268
Рынок системных услуг
оПределение оБъема и СтоимоСти оказанныХ УСлУг
Объем оказания услуг по НПРч и АВРчМ определяется по результатам мониторинга оказания услуг.
Объем оказания услуг по регулированию реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг не производится электрическая энергия, определяется по данным коммерческого учета.
Объем оказания услуг по установке устройств по противоаварийной автоматике определяется по факту и
объему установки устройств.
Объем оказанных услуг по НПРч, АВРчМ, по регулированию реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг
не производится электрическая энергия, определяется для каждого месяца в период действия договора. Для
каждого часа рассматриваемого месяца для услуг по НПРч и АВРчМ формируется признак оказания или неоказания услуг. Объем оказанных услуг по регулированию реактивной мощности с использованием генерирующего
оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг не производится
электрическая энергия, определяется по почасовым данным коммерческого учета. При этом определяется число
часов, подлежащее оплате.
Системный оператор для каждого часа суток определяет для каждого вида услуги число часов работы генерирующего оборудования при предоставлении услуги и фиксирует признак участия в регулировании.
Каждый час в разрезе по единицам генерирующего оборудования контролируются следующие параметры:
• возможность участия в регулировании частоты;
• готовность к участию в регулировании;
• фактическое участие в регулировании.
В части участия генерирующего оборудования в НПРч оценивается реакция энергоблока на отклонение частоты, при которых выдаваемая первичная мощность должна превысить 1% от номинальной, также оценивается
корректность реакции энергоблока на малые отклонения частоты.
В части участия генерирующего оборудования в АВРчМ оценивается правильность выполнения задания
мощности блока системным оператором.
В части участия генерирующего оборудования в регулировании реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг не
производится электрическая энергия, определяется величина выработки реактивной мощности энергоблоком.
Стоимость оказанных услуг определяется как произведение числа часов, диапазона регулирования и цены,
указанных в заявке (или тарифа в случае установления обязанности по оказанию услуг).
Юридические требования, предъявляемые к субъектам электроэнергетики для участия в рынке
системных услуг
•
•
•
•
•
Субъект электроэнергетики должен быть правоспособным в полном объеме для заключения и
исполнения договора.
В отношении субъекта электроэнергетики не должны проводиться процедуры ликвидации,
банкротства.
В отношении субъекта электроэнергетики не должны проводиться процедуры реорганизации путем
разделения, выделения или слияния.
Деятельность субъекта электроэнергетики не должна быть приостановлена в порядке, предусмотренном
Кодексом Российской Федерации об административных правонарушениях.
Субъект электроэнергетики должен иметь в собственности или иметь возможность использовать
на ином законном основании в течение периода оказания услуг объект электроэнергетики и (или)
установленные на нем оборудования и устройства, которые будут использоваться для оказания услуг,
указанные объекты должны быть свободны от обременений, не должны быть переданы в аренду, залог
или обременены иными правами третьих лиц, не позволяющими использовать указанный объект для
оказания услуг по обеспечению системной надежности).
269
раздел Пятнадцатый
розничный рынок
электричеСкой энергии
Бондаренко наталия валерьевна
Департамент развития электроэнергетики Минэнерго России
максимов андрей геннадьевич
Департамент развития электроэнергетики Минэнерго России
Филатов Сергей александрович
Заместитель начальника Управления сопровождения рынков с
регулируемым ценообразованием,
Начальник Департамента сопровождения неценовых зон НП «Совет рынка»
кандидат экономических наук
эрдыниев антон александрович
Начальник Департамента сопровождения розничных рынков
Управление сопровождения рынков
с регулируемым ценообразованием НП «Совет рынка»
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СУБъекты розничныХ рынков
в ценовыХ и неценовыХ зонаХ
ОРГАНИЗАЦИя
ФУНКЦИОНИРОВАНИя
РОЗНИчНыХ РыНКОВ
оптовый
рынок
регулируемые договоры
розничный
рынок
эСк
свободные цены
генерирующие компании
крупные
потребители орэм
гП
гП
эСк
розничная генерация
население и приравненные к нему
категории потребителей
по тарифам
ненаселение
по нерегулируемым ценам
оптовый
рынок
неценовые
зоны
генерирующие компании
эСк
продажа по ценам с
использованием тарифов
гП
крупные
потребители орэм
розничный
рынок
неценовые
зоны
розничная генерация
население и приравненные к нему
категории потребителей
по тарифам
ненаселение
по ценам с использованием
тарифов
энергосбытовые организации (эСк) – организации, осуществляющие в
качестве основного вида деятельности продажу другим лицам произведенной или приобретенной электрической энергии.
энергоснабжающие организации (эСо) – организации, совмещающие в
установленных законодательством случаях деятельность по продаже электроэнергии (мощности) с деятельностью по ее передаче.
гарантирующий поставщик (гП) – организация, обязанная в соответствии
с законодательством или добровольно принятыми обязательствами заключить договор, обеспечивающий продажу электроэнергии (мощности), с
любым обратившимся к ней потребителем либо с лицом, действующим от
имени и в интересах потребителя.
Потребители – потребители электрической энергии, приобретающие электрическую энергию (мощность) для собственных бытовых и (или) производственных нужд.
Покупатели – покупатели электрической энергии, приобретающие электрическую энергию (мощность) в целях ее продажи, а также исполнители
коммунальных услуг.
крупные потребители – потребители, соответствующие количественным
характеристикам, предъявляемым к участникам оптового рынка (суммарная
присоединенная мощность в каждой группе точек поставки составляет ≥ 750
кВ•А).
розничные потребители в нцз – потребители, расположенные на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка.
272
нерегулируемые цены в рамках ПУнц – цены на электрическую энергию
(мощность), не превышающие предельные уровни нерегулируемых цен, рассчитанные в соответствии с Основными положениями функционирования
розничных рынков и Правилами определения и применения гарантирующими
поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность).
Розничный рынок электрической энергии
СУБъекты розничныХ рынков
розничные рынки электрической энергии – это сфера обращения электрической энергии вне оптового рынка с участием потребителей электрической энергии. Взаимоотношения субъектов розничных
рынков регулируются Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии,
утвержденными постановлением Правительства РФ от 04.05.2012 № 442 (далее по тексту – Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии).
К субъектам розничных рынков относятся:
• потребители;
• исполнители коммунальной услуги;
• поставщики электрической энергии (мощности) – энергосбытовые, энергоснабжающие организации,
гарантирующие поставщики, производители электрической энергии (мощности) на розничных рынках;
• субъекты, обеспечивающие технологическую инфраструктуру розничных рынков – сетевые организации, осуществляющие услуги по передаче электрической энергии, субъекты оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике, осуществляющие указанное управление на розничных рынках.
Исполнители коммунальных услуг приобретают электрическую энергию (мощность) в целях ее использования при предоставлении коммунальной услуги по электроснабжению, а также в случае отсутствия централизованных теплоснабжения и (или) горячего водоснабжения – в целях ее использования при предоставлении
коммунальной услуги по отоплению и (или) горячему водоснабжению.
ключевая роль в существующей модели розничных рынков принадлежит гарантирующим поставщикам, призванным обеспечить надежное электроснабжение потребителей. гарантирующий поставщик – это
коммерческая организация, обязанная заключить договор энергоснабжения (купли – продажи) с любым
обратившимся к ней потребителем либо с покупателем, действующим от имени и в интересах потребителя,
а также обязанная принять на обслуживание потребителей без их обращения в случаях, предусмотренных Основными положениями функционирования розничных рынков. Каждый гарантирующий поставщик действует в
таком качестве в рамках своей зоны деятельности. Зоны деятельности гарантирующих поставщиков не пересекаются.
гарантирующий поставщик вправе отказаться от заключения договора с потребителем (покупателем)
только в следующих случаях:
• отсутствие технологического присоединения в установленном порядке;
• нахождение энергопринимающего устройства потребителя вне зоны деятельности гарантирующего
поставщика.
в отличие от гарантирующих поставщиков, энергосбытовые организации свободны в заключении
договоров с потребителями и определении цены, за исключением поставки электрической энергии (мощности) населению и приравненным к нему категориям потребителей.
Производители электрической энергии (мощности) на розничных рынках – субъекты розничных рынков вправе осуществлять продажу электрической энергии (мощности) любым потребителям, точки поставки
которых находятся в границах зоны деятельности гарантирующего поставщика, в зоне деятельности которого
расположены точки поставки производителя. Необходимо отметить, что п. 5 ст. 36 федерального закона «Об
электроэнергетике» для субъектов электроэнергетики, владеющих объектом или объектами по производству
электрической энергии (мощности), присоединенными к ЕЭС России установленная генерирующая мощность
каждого из которых ≥ 25 МВт, введена обязанность осуществлять продажу электрической энергии (мощности)
только на оптовом рынке, за исключением случаев, установленных Правительством РФ. Начиная с 1 января
2013 года нераспространение требования законодательства о реализации производимой электрической энергии
(мощности) только на оптовом рынке должно подтверждаться указанными выше субъектами электроэнергетики
в порядке, предусмотренном Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности.
Гарантирующие поставщики, энергосбытовые (энергоснабжающие) организации, производители электроэнергии (мощности) на розничных рынках в отношениях по купле-продаже электроэнергии (мощности) на розничных рынках могут выступать как продавцами электрической энергии, так и покупателями. Производители
электроэнергии (мощности) на розничных рынках в случаях приобретения ими электроэнергии (мощности) для
собственных производственных нужд выступают как потребители.
Сетевые организации осуществляют два основных вида деятельности – передачу электрической энергии
по электрическим сетям и технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям. Оба эти вида деятельности
являются естественно-монопольными и регулируются государством, что подразумевает не только установление
тарифов на услуги, но и обеспечение недискриминационного доступа потребителей услуг сетевых организаций
к электрическим сетям. Сетевые организации приобретают электрическую энергию (мощность) на розничных
рынках в целях компенсации потерь электрической энергии и выступают как потребители.
оперативно-диспетчерское управление на розничных рынках осуществляется системным оператором и
субъектами оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах в отношении объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, технологический режим работы и эксплуатационное состояние которых влияют на
электроэнергетический режим ЕЭС России.
Потребители (покупатели), участвующие в сфере обращения электроэнергии на розничных рынках, вправе приобретать электроэнергию у гарантирующих поставщиков, энергосбытовых (энергоснабжающих) организаций, производителей электрической энергии (мощности) на розничных рынках..
273
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ОРГАНИЗАЦИя
ФУНКЦИОНИРОВАНИя
РОЗНИчНыХ РыНКОВ
СХема взаимоотноШений СУБъектов
розничныХ рынков
тСо
Д-р на передачу э/э
компенсация
потерь
Д-р на передачу э/э
компенсация
потерь
Д-р на передачу э/э
Потребитель
Д-р энергоснабжения
гП
(присоединен
к сетям тСо)
Д-р купли-продажи э/э
Д-р купли-продажи э/э
эСк
Д-р энергоснабжения
Д-р купли-продажи э/э*
Д-р купли-продажи э/э
Д-р купли-продажи э/э
розничная
генерация
Д-р купли-продажи э/э
Д-р энергоснабжения
Д-р купли-продажи э/э
Д-р энергоснабжения
тСо – территориальная сетевая организация
гП – гарантирующий поставщик
эСк – энергосбытовая организация
ФСк – ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической
системы» (ОАО «ФСК ЕЭС»)
д-р на передачу э/э – договор на оказание услуг по передаче электрической
энергии
компенсация потерь – договор купли-продажи электроэнергии в целях
компенсации потерь в сетях
наиболее распространенная договорная схема
возможная договорная схема
* только в ценовых зонах оптового рынка
274
Розничный рынок электрической энергии
СХема взаимоотноШений СУБъектов
розничныХ рынков
Электроэнергия (мощность) реализуется на розничных рынках на основании двух видов договоров, обеспечивающих продажу электроэнергии (мощности):
• договор энергоснабжения;
• договор купли-продажи (поставки) электроэнергии (мощности).
Потребитель электроэнергии свободен в выборе контрагента по заключаемому на розничных рынках договору, обеспечивающему продажу электроэнергии (мощности).
По договору энергоснабжения поставщик обязуется осуществлять продажу электроэнергии (мощности), а также самостоятельно или через привлеченных третьих лиц оказывать услуги по передаче электроэнергии, а потребитель (покупатель) обязуется оплачивать приобретаемую электроэнергию (мощность) и оказанные услуги. В указанном договоре по требованию потребителя должна быть предусмотрена обязанность
поставщика урегулировать в интересах и от имени потребителя отношения по оперативно-диспетчерскому
управлению в электроэнергетике. В этом случае права и обязанности в отношениях по оперативно-диспетчерскому управлению возникают непосредственно у такого потребителя.
основные особенности договора энергоснабжения:
• исполнение обязательств поставщика по договору начинается не ранее даты и времени начала
оказания услуг по передаче электроэнергии;
• в отношении одного энергопринимающего устройства может быть заключен только один договор;
• в рамках договора поставщик несет ответственность за действия сетевой организации, привлеченной
для оказания услуг по передаче электроэнергии;
• в договоре отражены все существенные условия договора на услуги по передаче;
• ответственность по заключению и расторжению договора на услуги по передаче в интересах
обслуживаемого потребителя (покупателя) лежит на поставщике;
• итоговая стоимость электроэнергии (мощности) включает стоимость услуг по передаче.
По договору купли-продажи (поставки) электроэнергии (мощности) поставщик обязуется осуществлять продажу электроэнергии (мощности), а потребитель (покупатель) обязуется принимать и оплачивать
приобретаемую электроэнергию (мощность). В таком договоре не регулируются отношения, связанные с оперативно-диспетчерским управлением и передачей электроэнергии.
основные особенности договора купли-продажи (поставки) электроэнергии (мощности):
• исполнение обязательств поставщика по договору начинается не ранее заключения договора
оказания услуг по передаче электроэнергии либо с даты и времени, установленных Основными
положениями функционирования розничных рынков для принятия на обслуживание потребителей;
• ответственность по заключению и расторжению договора на услуги по передаче лежит на потребителе
(покупателе);
• итоговая стоимость электроэнергии (мощности) не включает стоимость услуг по передаче.
Договор энергоснабжения и договор купли-продажи (поставки) электроэнергии (мощности), заключаемый с гарантирующим поставщиком, являются публичными.
Правила заключения договоров между потребителями (покупателями) и поставщиками, правила их исполнения, включающие существенные условия таких договоров, правила их изменения и расторжения определяются Основными положениями функционирования розничных рынков.
Порядок заключения, исполнения и расторжения договоров оказания услуг по передаче определяется Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания
этих услуг, утвержденными постановлением Правительства РФ от 27.12.2004. № 861. Сетевая организация
не вправе отказать потребителю электроэнергии в заключении договора оказания услуг по передаче электроэнергии по основаниям, связанным с выбором потребителем электроэнергии определенного поставщика электроэнергии. Договор является публичным и обязательным к заключению для сетевой организации.
При заключении и расторжении договоров энергоснабжения купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности) действуют следующие общие правила:
• договоры об оказании услуг по передаче электроэнергии исполняются только при наличии договора
энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности));
• потребитель вправе расторгнуть договор в одностороннем порядке при условии отсутствия
задолженности и выполнении иных обязательных требований, установленных Основными положениями функционирования розничных рынков.
В соответствии с п. 4 ст.26 федерального закона «Об электроэнергетике» сетевые организации обязаны оплачивать стоимость фактических потерь электроэнергии, возникших в принадлежащих им объектах
сетевого хозяйства, для чего заключается договор купли-продажи электроэнергии в целях компенсации потерь. Сетевая организация определяет объем фактических потерь электроэнергии, возникших в принадлежащих такой сетевой организации объектах электросетевого хозяйства, за расчетный период на основании объемов потребления (производства) электроэнергии, определенных по данным, полученным с использованием
приборов учета электроэнергии и (или) путем применения расчетных способов в порядке, предусмотренном
Основными положениями функционирования розничных рынков.
275
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ОРГАНИЗАЦИя
ФУНКЦИОНИРОВАНИя
РОЗНИчНыХ РыНКОВ
цели создания
института гП:
инСтитУт гарантирУЮщиХ
ПоСтавщиков
n обеспечение надежного энергоснабжения потребителей. В
случае несостоятельности или банкротства конкурентной ЭСК, ГП
«подхватывает» ее потребителей;
n обеспечение свода баланса внутри периметра;
n гарантия платежей генерирующим и сетевым компаниями.
Особенности функционирования ГП:
n публичность договоров – гП
обязан заключить договор с
любым обратившимся (в т.ч. с
«неплательшиками»)
n продажа населению и приравненным
к нему категориям потребителей
осуществляется по регулируемым ценам
(тарифам)
n цена гП в ценовых зонах оптового
рынка не может превышать предельный
уровень нерегулируемых цен (в
отношении «не населения»)
n осуществляет деятельность в качестве
гП за вознаграждение, равное сбытовой
надбавке (устанавливается региональным
органом регулирования)
Независимая ЭСК:
n нет обязанности заключать договор с
любым обратившимся
n цена в ценовых зонах оптового рынка,
используемая в расчетах эСк – свободная
и не регулируется государством
n в ценовых зонах оптового рынка
сбытовая надбавка в отношении
независимых эСк не устанавливается
n для независимой эСк не установлена
обязанность участвовать в торговле на
орэ (может покупать э/э на розничном
рынке, например, у гП)
n может и должен участвовать в покупке
на орэ по своей зоне деятельности
гП – гарантирующий поставщик
эСк – энергосбытовая (энергоснабжающая) компания.
Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике»
Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 № 1179 «Об определении и
применении гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность)»
276
Розничный рынок электрической энергии
оСоБенноСти ФУнкционирования гарантирУЮщиХ
ПоСтавщиков
Наличие на розничных рынках специализированных организаций – гарантирующих поставщиков – является одним из элементов, обеспечивающих надежное обеспечение потребителей электрической энергией.
В целях обеспечения выполнения гарантирующими поставщиками, возложенных на них системообразующих функций, законодательством в области электроэнергетики предусмотрены следующие особенности функционирования гарантирующих поставщиков.
1. обязанность гарантирующего поставщика заключить договор с любым обратившимся к нему потребителем, расположенным в границах зоны деятельности гарантирующего поставщика.
Присутствие гарантирующих поставщиков в конструкции розничных рынков гарантирует наличие экономического критерия оценки потребителем предлагаемой поставщиком цены – экономически обоснованной цены
поставки электрической энергии (мощности) гарантирующим поставщиком, а также гарантирует, что потребитель не окажется в ситуации, когда с ним отказались заключать договор, обеспечивающий продажу электрической энергии (мощности), все поставщики. Кроме того, гарантирующие поставщики призваны автоматически
принимать на обслуживание потребителей без их обращения в дефолтных ситуациях, определенных Основными
положениями функционирования розничных рынков.
2. Порядок ценообразования на розничных рынках для гарантирующих поставщиков включает ограничение сверху на цены, используемые гарантирующими поставщиками в расчетах с потребителями (использование предельных уровней нерегулируемых цен).
Предельные уровни нерегулируемых цен рассчитываются гарантирующими поставщиками в отношении
каждого расчетного периода, публикуются ими на своих официальных сайтах в сети Интернет, а также указываются в счетах на оплату потребителям (покупателям) в соответствии с Основными положениями функционирования розничных рынков и постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 № 1179.
3. гарантирующие поставщики в существующей модели функционирования розничных рынков выполняют, по сути, инфраструктурные функции, обеспечивая своевременное финансирование генерирующих компаний и инфраструктуры розничного и оптового рынков, поэтому организация, выполняющая
функции гарантирующего поставщика, должна иметь гарантии, что ее расходы, связанные с обслуживанием
потребителей, будут компенсированы, а потребитель, в свою очередь, должен быть уверен, что цена, которую
ему предъявляет гарантирующий поставщик, отражает его реальные расходы. Гарантирующий поставщик осуществляет свою деятельность за вознаграждение, равное сбытовой надбавке, определяемой в соответствии с
Основными положениями функционирования розничных рынков и Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике.
Сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков ежегодно устанавливаются региональными органами исполнительной власти субъектов РФ в области государственного регулирования тарифов. С даты вступления в
силу в установленном порядке методических указаний по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков, дифференцированных по группам потребителей, гарантирующие поставщики самостоятельно рассчитывают сбытовые надбавки в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в
электроэнергетике и включают их в соответствующие предельные уровни нерегулируемых цен.
4. гарантирующий поставщик должен иметь свободный доступ на оптовый рынок, что обеспечивает
возможность в любой момент времени начать приобретать электроэнергию для любого нового потребителя,
обратившегося к гарантирующему поставщику для заключения договора. Для организаций, не являющихся на
момент получения статуса гарантирующего поставщика участниками оптового рынка, Основными положениями
функционирования розничных рынков устанавливаются сроки, в течение которых они должны получить право
на участие в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом рынке в отношении соответствующих
зоне деятельности в качестве гарантирующего поставщика групп точек поставки. Исключение установлено для
случаев, когда такая организация осуществляет функции гарантирующего поставщика (за исключением организаций, осуществляющих энергоснабжение потребителей, присоединенных к сетям организаций, находящихся в
ведении Минобороны России) на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка.
277
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ОРГАНИЗАЦИя
ФУНКЦИОНИРОВАНИя
РОЗНИчНыХ РыНКОВ
треБования, Предъявляемые к
гарантирУЮщим ПоСтавщикам.
оСнования для Смены
гарантирУЮщего ПоСтавщика
решение о ликвидации
банкротство
гарантирующий поставщик
отказ от статуса
Проведение конкурса на
статус гП
исключение из реестра
субъектов орэм
реорганизация *
факт ликвидации
(запись в егрЮл о
ликвидации юр. лица)
конкурс не состоялся
конкурс состоялся
присвоение статуса гП
сетевой компании (на срок
не более 12 месяцев)
присвоение статуса гП
иной организации**
* при условии несоответствия правопреемника требованиям, установленным Основными положениями функционирования розничных рынков
** победитель конкурса выполнил необходимые требования, установленные
Основными положениями функционирования розничных рынков
278
Розничный рынок электрической энергии
треБования, Предъявляемые к гП. оСнования для Смены гП
Основные положения функционирования розничных рынков определяют порядок присвоения организациям
статуса гарантирующего поставщика, определения и (или) изменения границ зон деятельности гарантирующих
поставщиков, а также случаи и порядок утверждения уполномоченным федеральным органом исполнительной
власти результатов назначения и смены гарантирующих поставщиков.
гарантирующими поставщиками с 1 сентября 2006 года назначены:
• неразделенные АО-энерго и (или) энергосбытовые организации, созданные в результате реорганизации
АО-энерго;
• оптовые потребители-перепродавцы и созданные на их базе сбытовые компании, которые на указанную
дату осуществляли снабжение электроэнергией населения и финансируемых из бюджета потребителей
в объеме не менее 50 млн.кВтч в год;
• энергосбытовые организации, обслуживающие потребителей, присоединенных к электрическим сетям
ОАО «Российские железные дороги»;
• хозяйствующие субъекты, эксплуатирующие объекты электросетевого хозяйства или генерирующие
объекты, не имеющие электрических связей с Единой энергетической системой России и изолированными энергосистемами.
Кроме того, Правительством РФ от 06.05.2011 введено еще одно назначение гарантирующим поставщиком
энергосбытовых организаций, осуществляющих энергоснабжение потребителей, присоединенных к сетям организаций, находящихся в ведении Минобороны России.
Таким образом, гарантирующими поставщиками со дня вступления в силу постановления Правительства
РФ от 04.05.2012 № 442 являются организации, имеющие на эту дату присвоенный им статус по указанным выше
основаниям или получившие статус в отношении зоны деятельности указанных ГП до дня вступления в силу
указанного постановления.
границы зоны деятельности гП, получивших статус как организаций, созданных в результате реорганизации АО-энерго, изначально были описаны группой точек поставки на оптовом рынке, соответствующей территории субъекта РФ.
Для ГП, получивших статус по иным основаниям, границы зоны деятельности изначально были описаны по
границе балансовой принадлежности объектов электросетевого хозяйства, к которым присоединены потребители, обслуживаемые соответствующими ГП.
возможные случаи изменения границ зон деятельности гП:
• включение в расположенную на территории того же субъекта РФ зону деятельности ГП, получившего
статус как организации, созданной в результате реорганизации АО-энерго, территории, соответствующей всей или части зоны деятельности ГП, в результате невыполнения им требования по
выводу всех точек поставки своих потребителей на оптовый рынок в срок, установленный Основными
положениями функционирования розничных рынков;
• изменение (объединение) границ зон деятельности ГП, имеющих расположенные на территории одного
субъекта РФ граничащие зоны деятельности;
• изменение границ балансовой принадлежности объектов электросетевого хозяйства сетевой организации, по которым определены границы зоны деятельности соответствующего ГП после ввода в
эксплуатацию новых объектов.
ФСТ России ведет федеральный информационный реестр гарантирующих поставщиков и зон их деятельности на основании информации о присвоении организациям статуса ГП, об утрате организациями статуса ГП,
изменении границ зон деятельности ГП и иных изменениях, связанных с деятельностью ГП, предоставляемой
Минэнерго России и региональными регулирующими органами.
Учитывая важность для энергосистемы стабильного функционирования ГП, обеспечивающих своевременное финансирование генерирующих и сетевых компаний, а также несущих на себе риск неплатежеспособности
и банкротства конечных потребителей, что требует наличия значительного оборотного капитала и предъявляет требования к финансовой устойчивости ГП, Основными положениями функционирования розничных рынков
предъявляется ряд требований к показателям их финансового состояния. ГП ежеквартально предоставляют сведения об их выполнении региональным регулирующим органам.
конкурс на право осуществления деятельности в качестве гарантирующего поставщика проводится
в случае решения о ликвидации, банкротства, отказа от статуса или исключения из реестра участников
оптового рынка электрической энергии и мощности действующего гарантирующего поставщика.
Конкурс на присвоение статуса ГП проводится Минэнерго России при участии конкурсной комиссии в порядке, предусмотренном Основными положениями функционирования розничных рынков. Ключевой критерий выбора
нового ГП – погашение задолженности по оплате электроэнергии (мощности), поставленной на оптовом и розничных рынках, и по оплате услуг по передаче электроэнергии перед кредиторами заменяемого ГП. При этом в случае
если заменяемый ГП не имеет указанной задолженности, то в заявке на участие в конкурсе заявитель обязан указать уровень необходимой валовой выручки и (или) сбытовой надбавки ГП на следующий период регулирования,
на которой заявитель намерен осуществлять функции ГП. Конкурсная комиссия принимает решение о признании
заявителя победителем конкурса на основании произведенного ее расчета сводного рейтинга заявителей. Указанное решение, а также результаты расчетов сводного рейтинга с указанием значений его составляющих по каждому
из участников конкурса подлежат опубликованию на официальном сайте Минэнерго России.
В случае признания конкурсной комиссией конкурса несостоявшимся, статус ГП присваивается территориальной сетевой организации, на объектах электросетевого хозяйства которой располагаются соответствующие
группы точек поставки на оптовом рынке заменяемого ГП.
279
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ЦЕНы И ТАРИФы НА
РОЗНИчНОМ РыНКЕ
Для ПОТРЕБИТЕлЕй
ЦЕНОВыХ ЗОН
Формирование цен и тариФов на
розничныХ рынкаХ в ценовыХ зонаХ
оПтового рынка
оПтовый рынок
Поставка по регулируемым
договорам
либерализованная часть
тариф на э/э:
нерегулируемая цена:
индикативные цены
на э/э и мощность
нерегулируемая цена
орэ на э/э и мощность
тарифы на услуги
по передаче э/э
тариф на улуги
по передаче э/э
сбытовая надбавка гП
сбытовая надбавка гП
плата за услуги Со, ко, цФр
плата за услуги Со, ко, цФр
плата
за рег.
услуги
розничный рынок
население
Прочие потребители розничного рынка
ПУнц – предельный уровень нерегулируемых цен, в рамках которого формируется нерегулируемая цена для конечного потребителя (покупателя).
нерегулируемые цены орэм – составляющие предельных уровней нерегулируемых цен, рассчитываемые коммерческим оператором оптового
рынка для каждого гарантирующего поставщика – участника ОРЭМ (цены
на электрическую энергию, мощность или электрическую энергию с учетом
мощности).
тариф на услуги по передаче э/э – установленный органом исполнительной власти субъекта РФ в области государственного регулирования тарифов тариф на услуги по передаче электрической энергии по региональным
электрическим сетям, дифференцированный по уровням напряжения.
Плата за иные услуги – плата за иные услуги, оказание которых является
неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям.
280
Розничный рынок электрической энергии
цены и тариФы на розничныХ рынкаХ
в ценовыХ зонаХ оПтового рынка
На розничных рынках электроэнергии поставка электроэнергии (мощности) населению и приравненным
к нему категориям потребителей осуществляется по регулируемым ценам (тарифам), установленным органом
исполнительной власти субъекта РФ в области государственного регулирования тарифов. Продажа остальных
объемов электроэнергии (мощности) на территориях субъектов РФ, включенных в ценовые зоны оптового рынка,
осуществляется по нерегулируемым ценам.
энергосбытовые (энергоснабжающие) компании продают электроэнергию (мощность) на розничных
рынках, приобретенную на оптовом рынке, у гарантирующих поставщиков, производителей электроэнергии
(мощности) на розничных рынках, по свободным нерегулируемым ценам.
Производители электроэнергии (мощности) на розничных рынках продают электроэнергию (мощность)
по свободным нерегулируемым ценам, за исключением особого случая продажи электроэнергии (мощности)
производителем розничного рынка гарантирующему поставщику. Гарантирующий поставщик оплачивает приобретенную у производителя электроэнергии (мощности) на розничном рынке электрическую энергию (мощность)
по ценам, не превышающим дифференцированные по часам нерегулируемую цену на электрическую энергию
на рынке на сутки вперед и средневзвешенную нерегулируемую цену на мощность на оптовом рынке, определяемые коммерческим оператором оптового рынка для такого гарантирующего поставщика.
гарантирующие поставщики продают электроэнергию (мощность) на розничных рынках, приобретенную
на оптовом рынке, у производителей электроэнергии (мощности) на розничных рынках, по нерегулируемым ценам в рамках предельных уровней нерегулируемых цен, определяемых и применяемых в соответствии с Основными положениями функционирования розничных рынков).
Предельные уровни нерегулируемых цен, рассчитываются гарантирующим поставщиком по ценовым
категориям, определяются в одноставочном либо в многоставочном выражении и имеют следующую структуру:
• средневзвешенные нерегулируемые цены оптового рынка – составляющие предельных уровней нерегулируемых цен, рассчитываемые коммерческим оператором оптового рынка для каждого гарантирующего
поставщика – участника оптового рынка (средневзвешенные нерегулируемые цены на электрическую
энергию, мощность или электрическую энергию с учетом мощности);
• тариф на услуги по передаче электроэнергии (в одноставочном либо в двухставочном выражении);
• сбытовая надбавка гарантирующего поставщика;
• плата за иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электроэнергии потребителям, определяемая гарантирующим поставщиком самостоятельно в соответствии с пунктом
101 Основных положений функционирования розничных рынков и пунктом 9(1) Правил определения и
применения гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность).
Предельные уровни нерегулируемых цен дифференцируются по уровням напряжения (в соответствии с
дифференциацией тарифов на услуги по передаче):
• ВН (высокое) 110 кВ и выше;
• СН I (среднее первое) 35 кВ;
• СН II (среднее второе) от 1 кВ до 20 кВ;
• НН (низкое) 0,4 кВ и ниже.
Начиная с расчетного периода, в котором применяются сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков,
определяемые в виде формулы в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, предельные уровни нерегулируемых цен дифференцируются по группам (подгруппам)
потребителей.
Коммерческий оператор оптового рынка ежемесячно определяет и публикует в течение 10 дней после окончания соответствующего расчетного периода на своем официальном сайте в отношении каждого гарантирующего поставщика – участника оптового рынка средневзвешенные нерегулируемые цены оптового рынка и прочие
параметры – составляющие предельных уровней нерегулируемых цен, публикация которых предусмотрена Основными положениями функционирования розничных рынков. Сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков и тарифы на услуги по передаче, рассчитываются в соответствии с методическими указаниями по расчету
указанных величин и утверждаются органом исполнительной власти субъекта РФ в области государственного
регулирования тарифов (РЭК).
Плата за иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электроэнергии
потребителям рассчитывается гарантирующим поставщиком исходя из следующих стоимостей, подлежащих оплате:
• стоимости услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике;
• стоимости услуги по организации оптовой торговли электроэнергией, оказываемой ОАО «АТС»;
• стоимости комплексной услуги по расчету требований и обязательств участников оптового рынка,
оказываемой ОАО «ЦФР».
Предельные уровни нерегулируемых цен применяются к фактическим объемам потребления электроэнергии и мощности потребителей (покупателей) за соответствующий расчетный период. Фактические объемы потребления электроэнергии определяются на основании показаний приборов учета (интегральных, зонных – для
потребителей первой – второй ценовой категории, интервальных – почасовых приборов учета – для потребителей третьей – шестой ценовой категории). Фактические объемы мощности определяются как среднее арифметическое значение фактических почасовых объемов потребления электроэнергии в часы, определенные ОАО
«АТС» из плановых часов пиковой нагрузки, установленных ОАО «СО ЕЭС». Предельный уровень нерегулируемой цены для потребителей, выбравших для расчетов с ГП первую ценовую категорию, рассчитывается ГП в
одноставочном выражении.
281
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ЦЕНы И ТАРИФы НА
РОЗНИчНОМ РыНКЕ
Для ПОТРЕБИТЕлЕй
ЦЕНОВыХ ЗОН
Формирование цен и тариФов на
розничныХ рынкаХ в ценовыХ зонаХ
оПтового рынка
Определение гарантирующим поставщиком средневзвешенной нерегулируемой цены
на электрическую энергию с учетом мощности, составляющей предельного уровня
нерегулируемой цены, по 1 ценовой категории:
Коэффициент оплаты мощности для первой ценовой категории
и его составляющие:
282
ЦСВНЦЭ
средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую
энергию на оптовом рынке, определяемая коммерческим
оператором оптового рынка для каждого гарантирующего
поставщика
ЦСВНЦМ
средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на
оптовом рынке, определяемая коммерческим оператором
оптового рынка для каждого гарантирующего поставщика
l
коэффициент оплаты мощности, определяемый гарантирующим поставщиком
N опт
объем фактического пикового потребления мощности ГП на
ОРЭМ
V опт
объем фактического потребления электроэнергии ГП на
ОРЭМ
N розн, V розн
объем мощности и электроэнергии купленный ГП у производителей электроэнергии (мощности) на розничных рынках
N 2-6 ЦК, V 2-6 ЦК
объем мощности и электроэнергии оплачиваемый ГП
потребителями второй – шестой ценовых категорий
N нас, V нас
объем потребления мощности (без 6% резерва) и э/э
населением ГП, определенные в сводном прогнозном
балансе ФСТ
Розничный рынок электрической энергии
С 01.04.2012 определение средневзвешенной нерегулируемой цены (далее - СВНЦ) на электроэнергию с
учетом мощности, используемую в расчете предельного уровня нерегулируемой цены для потребителей первой ценовой категории, осуществляется непосредственно ГП на основе СВНЦ, рассчитанных ОАО «АТС» и коэффициента оплаты мощности. Для указанных потребителей (покупателей) формируется единая цена, взамен
ранее действующего механизма, предполагающего дифференциацию потребителей в зависимости от числа часов использования мощности (ччИМ) потребителями в год. Коэффициент оплаты мощности для потребителей
первой ценовой категории рассчитывается так называемым «обратным счетом» исходя из данных об объемах
потребления электроэнергии и мощности ГП на оптовом рынке, объемах покупки электроэнергии и мощности у
производителей электроэнергии (мощности) на розничном рынке, объемах покупки электроэнергии и мощности
потребителями второй – шестой ценовой категории и объемах потребления электроэнергии и мощности населения из сводного прогнозного баланса, утвержденного ФСТ России.
До 01.07.2013 гарантирующий поставщик при определении предельного уровня нерегулируемый цены для
первой ценовой категории, использует верхнее ограничение по цене, рассчитанной с коэффициентом оплаты
мощности равной 0,002087, что соответствует ччИМ 5750 часов.
СВНЦ на электроэнергию с учетом мощности для потребителей первой ценовой категории предусматривает возможность учета данных (корректировки) за предыдущие расчетные периоды, когда:
• изменились объемы покупки либо ценовой категории потребителя (покупателя) на основании решения
суда;
• выявлен факт безучетного потребления;
• изменились составляющие предельных уровней нерегулируемых цен ГП – участников ОРЭМ, рассчитываемые ОАО «АТС».
Предельный уровень нерегулируемой цены для второй ценовой категории определяется в одноставочном
выражении и дифференцируется по зонам суток. Дифференциация направлена на стимулирование энергосбережения и сглаживание графиков потребления - увеличения потребления в периоды меньших нагрузок (ночь,
полупик) и уменьшение потребления в периоды больших нагрузок (пик, день). Стоимость регулируемых услуг
для всех зон суток неизменна.
Потребитель вправе выбрать один из вариантов дифференциации цен:
• по трем зонам суток: пиковая, полупиковая, ночная;
• по двум зонам суток: дневная, ночная.
Интервалы тарифных зон суток по энергозонам России устанавливаются ФСТ России.
СВНЦ на электроэнергию с учетом мощности на ОРЭМ – составляющие расчета предельных уровней нерегулируемых цен для второй ценовой категории рассчитывается следующим образом: СВНЦ в ночной зоне суток
определяется без учета цены на мощность и учитывает только затраты, обеспечивающие возмещение затрат на
покупку электроэнергии; СВНЦ в полупиковой зоне суток учитывает затраты, обеспечивающие возмещение затрат на покупку электроэнергии с учетом мощности; СВНЦ в пиковой (дневной) зоне суток определяется таким
образом, чтобы обеспечить ГП совокупную выручку, обеспечивающую оплату мощности исходя из ччИМ в год,
равного 4500 часов с учетом выручки от потребителей (покупателей), потребляющих электроэнергию по тарифам в ночной и в полупиковой зонах суток.
Потребителями (покупателями), выбравшими третью – шестую ценовую категорию, раздельно оплачивается мощность и электроэнергия, что позволяет наиболее точно и прозрачно рассчитать конечные нерегулируемые
цены, учитывая специфику потребления по часам месяца – по аналогии с требованиями, предъявляемыми к
участникам ОРЭМ.
Предельные уровни нерегулируемых цен для третьей – шестой ценовых категорий отражают почасовую
трансляцию нерегулируемых цен ОРЭМ на электроэнергию и содержат ставки за электроэнергию и ставки за
мощность.
Потребители (покупатели), выбравшие первую – четвертую ценовую категорию, оплачивают в составе конечной нерегулируемой цены усредненную стоимость отклонений фактического потребления от планового потребления на ОРЭМ (5% от цены на электроэнергию, рассчитанную ОАО «АТС» для ГП по результатам конкурентного отбора на балансирующем рынке).
Потребители (покупатели), выбравшие пятую или шестую ценовую категорию, взамен оплаты усредненной
стоимости отклонений фактического потребления от планового на оптовом рынке оплачивают в составе конечной нерегулируемой цены свои собственные отклонения фактического почасового потребления от планового.
Оплата электроэнергии (мощности) потребителями (покупателями), не выбравшими для расчетов с ГП пятую
и шестую ценовые категории, производится исходя из фактических объемов потребления за соответствующий
расчетный период.
В случае заключения ГП свободного договора купли-продажи электроэнергии с производителем – участником оптового рынка в интересах всех обслуживаемых ГП потребителей (покупателей) в его зоне деятельности,
такой договор учитывается ГП при определении и применении предельных уровней нерегулируемых цен исключительно в случае, если учет такого договора приводит к снижению предельного уровня нерегулируемых цен.
В случае, если присоединения потребителя к сетям сетевой организации через объекты по производству
электроэнергии (мощности) производителя предельные уровни нерегулируемых цен определяются ГП за вычетом тарифа на услуги по передаче в части ставки на оплату нормативных технологических потерь и рассчитываются для наиболее высокого уровня напряжения, на котором объекты по производству присоединены к
электрическим сетям. Указанные предельные уровни нерегулируемых цен применяются к объемам покупки
электроэнергии (мощности) потребителей (покупателей) обеспеченных собственной выработкой такого производителя электроэнергии (мощности). Значения предельных уровней нерегулируемых цен публикуются ГП на
их официальных сайтах или в официальном печатном издании не позднее, чем через 15 дней после окончания
расчетного периода.
283
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ЦЕНы И ТАРИФы НА
РОЗНИчНОМ РыНКЕ
Для ПОТРЕБИТЕлЕй
ЦЕНОВыХ ЗОН
ценовые категории, По которым
раССчитываЮтСя ПределЬные Уровни
нерегУлирУемыХ цен
ценовая
категория
нерегулируемая цена
оптового рынка
Планирование
I
одноставочная цена
II
одноставочная цена
дифференцированная по зонам
суток
тариф на
передачу
ком. учет
интегральный
одноставочный
зонный
нет
III
IV
цена на
мощность
V
двухставочный
цена на
электроэнергию,
в т.ч. дифференцированная по
часам
одноставочный
интервальный
почасовой
учет
да
двухставочный
VI
нерегулируемая цена орэм – рассчитываемые коммерческим оператором
оптового рынка составляющие предельных уровней нерегулируемых цен.
Планирование – наличие в договоре условия о почасовом планировании
потребления электрической энергии в порядке, предусмотренном пунктом
44 Основных положений функционирования розничных рынков.
выбор ценовой категории
Потребитель < 670 квт
Потребитель > 670 квт
ценовая
категория интегральный Почасовой интегральный Почасовой
(зонный)
учет
(зонный)
учет
I
+
+
+**
+**
II
+*
+
+**
+**
III
–
+
–
+***
IV
–
+
–
+***
V
–
+
–
+
VI
–
+
–
+
* прибор учета по зонам суток
** до 01.07.2013
*** с 01.07.2013 по умолчанию, в случае отсутствия уведомления о выборе
ценовой категории и в зависимости от выбранного тарифа на услуги по передаче
284
Розничный рынок электрической энергии
ценовые категории и выБор ПотреБителями
(ПокУПателями) ценовыХ категорий
С 1 января 2012 года предельные уровни нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) за
соответствующий расчетный период рассчитываются гарантирующими поставщиками по следующим ценовым
категориям:
• первая ценовая категория – для объемов покупки электроэнергии (мощности), учет которых осуществляется в целом за расчетный период;
• вторая ценовая категория – для объемов покупки электроэнергии (мощности), учет которых осуществляется по зонам суток расчетного периода;
• третья ценовая категория – для объемов покупки электроэнергии (мощности), в отношении которых осуществляется почасовой учет, но не осуществляется почасовое планирование, а стоимость услуг по передаче
электроэнергии определяется по тарифу на услуги по передаче в одноставочном выражении;
• четвертая ценовая категория – для объемов покупки электроэнергии (мощности), в отношении которых
осуществляется почасовой учет, но не осуществляется почасовое планирование, а стоимость услуг по передаче
электроэнергии определяется по тарифу на услуги по передаче в двухставочном выражении;
• пятая ценовая категория – для объемов покупки электроэнергии (мощности), в отношении которых за
расчетный период осуществляются почасовое планирование и учет, а стоимость услуг по передаче электроэнергии определяется по тарифу на услуги по передаче в одноставочном выражении;
• шестая ценовая категория – для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых за расчетный период осуществляются почасовое планирование и учет, а стоимость услуг по передаче
электрической энергии определяется по тарифу на услуги по передаче в двухставочном выражении.
Ценовая категория для осуществления потребителем (покупателем в отношении потребителя) расчетов за
электроэнергию (мощность) определяется по совокупности точек поставки в рамках границы балансовой принадлежности энергопринимающих устройств потребителя.
граница балансовой принадлежности – линия раздела объектов электроэнергетики между владельцами по признаку собственности или владения на ином предусмотренном федеральными законами основании,
определяющая границу эксплуатационной ответственности между сетевой организацией и потребителем услуг
по передаче электрической энергии (потребителем электрической энергии, в интересах которого заключается
договор об оказании услуг по передаче электрической энергии) за состояние и обслуживание электроустановок.
Потребители (покупатели в отношении потребителей) осуществляют выбор ценовой категории самостоятельно посредством уведомления гарантирующего поставщика в течение 1 месяца с даты принятия решения
об установлении тарифов на услуги по передаче электроэнергии в соответствующем субъекте РФ (при этом
выбранная ценовая категория применяется для расчетов за электроэнергию (мощность) с даты введения в действие указанных тарифов на услуги по передаче электроэнергии) и имеют право выбрать:
• с максимальной мощностью энергопринимающих устройств менее 670 кВт имеют право выбрать первую
– шестую ценовую категорию.
• с максимальной мощностью энергопринимающих устройств не менее 670 кВт имеют право выбрать
третью – шестую ценовую категорию. До 01.07.2013 данная категория потребителей имеет право выбрать также
первую – вторую ценовую категорию. При этом в случае отсутствия уведомления о выборе иной, кроме первой и
второй ценовых категорий, для расчетов за электроэнергию (мощность) начиная с 01.07.2013 в отношении указанных потребителей применяется третья либо четвертая ценовая категория в зависимости от выбранного ими
тарифа на услуги по передаче.
Потребители, энергопринимающие устройства которых непосредственно присоединены к объектам электросетевого хозяйства, входящим в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, в том числе
переданным по согласованию в установленном порядке с уполномоченным федеральным органом в аренду территориальным сетевым организациям (покупатели в отношении таких потребителей), выбирают между четвертой и шестой ценовыми категориями.
Сетевая организация, приобретающая электроэнергию (мощность) у гарантирующего поставщика в целях
компенсации потерь имеет право выбрать первую – шестую ценовую категорию.
Энергосбытовая организация, приобретающая электрическую энергию (мощность) у гарантирующего
поставщика для целей продажи электрической энергии сетевой организации в целях компенсации потерь до
01.07.2013 имеют право выбрать первую – шестую ценовую категорию.
Изменение ценовой категории потребителями (покупателями в отношении потребителей) осуществляется
путем направления уведомления гарантирующему поставщику за 10 рабочих дней до начала расчетного периода, с которого предполагается изменить ценовую категорию. При этом изменение уже выбранного на текущий
период регулирования варианта расчета за услуги по передаче не допускается, если иное не предусмотрено
Основными положениями функционирования розничных рынков и Основами ценообразования.
Гарантирующий поставщик обязан производить расчеты по ценовой категории, указанной в уведомлении
об изменении ценовой категории, с первого числа месяца, следующего за месяцем, в котором потребитель (покупатель) направил соответствующее уведомление, но не ранее:
• даты, когда были допущены в эксплуатацию приборы учета, позволяющие измерять объемы потребления электрической энергии по зонам суток (переход ко второй ценовой категории);
• даты, когда были допущены в эксплуатацию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы
потребления электрической энергии (переход к третьей - шестой ценовым категориям).
285
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СтрУктУра и Порядок Формирования
цены в неценовыХ зонаХ для
различныХ категорий ПотреБителей
СТОИМОСТь
ЭлЕКТРОЭНЕРГИИ
Для ПОТРЕБИТЕлЕй
НЕЦЕНОВыХ ЗОН
Базовая
часть
гэС
тэС
Баланс (индикативная цена)
отклонения
1
1
гэС
диспетчерский график (цена единицы)
нештрафуемый
коридор 5%
2
отклонения
тэС
население и приравненные к
нему категории потребителей
оплачивают электрическую
энергию по установленным
тарифам
1
Базовая часть – базовая часть цены трансляции
отклонения – составляющая величина транслируемой стоимости электрической энергии на розничный рынок, обусловленная доведением до конечных потребителей стоимости отклонений объемов фактического объема
потребления от договорного конечными потребителями
1 - плановое потребление электрической энергии ГП (ЭСК) на оптовом рынке
2 - фактическое потребление
286
Розничный рынок электрической энергии
раСчет СтоимоСти электричеСкой энергии (мощноСти)
на розничныХ рынкаХ в неценовыХ зонаХ для различныХ
категорий ПотреБителей
В неценовых зонах оптового рынка с 1 марта 2011 года определение цен на электрическую энергию (мощность), поставляемую на розничных рынках конечным потребителям за исключением населения и приравненных
к ним категорий потребителей, производится с помощью трансляции цен оптового рынка на розничные рынки.
На розничных рынках в неценовых зонах оптового рынка электрическая энергия (мощность) продается
потребителям (покупателям) гарантирующими поставщиками (энергосбытовыми, энергоснабжающими организациями) по ценам, определяемым в соответствии с Правилами применения цен (тарифов) на розничных рынках
на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, исходя из регулируемых тарифов, установленных для соответствующей категории потребителей, и фактического объема потребления (покупки) электрической энергии и (или) мощности этого потребителя.
Правила применения цен (тарифов) на розничных рынках на территориях, не объединенных в ценовые зоны
оптового рынка, утверждены приказом ФСт россии от 30.11.2010 № 364-э/4 «Об утверждении правил применения цен (тарифов), определения стоимости электрической энергии (мощности), реализуемой на розничных
рынках по регулируемым ценам (тарифам), оплаты отклонений фактических объемов потребления электрической энергии (мощности) от договорных, а также возмещения расходов в связи с изменением договорного объема потребления электрической энергии (мощности) на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового
рынка».
На основании утвержденного сводного прогнозного баланса объемов производства и потребления электрической энергии для каждого месяца года и тарифов поставщиков, ФСТ России на основании стоимостного баланса между покупкой и продажей электрической энергии (мощности) утверждает индикативные цены на
электрическую энергию и мощность по субъектам РФ, исходя из которых региональные органы исполнительной
власти в области государственного регулирования тарифов утверждают регулируемые цены для поставки конечным потребителям на розничных рынках.
При оперативном управлении режимами, руководствуясь критерием минимизации стоимости вырабатываемой электрической энергии, при обеспечении заданного уровня надежности энергосистемы системный оператор формирует плановый диспетчерский график для объектов генерации, который не совпадает со сводным
прогнозным балансом. Данный процесс отражен на рисунке на стр. 286.
Кроме того, отличие фактического потребления электрической энергии на оптовом рынке от планового,
недопоставка поставщиками мощности, покупка недостающих объемов мощности потребителями, не запланированных в сводном прогнозном балансе, способствуют увеличению стоимостного небаланса электрической
энергии (мощности).
Отклонения фактического объема потребления электрической энергии от планового оплачивается гарантирующими поставщиками (энергосбытовыми, энергоснабжающими организациями) с учетом штрафующих коэффициентов, применяемых к стоимости единицы электрической энергии. ФСТ России установлены повышающие
(понижающие) коэффициенты, применяемые в отношении отклонений при увеличении (снижении) потребления
электрической энергии от запланированных на каждый час, при этом допускается 5-процентный нештрафуемый
коридор.
Трансляции цен в неценовых зонах оптового рынка обеспечивается доведением экономически обоснованных цен электрической энергии (мощности), учитывающих изменения параметров оптового рынка, до конечных
потребителей.
Гарантирующие поставщики (энергосбытовые, энергоснабжающие организации) рассчитывают конечные
цены для различных категорий розничных потребителей (покупателей) исходя из цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) с учетом изменения цен на оптовом рынке и доли потребления населением и приравненными к нему категориями потребителей в объемах покупки электрической энергии и мощности гарантирующими поставщиками (энергосбытовыми, энергоснабжающими организациями) на оптовом рынке.
287
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СТОИМОСТь
ЭлЕКТРОЭНЕРГИИ
Для ПОТРЕБИТЕлЕй
НЕЦЕНОВыХ ЗОН
транСляция цены в неценовыХ зонаХ
оПтового рынка
Структура розничного тарифа:
цена оптового рынка
цена оптового рынка
цена оптового рынка
Сети, сбыт. надбавка
инфраструктура,
сбыт. надбавка (сети)
При снижении цен на оптовом рынке
цены для конечных потребителей
снижаются
S = V*(T + I*a*b)
алЬФа
Бета
(собственно составляющая
изменения цены на оптовом рынке)
(влияние населения на
формирование цены)
в
–1
а
а
B
C
C–D
C
D
Стоимость ед.
по балансу
Стоимость ед.
по факту
население
Балансовый
объем
На рисунке приведена структура цены на покупку электрической энергии по
договору, обеспечивающему продажу на розничном рынке.
анализ формул, представленных на рисунке:
S – стоимость фактического объема потребления электрической энергии потребителем (покупателем) на розничном рынке в неценовой зоне
V – фактический объем потребления электрической энергии розничным потребителем (покупателем);
T – тариф на электрическую энергию, устанавливаемый регулирующим органом субъекта РФ;
I – удельная стоимость единицы электрической энергии, приобретаемой на
оптовом рынке, в структуре регулируемого тарифа т;
" – коэффициент альфа, отражающий изменение цены на оптовом рынке относительно индикативной цены, алгоритм его расчета приведен на слайде;
$ – коэффициент бета, отражающий влияние населения на формирование
цены для прочих конечных потребителей;
а – стоимость единицы (цена) электрической энергии, рассчитанная на основе принятых тарифно-балансовых решений и индикативных цен;
в – стоимость единицы (цена) электрической энергии, определенная в объеме покупки на оптовом рынке;
С – балансовый объем потребления электрической энергии;
D – объем потребления населением и приравненными к нему категориями потребителей в соответствии с утвержденным сводным прогнозным балансом.
Ниже приведен график, показывающий динамику изменения произведения
коэффициента альфа на коэффициент бета за январь – июль 2012 года для
территории Дальнего Востока.
288
Розничный рынок электрической энергии
транСляция цены
в неценовыХ зонаХ оПтового рынка
На слайде представлена формула, в соответствии с которой рассчитываются цены для конечных потребителей на розничном рынке.
Основу конечной цены на электрическую энергию для розничных потребителей в неценовых зонах составляет регулируемый тариф на электрическую энергию, устанавливаемый органом исполнительной власти субъекта РФ в области государственного регулирования цен (тарифов).
Для договора купли-продажи указанный тариф представляет собой сумму следующих составляющих:
• средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии, производимой и (или) приобретаемой
гарантирующим поставщиком (энергосбытовой, энергоснабжающей организацией) на оптовом и
розничном рынках по регулируемым ценам (тарифам);
• сумма цен (тарифов) на услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения
электрической энергией потребителей, за исключением услуг по передаче электрической энергии;
• сбытовая надбавка гарантирующего поставщика.
для договора энергоснабжения в указанную цену (тариф) включается стоимость услуг по передаче.
В связи с изменением стоимости покупки электрической энергии на оптовом рынке по сравнению с запланированной для гарантирующего поставщика (ЭСК, ЭСО), обслуживающего розничных потребителей, цена
электрической энергии для розничных потребителей подлежит корректировке.
Величина корректировки рассчитывается гарантирующими поставщиками (ЭСК, ЭСО) и представляет собой произведение средневзвешенной стоимости единицы электрической энергии, приобретаемой гарантирующим поставщиком (энергосбытовой, энергоснабжающей организацией) на оптовом рынке, на коэффициенты
альфа и бета I ∙ " ∙ $.
Коэффициент альфа " непосредственно отражает изменение стоимости покупки на оптовом рынке по
сравнению с запланированной, и равен разности отношения стоимости покупки, определенной коммерческим
оператором оптового рынка, и запланированной стоимости покупки, определенной как произведение планового
объема потребления гарантирующего поставщика (энергосбытовой, энергоснабжающей организации) и индикативной цены, и единицы.
Коэффициент бета $ отражает влияние изменения стоимости покупки в отношении населения и приравненных к нему категорий потребителей в результате изменения цены покупки на оптовом рынке. Поскольку
трансляция цен на население и приравненные к нему категории потребителей согласно действующему законодательству не производится, изменение цены покупки на оптовом рынке для населения учитывается в цене для
остальных потребителей. Коэффициент бета $ равен отношению планового объема потребления электрической
энергии гарантирующего поставщика (энергосбытовой, энергоснабжающей организации) на оптовом рынке к
указанному объему, из которого исключен объем потребления электрической энергии населением и приравненными к нему категориями потребителей, определенный в сводном прогнозном балансе.
Параметры, участвующие в расчете коэффициента альфа ", коэффициент бета $ определяются коммерческим оператором в зависимости от дифференциации цены (тарифа) и наличия условия о планировании объемов
своего потребления розничными потребителями и публикуются на официальном сайте коммерческого оператора в сети Интернет не позднее 16-го числа месяца, следующего за расчетным.
Таким образом, корректировка цены (тарифа) I∙"∙$ по-разному может влиять на конечную цену для розничных потребителей:
• в случае, если альфа меньше нуля (то есть гарантирующий поставщик (энергосбытовая, энергоснабжающая организация) дешевле купил на оптовом рынке электрическую энергию, чем изначально
планировалось), то цена электрической энергии для конечного потребителя снижается на величину I∙"∙$.
• в случае, если альфа больше нуля (то есть гарантирующий поставщик (энергосбытовая, энергоснабжающая
организация) дороже купил на оптовом рынке электрическую энергию, чем изначально планировалось),
то цена электрической энергии для конечного потребителя увеличивается на величину I∙"∙$.
Необходимо отметить, что в состав стоимости покупки электрической энергии на оптовом рынке всегда входит распределенная между участниками оптового рынка величина небаланса балансирующего рынка, обусловленная отклонениями фактических объемов потребления электрической энергии участников оптового рынка от
запланированных. Указанная величина, как правило, снижает цену для розничных потребителей.
Трансляция цен на мощность производится на розничные рынки неценовых зон аналогичным образом.
289
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СТОИМОСТь
ЭлЕКТРОЭНЕРГИИ
Для ПОТРЕБИТЕлЕй
НЕЦЕНОВыХ ЗОН
Порядок раСчета оБъема и
СтоимоСти отклонений ФактичеСки
ПотреБленной электричеСкой энергии
от заПланированной
для потребителей Более 670 квт
отклонение
• Планирование почасового объема
потребления
• оплата почасовых отклонений
• коэффициенты приравнены к
коэффициентам оптового рынка для
отклонений по собственной инициативе
1
цена отклонения
=
цена оптового рынка
*
утвержденные
коэффициенты
1 – величина отклонения фактического потребления электрической энергии
от планового
290
Розничный рынок электрической энергии
Порядок раСчета оБъема и СтоимоСти отклонений
ФактичеСки ПотреБленной электричеСкой энергии
от заПланированной
Порядок расчета объема и стоимости отклонений фактически потребленной электрической энергии от запланированной регламентирован Правилами применения цен (тарифов) на розничных рынках на территориях, не
объединенных в ценовые зоны оптового рынка, утвержденными приказом ФСТ России от 30.11.2010 № 364-э/4.
Население и приравненные к нему категории потребителей отклонения не оплачивают.
Случаи оплаты собственных отклонений фактического потребления электрической энергии от
планового:
1. Потребители, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых в границах балансовой
принадлежности составляет не менее 670 кВт (покупатели в отношении указанных потребителей), обязаны осуществлять почасовое планирование своего потребления электрической энергии и оплачивать собственные отклонения фактического потребления электрической энергии от договорного по часам суток.
2. Потребители, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых в границах балансовой
принадлежности составляет менее 670 кВт (покупатели в отношении указанных потребителей), при условии оборудования точек поставки по договору приборами учета, позволяющими измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, могут выбрать вариант цены, предполагающий планирование своего потребления
электрической энергии и оплату собственных отклонений фактического потребления электрической энергии от
договорного по часам суток.
Таким образом, в случае точного планирования собственного потребления, на потребителя не возлагается
ответственность за оплату стоимости отклонений, определенных для сбытовых компаний на оптовом рынке.
Необходимо отметить, что такой подход к потребителям, максимальная мощность энергопринимающих
устройств которых в границах балансовой принадлежности составляет не менее 670 кВт (покупателям в отношении указанных потребителей), обусловлен тем, что именно эти потребители непосредственно влияют на
отклонения гарантирующего поставщика (ЭСО,ЭСК) на оптовом рынке.
ФСТ России для гарантирующих поставщиков (энергосбытовых, энергоснабжающих организаций) установлены повышающие (понижающие) коэффициенты, применяемые в отношении отклонений при увеличении
(снижении) потребления электрической энергии от запланированных на каждый час. При этом указанные коэффициенты варьируются в зависимости от величины отклонения. Так, для отклонений в 2% повышающие (понижающие) коэффициенты не применяются. Для диапазонов отклонений 2-5%, 5-10%, более 10% установлены
коэффициенты таким образом, что при увеличении величины отклонения увеличиваются повышающие коэффициенты (снижаются понижающие). Кроме того, указанные коэффициенты привязаны к коэффициентам оптового
рынка так, чтобы стоимость отклонений была в два раза ниже, чем, если бы указанный потребитель оплачивал
отклонения самостоятельно на оптовом рынке.
Оплата отклонений населением и приравненными к нему категориями потребителей, а также потребителями, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых в границах балансовой принадлежности
составляет менее 670 кВт, не допускается.
291
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СТОИМОСТь
ЭлЕКТРОЭНЕРГИИ
Для ПОТРЕБИТЕлЕй
НЕЦЕНОВыХ ЗОН
Порядок выБора розничными
ПотреБителями (ПокУПателями)
неценовыХ зон варианта цены
(тариФа)
Регулируемые цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую
потребителям (покупателям) на розничных рынках в неценовых зонах оптового рынка, за
исключением населения и (или) приравненных к нему категорий потребителей, устанавливаются
регулирующим органом одновременно в 3 вариантах:
одноставочная цена
(тариф), включающая в
себя полную стоимость
поставки 1 киловаттчаса электроэнергии
с учетом стоимости
мощности
одноставочная,
дифференцированная
по 2 и 3 зонам суток
времени цена (тариф),
включающая в себя
полную стоимость
поставки 1 киловаттчаса электроэнергии
с учетом стоимости
мощности
двухставочная цена
(тариф), применяемая
до 01.01.2013,
включающая в себя
ставку за 1 киловаттчас электрической
энергии и ставку за
1 киловатт величины
мощности, в пределах
которой сетевая
организация принимает
на себя обязательства
обеспечить передачу
электроэнергии
потребителям услуг в
соответствии с ПНД
трехставочная цена
(тариф), применяемая с
01.01.2013, включающая
в себя ставку за
1 киловатт-час
электроэнергии, ставку
за 1 киловатт мощности,
оплачиваемой
потребителем
(покупателем в
отношении указанного
потребителя) в
расчетный период
в соответствии
с Основными
положениями
функционирования
розничных рынков,
ставку за 1
киловатт мощности,
определяемой в
соответствии с ПНД и
прогнозным балансом.
Правила недискриминационного доступа (Пнд) – постановление Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания
этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг,
Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой
системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического
присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также
объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям»
292
Розничный рынок электрической энергии
Порядок выБора розничными ПотреБителями
(ПокУПателями) неценовыХ зон варианта цены (тариФа)
Регулируемые цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую потребителям (покупателям) на розничных рынках в неценовых зонах оптового рынка, за исключением населения и (или) приравненных к нему категорий потребителей, устанавливаются регулирующим органом одновременно в 3 вариантах:
• одноставочная цена (тариф), включающая в себя полную стоимость поставки 1 киловатт-часа
электрической энергии с учетом стоимости мощности;
• одноставочная, дифференцированная по 2 и 3 зонам суток времени цена (тариф), включающая в себя
полную стоимость поставки 1 киловатт-часа электрической энергии с учетом стоимости мощности;
• двухставочная цена (тариф), применяемая до 1 января 2013 года, включающая в себя ставку за 1
киловатт-час электрической энергии и ставку за 1 киловатт величины мощности, в пределах которой
сетевая организация принимает на себя обязательства обеспечить передачу электрической энергии
потребителям услуг в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче
электрической энергии и оказания этих услуг;
• трехставочная цена (тариф), применяемая с 1 января 2013 года, включающая в себя ставку за 1 киловаттчас электрической энергии, ставку за 1 киловатт мощности, оплачиваемой потребителем (покупателем
в отношении указанного потребителя) в расчетный период в соответствии с Основными положениями
функционирования розничных рынков электрической энергии, ставку за 1 киловатт мощности,
определяемой в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче
электрической энергии и оказания этих услуг и прогнозным балансом.
Интервалы тарифных зон суток (по месяцам календарного года) утверждаются ФСТ России.
до 30 июня 2013 года потребители (покупатели в отношении указанных потребителей) самостоятельно
выбирают для проведения расчетов за электрическую энергию (мощность) на розничном рынке один из указанных выше вариантов цены (тарифа), уведомив об этом организацию, поставляющую им электрическую энергию
(мощность), не позднее 1 месяца со дня официального опубликования решений органов исполнительной власти
субъектов РФ в области государственного регулирования тарифов об установлении соответствующих цен (тарифов).
Выбор варианта цены (тарифа) производится потребителем путем направления письменного уведомления гарантирующему поставщику (энергосбытовой, энергоснабжающей организации). Применение выбранного
варианта цены осуществляется с даты, указанной в уведомлении, но не ранее дня ввода в эксплуатацию соответствующих приборов учета. При отсутствии такого уведомления расчет за электрическую энергию (мощность),
если иное не будет установлено по взаимному соглашению сторон, производится по варианту тарифа, применявшемуся в предшествующий расчетный период регулирования.
В расчетном периоде регулирования не допускается изменение варианта тарифа, если иное не будет установлено по взаимному соглашению сторон или Основами ценообразования.
Потребители (покупатели в отношении указанных потребителей) вправе выбрать в течение периода регулирования с применением до окончания указанного периода для проведения расчетов двухставочный или трехставочный тариф при наличии приборов учета, позволяющих получать данные о потреблении электрической
энергии по часам суток, при условии уведомления организации, поставляющей ему электрическую энергию, за
10 рабочих дней до начала расчетного периода.
начиная с 1 июля 2013 года потребители, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых в границах балансовой принадлежности составляет не менее 670 кВт (покупатели в отношении указанных
потребителей), применяют только трехставочную цену (тариф) вне зависимости от наличия приборов учета, позволяющих получать данные о потреблении электрической энергии по часам суток. В случае отсутствия указанных приборов учета величина мощности, подлежащей оплате, определяется в порядке, предусмотренном
Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии.
293
раздел ШеСтнадцатый
коммерчеСкий Учет
электричеСкой энергии
горбатенко оксана владиславовна
Эксперт отдела информационного обеспечения процессов сбора данных
коммерческого учета Департамента сбора данных коммерческого учета
электроэнергии ОАО «АТС»
трушина ольга константиновна
Эксперт отдела учетных показателей
Департамента сбора данных коммерческого учета электроэнергии ОАО «АТС»
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА ОПТОВОМ РыНКЕ
коммерчеСкий Учет на оПтовом
рынке: цели, задачи
Система коммерческого учета
договорная
конструкция
взаимодействия
технологическое
решение
коммерческий учет – процесс измерения объемов электрической энергии
и значений электрической мощности, сбора и обработки результатов измерений, формирования расчетным путем на основании результатов измерений данных о количестве произведенной и потребленной электрической
энергии и мощности в соответствующих группах точек поставки, а также
хранения и передачи указанных данных
цель коммерческого учета – обеспечение достоверной, соответствующей
действующим нормативным документам, информации о поставке электрической энергии и мощности для организации финансовых расчетов в соответствии с правилами работы оптового рынка электрической энергии и
мощности.
Систему коммерческого учета обеспечивают:
• договорная конструкция взаимодействия субъектов оптового рынка и инфраструктурных организаций;
• технологическое решение задач коммерческого учета.
Договорная конструкция взаимодействия подразумевает регулирование отношений субъектов оптового рынка, ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО ЕЭС», ОАО
«АТС» и НП «Совет рынка», связанные с обращением электрической энергии на оптовом рынке, в соответствии с заключенными Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
Под технологическим решением подразумевают использование автоматизированных систем коммерческого учета электрической энергии для сбора,
обработки, формирования и передачи данных коммерческого учета.
Большую часть задач коммерческого учета решает установка современных
систем коммерческого учета электрической энергии – Автоматизированная
система коммерческого учета электрической энергии (АСКУЭ).
296
Коммерческий учет электрической энергии
коммерчеСкий Учет на оПтовом рынке:
цели, задачи
В экономической системе, где обмен между производителями и потребителями товаров носит денежный
характер, важную роль, наряду с производством в совокупности с распределением, обменом, потреблением,
играет учет товарной продукции. На оптовом рынке товарной продукцией являются электрическая энергия и
мощность.
коммерческий учет – процесс измерения объемов электрической энергии и значений электрической
мощности, сбора и обработки результатов измерений, формирования расчетным путем на основании
результатов измерений данных о количестве произведенной и потребленной электрической энергии и
мощности в соответствующих группах точек поставки, а также хранения и передачи указанных данных.1
При решении учетных задач необходимо обеспечить:
• определение учетных показателей (точки измерения, точки поставки, группы точек поставки генерации,
сечения коммерческого учета и группы точек поставки потребления);
• физический баланс производства и потребления электрической энергии по каждой торговой зоне;
• достоверность результатов измерений;
• требуемая дискретность учета;
• единство учетного времени для каждой торговой зоны;
• особенности различных типов участников оптового рынка;
• сроки сбора данных коммерческого учета.
целью коммерческого учета, как совокупности правового, технологического и организационного компонентов, является обеспечение его субъектов достоверной, соответствующей действующим нормативным
документам информации о поставке электрической энергии и мощности для организации финансовых
расчетов в соответствии с правилами работы оптового рынка электрической энергии и мощности. Основным потребителем коммерческой информации об измеренных объемах электрической энергии для целей коммерческого учета является ОАО «АТС» – орган администрирования торговой системой конкурентного оптового
рынка электрической энергии.
данные коммерческого учета используются для решения следующих технико-экономических задач:
• финансовые расчеты за электрическую энергию и мощность между субъектами оптового рынка;
• управление режимами электропотребления;
• определение и прогнозирование всех составляющих баланса электрической энергии (выработка, отпуск
с шин, потери и т.д.);
• определение стоимости и себестоимости производства, передачи и распределения электрической
энергии и мощности;
• контроль технического состояния и соответствие требованиям нормативно-технических документов
систем учета электрической энергии в электроустановках.
Данные коммерческого учета используются не только для решения технико-экономических задач, но также
могут быть использованы для решения статистических и технических задач, как субъекта оптового рынка, так и
государства, проводящего налогово-бюджетную политику на основе учетных данных и осуществляющего регулирующие функции в сфере товарооборота.
Цель коммерческого учета определяет ряд задач для ее достижения:
• оснащение энергообъектов средствами коммерческого учета оптового рынка;
• точное измерение количества потребленной или переданной электрической энергии;
• сбор и хранение результатов измерений;
• формирование и передача итоговых данных для последующих расчетов обязательств и требований
субъектов оптового рынка.
корректные данные для целей коммерческого учета можно получить исключительно с использованием измерительных приборов (комплексов, систем в целом), как единственно объективных информационных источников при обеспечении единства измерений на законодательном уровне.
1
Правила оптового рынка электроэнергии и мощности, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2010 № 1172
297
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА ОПТОВОМ РыНКЕ
коммерчеСкий Учет
на оПтовом рынке: регУлирование
государственный уровень
Стандарты
оптовый рынок
электроэнергии
и мощности
организация
коммерческого
учета
Правила,
законы
298
гоСт
Коммерческий учет электрической энергии
коммерчеСкий Учет
на оПтовом рынке: регУлирование
В основе организации коммерческого учета электрической энергии и мощности на оптовом рынке лежат
следующие регламентирующие документы:
• Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»;
• Постановление Правительства РФ от 27.12.2010 № 1172 «Об утверждении Правил оптового рынка
электрической энергии и мощности»;
• Положение о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового
рынка (протокол заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка» № 30/2009 от 26.11.2009);
• Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка (протокол заседания Наблюдательного
совета НП «АТС»№ 96 от 14.07.2006) и Приложения к нему:
– Приложение 11. Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности (протокол заседания
Наблюдательного совета НП «АТС» № 96 от 14.07.2006);
– Приложение 18. Регламент проведения проверок систем коммерческого учета участников оптового
рынка (протокол заседания Наблюдательного совета НП «АТС» № 24 от 01.11.2007);
– Приложение 21. Положение о применении санкций на оптовом рынке электрической энергии и
мощности (протокол заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка» № 7/2009 от 27.03.2009).
Коммерческий учет электрической энергии создается с учетом требований:
• Федерального закона от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»;
• главы 1.5, 1.6 Правил устройства электроустановок (ПУЭ). Шестое издание. (утв. Главтехуправлением,
Госэнергонадзором Минэнерго СССР 05.10.1979, в ред. от 20.06.2003);
• Правил технической эксплуатации (приказ Минэнерго России от 13.01.2003 № 6 «Об утверждении
Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей», приказ Минэнерго России
от 19.06.2003 № 229 «Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации»)
• РД 34.09.101-94 Типовой инструкции по учёту электрической энергии при её производстве, передаче и
распределении (утв. Минтопэнерго РФ 02.09.1994, в ред. от 22.09.1998, с изменениями от 13.11.2010);
• Комплекса стандартов на автоматизированные системы (КСАС):
– ГОСТ 34.003-90
Информационная технология.
Комплекс стандартов на автоматизированные системы.
Автоматизированные системы. Термины и определения.
– ГОСТ 34.201-89
Информационная технология.
Комплекс стандартов на автоматизированные системы.
Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем.
– ГОСТ 34.601-90
Информационная технология.
Комплекс стандартов на автоматизированные системы.
Автоматизированные системы. Стадии создания.
– ГОСТ 34.602-89
Информационная технология.
Комплекс стандартов на автоматизированные системы.
Техническое задание на создание автоматизированной системы.
– РД 50-34.698-90
Методические указания.
Информационная технология.
Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Автоматизированные
системы требования к содержанию документов.
299
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА ОПТОВОМ РыНКЕ
• Предоставление
необходимых документов
организация коммерчеСкого Учета
Сбор и предоставление
коммерческой
информации от аииС
кУэ для расчетов на
оптовом рынке
• Согласование групп
точек поставки (гтП)
• выполнение
технических требований
в части коммерческого
учета
Получение статуса
субъекта оптового
рынка электроэнергии
и мощности
• выполнение
регламентных процедур
по сбору, формированию
и передаче данных в
оао «атС»
• Формирование
физического баланса
производства
и потребления
электрической энергии
на оптовом рынке
• расчет итоговых
учетных показателей для
ФрС
расчеты
Организацию коммерческого учета электрической энергии можно условно
разделить на три блока:
• Получение Заявителем статуса субъекта оптового рынка электрической
энергии и мощности;
• Сбор и предоставление в ОАО «АТС» коммерческой информации от
АИИС коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) для расчетов на оптовом рынке;
• Расчеты обязательств/требований участников оптового рынка.
заявитель – юридическое лицо, желающее получить статус субъекта оптового рынка, участника обращения электрической энергии и мощности на
оптовом рынке, и обратившееся в ОАО «АТС» с заявлением о включении его
в Реестр субъектов оптового рынка в порядке, предусмотренном Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения
реестра субъектов оптового рынка.
300
Коммерческий учет электрической энергии
организация коммерчеСкого Учета оПтового рынка
электричеСкой энергии и мощноСти: СоглаСование гтП
для получения статуса субъекта оптового рынка заявителю необходимо выполнить следующие
процедуры:
• вступить в члены НП «Совет рынка»;
• предоставить в ОАО «АТС» заявление и документы, предусмотренные пунктами 2.4 и 2.5 Положения о
порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка;
• получить Акт о согласовании групп точек поставки (ГТП) и их отнесении к узлам расчетной модели;
• получить Акт установления соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям оптового рынка
электрической энергии и мощности класса А или А+;
• подписать Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка.
Также непременным условием получения статуса субъекта оптового рынка электрической энергии является
наличие заключенного в установленном порядке договора об оказании услуг по передаче электрической энергии.
В течение 39 рабочих дней со дня получения документов, предоставленных в соответствии с требованиями
пункта 2.4 и 2.5 Положения о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов
оптового рынка, и на основании:
• однолинейной схемы присоединения электроустановок Заявителя к внешней электрической сети;
• спецификации к однолинейной схеме;
• паспортных технологических характеристик генерирующего и (или) энергопринимающего оборудования;
• актов разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности;
• опросных листов (том № 1);
• перечней средств измерений для целей коммерческого учета по точкам поставки генерации или
по точкам поставки, входящим в сечение2,
проводится согласование групп точек поставки.
Процедура согласования группы точек поставки включает в себя определение для заявителя гтП
генерации и (или) гтП потребления, присвоение согласованным гтП идентификационного кода и отнесение их к узлам расчетной модели.
Согласование гтП проводится на основании следующих документов:
• однолинейной схемы присоединения электроустановок Заявителя к внешней электрической сети,
включающей все уровни напряжения;
• спецификации к однолинейной схеме;
• копий паспортных технологических характеристик генерирующего и (или) энергопринимающего
оборудования;
• актов разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности;
• перечней средств измерений для целей коммерческого учета.
ОАО «АТС» проводит техническую экспертизу полученных от Заявителя документов на предмет соответствия заявленных в ГТП точек поставки методике формирования ГТП.
При положительном заключении технической экспертизы документов заявителя оао «атС» проводит параллельно:
• кодирование точек поставки и точек измерений ГТП Заявителя и направляет коды в совет рынка,
который в свою очередь отправляет их Заявителю не позднее следующего рабочего дня.
Заявитель с момента получения кодов должен:
– в течение 14 рабочих дней начать передачу данных ОАО «АТС» в формате, определенном
Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения
реестра субъектов оптового рынка;
– разработать проект акта согласования расчета величины учетного показателя (сальдо – перетоков
электрической энергии в сечении между ГТП потребления
или величины произведенной
электрической энергии в ГТП генерации);
• метрологическую экспертизу опросных листов Заявителя;
• юридическую экспертизу документов Заявителя;
• экспертизу перечней средств измерений для целей коммерческого учета;
• разработку проекта акта о согласовании ГТП и направляет его ОАО «СО ЕЭС» для согласования ГТП и
их отнесения к узлам расчетной модели. ОАО «СО ЕЭС» проводит согласование ГТП Заявителя и подписанный
от своего имени акт направляет ОАО «АТС».
После получения согласованного с ОАО «СО ЕЭС» акта о согласовании групп точек поставки субъекта
оптового рынка и отнесении их к узлам расчетной модели ОАО «АТС» направляет заключения технической,
юридической экспертизы Заявителю.
Вопрос о согласовании ГТП включается в повестку заседания Правления ОАО «АТС» и на основании представленных документов Правление ОАО «АТС» принимает решение о согласовании заявленной ГТП либо об
отказе в согласовании заявленной ГТП. В случае, если Правление ОАО «АТС» приняло решение о согласовании
заявленной ГТП, ОАО «АТС» подписывает акт о согласовании ГТП и направляет его Заявителю на подписание.
Последний обязан подписать его и направить в ОАО «АТС» по факсу с последующим предоставлением оригинала. Подписанный акт о согласовании ГТП субъекта оптового рынка и отнесении их к узлам расчетной модели
является подтверждением согласования заявленной ГТП.
2
За исключением внутреннего сечения. По внутреннему сечению перечень средств измерений для целей коммерческого учета не предоставляется.
301
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА ОПТОВОМ РыНКЕ
302
организация коммерчеСкого Учета
Одним из этапов организации коммерческого учета является установление соответствия АИИС КУЭ Заявителя техническим требованиям оптового рынка, которое выполняется при условии наличия акта о согласовании
ГТП субъекта оптового рынка и отнесении их к узлам расчетной модели.
Проект Акта согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков
электрической энергии в сечении между ГТП потребления (величины произведенной электрической энергии в ГТП генерации) – основной документ для
проведения процедуры предварительных испытаний в рамках установления
соответствия АИИС КУЭ.
Коммерческий учет электрической энергии
организация коммерчеСкого Учета: Проведение
иСПытаний и Проверок, реШение о ПриСвоении СтатУСа
для проведения испытаний и проверок по установлению соответствия аииС техническим требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности класса а и а+ (см. пояснения по классу аииС
на стр. 309) необходимо предоставить следующие документы:
• заявление об установлении соответствия АИИС КУЭ Заявителя техническим требованиям оптового
рынка;
• опросные листы (том № 2);
• программа и методика испытаний по установлению соответствия АИИС КУЭ Техническим требованиям
оптового рынка и присвоения класса АИИС;
• свидетельства о поверке средств измерений, применяемых в составе АИИС КУЭ (включая копию
свидетельства о поверке АИИС КУЭ в целом);
• свидетельство об утверждении типа средств измерений АИИС КУЭ (свидетельства об утверждении
типа средств измерений ИИК, входящих в состав АИИС КУЭ) с приложением Описания типа средств
измерений;
• аттестованная Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии Российской
Федерации или уполномоченными им организациями Методика выполнения измерений с использованием АИИС КУЭ с приложением копии свидетельства об аттестации МВИ;
• акты о проведении ревизии и маркировании всех средств учета электрической энергии или
паспорта-протоколы измерительных комплексов;
• протокол предварительных испытаний АИИС КУЭ на соответствие техническим требованиям оптового
рынка, проведенных в соответствии с программой и методикой испытаний, или протоколы испытаний
АИИС, проведенных аккредитованными при Федеральном агентстве по техническому регулированию и
метрологии (Росстандарт) испытательными центрами, по каждому заявленному параметру;
• проект Акта согласования алгоритма расчета величины сальдо перетоков электрической энергии в
сечении между ГТП потребления (величины произведенной электрической энергии в ГТП генерации).
Соответствие аииС кУэ техническим требованиям оптового рынка на основании положительного
результата проведения испытаний и положительного экспертного заключения о соответствии технической документации АИИС КУЭ техническим требованиям устанавливается комиссией с участием представителей
оао «атС» и оформляется актом о соответствии системы коммерческого учета техническим требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности.
Решение о присвоении Заявителю статуса субъекта оптового рынка электрической энергии либо, об отказе
в присвоении этого статуса принимает Наблюдательный совет НП «Совет рынка» только при наличии положительных заключений технической и юридической экспертиз. Решение доводится до сведения Заявителя в срок
не позднее 3 календарных дней с даты его принятия путем его направления Заявителю оператором почтовой
связи с уведомлением и приложением к нему оформленной в установленном порядке выписки из протокола заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка».
В срок не позднее 5 рабочих дней с даты принятия решения о присвоении Заявителю статуса субъекта
оптового рынка НП «Совет рынка» вносит его в Реестр субъектов оптового рынка, при этом субъекту присваивается регистрационный номер субъекта оптового рынка.
Уполномоченный представитель Заявителя в течение 5 рабочих дней с даты получения решения НП «Совет
рынка» обязан лично прибыть в НП «Совет рынка» для получения Свидетельства о получении статуса субъекта
оптового рынка и подписания Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка.
303
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА ОПТОВОМ РыНКЕ
теХничеСкие треБования
выполнение
измерений
Формирование
данных
технические требования
аииС кУэ
Хранение
данных
Передача
данных
автоматизированная информационно-измерительная система – иерархическая система, представляющая собой техническое устройство, функционально объединяющее совокупность измерительно-информационных
комплексов точек измерений, информационно-вычислительных комплексов
электроустановок, информационно-вычислительного комплекса и системы
обеспечения единого времени, выполняющее функции проведения измерений, сбора, обработки и хранения результатов измерений, информации
о состоянии объектов и средств измерений, а также передачи полученной
информации в интегрированную автоматизированную систему управления
коммерческим учетом на оптовом рынке электроэнергии в автоматизированном режиме.
автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (аииС кУэ) должны создаваться с учетом технических требований оптового рынка и обеспечивать
сбор, формирование, передачу и хранение данных коммерческого учета.
304
Коммерческий учет электрической энергии
треБования теХничеСкого Характера,
Предъявляемые к СУБъектам оПтового рынка
в СФере коммерчеСкого Учета.
теХничеСкие треБования к аииС кУэ
Требования к системам коммерческого учета субъектов оптового рынка электрической энергии (мощности)
установлены следующими нормативными документами:
• Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности (постановление Правительства РФ
от 27.11.2010. № 1172);
• Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;
• Приложением 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения
реестра субъектов оптового рынка.
автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии должны:
1. обеспечивать:
• выполнение измерений в отношении всех точек поставки в составе зарегистрированных ГТП субъекта
оптового рынка;
• выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии,
характеризующих оборот электрической энергии и мощности;
• периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому
календарному времени измеренных данных о приращениях электрической энергии с заданной
дискретностью учета;
• формирование достоверных данных для производственной и статистической отчетности по полезному
отпуску и реализации электрической энергии, анализа режимов электропотребления и потерь;
• своевременность и полноту предоставления результатов измерений, требования к которым определены
правилами работы оптового рынка;
• резервирование баз данных и защиту оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
• перезапуск АИИС КУЭ;
• разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном
электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
• передача в Интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом
ОАО «АТС» результатов измерений и данных о состоянии объектов и средств измерений;
• диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
• конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ,
2. создаваться с учетом требований следующих актов:
• федеральный закон от 26.06.2008 N 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»,
• глава 1.5, 1.6 Правил устройства электроустановок (ПУЭ). Шестое издание. (утв. Главтехуправлением,
Госэнергонадзором Минэнерго СССР 05.10.1979, в ред. от 20.06.2003);
• Правила технической эксплуатации (приказ Минэнерго России от 13.01.2003 № 6 «Об утверждении
Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей», приказ Минэнерго России
от 19.06.2003 № 229 «Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации»);
• ПОТ РМ-016-2001. РД 153-34.0-03.150-00. Межотраслевые Правила по охране труда (Правила
безопасности) при эксплуатации электроустановок (постановление Минтруда РФ от 05.01.2001 № 3,
приказом Минэнерго России от 27.12.2000 № 163);
• РД 34.09.101-94 Типовая инструкция по учету электрической энергии при ее производстве, передаче
и распределении» (утв. Минтопэнерго РФ 02.09.1994, в ред. от 22.09.1998, с изменениями от 13.11.2010)
• Комплекс стандартов на автоматизированные системы (см. перечень на стр. 299);
• ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем;
• РД 153-34.0-11.209-99 Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учёта электрической
энергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электрической энергии и мощности;
• МИ 2999-2006 Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Системы
автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии.
Рекомендации по составлению описания типа;
• МИ 3000-2006 Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Системы
автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии.
Типовая методика проверки.
аииС кУэ считается соответствующей требованиям оптового рынка, если в процессе ее создания и
эксплуатации обеспечено выполнение технических требований.
305
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА ОПТОВОМ РыНКЕ
этаПы Создания аииС кУэ
разработка
концепции
аииС кУэ
метрологическое
обеспечение
опытная эксплуатация
разработка и
согласование
технического задания
на аииС кУэ
Пусконаладочные
работы
Сдача системы
в постоянную
эксплуатацию
Поставка и монтаж
оборудования
(материалов)
Установление
соответствия
техническим
требованиям оптового
рынка и присвоение
коэффициента класса
качества
разработка и
согласование
технорабочего проекта
на создание
аииС кУэ
306
Коммерческий учет электрической энергии
этаПы Создания аииС кУэ
Создание и ввод в промышленную эксплуатацию аииС кУэ субъектов оптового рынка состоит из
следующих этапов:
1. разработка концепции аииС кУэ
Данная стадия обязательна для субъектов, имеющих сложную, распределенную систему коммерческого
учета электрической энергии и включает в себя изучение объекта, проведение необходимых научно-исследовательских работ и разработку вариантов построения АИИС КУЭ. В результате данного этапа формируется структурированная информация, на основании которой разрабатывается техническое задание, технический проект и
рабочая документация.
2. разработка и согласование технического задания на аииС кУэ
На основании технических требований ОАО «АТС» разрабатывается Техническое задание на создание
АИИС КУЭ и оформляется по правилам государственных и отраслевых стандартов: РД 50-34.698-90 и ГОСТ
34.201-89, после чего направляется в ОАО «АТС» на экспертизу. По итогам проведения экспертизы выдается
экспертное заключение о соответствии Технического задания требованиям оптового рынка. Техническое задание является основным документом, определяющим требования, порядок создания (модернизации) АИИС КУЭ
и приемки ее при вводе в действие.
3. разработка и согласование технорабочего проекта на создание аииС кУэ
На данном этапе всесторонне описывается реализации проекта по созданию АИИС КУЭ. Проектная документация должна разрабатываться в соответствии с требованиями Технического задания на создание АИИС
КУЭ и должна соответствовать действующим нормативно-техническим документам. Технорабочий проект согласовывается с Заказчиком и смежными организациями в части организации информационного взаимодействия.
Далее Технорабочий проект направляется в ОАО «АТС» для проведения экспертизы. Для принятия решения
приемочной комиссией о приемке в эксплуатацию АИИС КУЭ требуется положительное экспертное заключение.
4. Поставка и монтаж оборудования (материалов)
На данном этапе осуществляется заказ, доставка и проверка работоспособности оборудования, проводятся работы по установке и настройке аппаратных устройств, коммуникационного оборудования на уровне ИВК,
ИВКЭ и ИИК, организации каналов связи до приборов учета, а так же производится прокладка цепей резервного
питания приборов учета.
5. Пусконаладочные работы
Данный вид работ включает в себя:
• проверку правильности подключения и работоспособности счетчиков, оборудования УСПД, сервера
и оборудования автоматизированных рабочих мест;
• конфигурирование счетчиков;
• автономные испытания технических средств;
• установка программного обеспечения, загрузка информации в базы данных, конфигурирование
и наладка программных средств АИИС КУЭ, комплексная наладка АИИС КУЭ;
• проверка достоверности получения информации в составе АИИС КУЭ.
6. метрологическое обеспечение
АИИС КУЭ, реализовывая измерения и обеспечивая автоматизированное получение результатов измерений, требует метрологического сопровождения, состоящего из следующих работ:
• проверка измерительного оборудования;
• разработка и утверждение технического задания на создание Методики выполнения измерений
с использованием АИИС КУЭ;
• экспертиза и согласование технического задания на создание Методики выполнения измерений
с использованием АИИС КУЭ в ОАО «АТС»;
• разработка проекта Методики выполнения измерений с использованием АИИС КУЭ;
• аттестация (метрологическая экспертиза) Методики выполнения измерений с использованием
АИИС КУЭ Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии Российской
Федерации или уполномоченными им организациями (ФГУП ВНИИМС);
• регистрация Методики выполнения измерений в реестре Методик выполнения измерений;
• проведение испытаний АИИС КУЭ для внесения в Государственный реестр средств измерений
РФ (Госреестр СИ);
• первичная поверка АИИС КУЭ.
7. опытная эксплуатация
Комплексная проверка готовности автоматизированной системы предназначена для выявления и устранения недостатков в работе оборудования, отладки программ и технологического процесса обработки и передачи
данных в реальных условиях.
8. Сдача системы в постоянную эксплуатацию
При успешном проведении опытной эксплуатации формируется комиссия из представителей ОАО «АТС»,
Заказчика и прочих заинтересованных лиц, которая проводит анализ результатов опытной эксплуатации и при
отсутствии замечаний принимает решение о запуске АИИС КУЭ в постоянную эксплуатацию.
9. Установление соответствия техническим требованиям оптового рынка и присвоение коэффициента класса качества аииС кУэ (подробнее см. на стр. 309).
307
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА ОПТОВОМ РыНКЕ
Создание и ввод в ПромыШленнУЮ
экСПлУатациЮ аииС кУэ СУБъектов
оПтового рынка
Пакет документов для установления соответствия
аииС кУэ техническим требованиям
Проверка комплектности.
Юридическая экспертиза
техническая экспертиза
Процедура предварительных
испытаний
метрологическая экспертиза
выездные испытания
акт о соответствии аииС кУэ техническим требованиям оптового рынка
Перечень документов необходимых для процедуры установления соответствия АИИС КУЭ Заявителя представлен в таблице 6 Приложения 11.5
к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка
и ведения реестра субъектов оптового рынка.
акт о соответствии аииС кУэ подтверждает техническую, метрологическую и организационную готовность использования систем на оптовом
рынке электрической энергии и мощности для проведения финансовых
расчетов.
308
Коммерческий учет электрической энергии
УСтановление СоответСтвия аииС кУэ
теХничеСким треБованиям оПтового рынка
Результатом проведения процедуры установления соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям оптового рынка электрической энергии является Акт о соответствии АИИС КУЭ, который подтверждает техническую,
метрологическую и организационную готовность использования систем на оптовом рынке электрической энергии и мощности для проведения финансовых расчетов. Акт о соответствии может оформляться как на группу(ы)
точек поставки, так и на сечение(я) коммерческого учета согласованной ГТП.
ОАО «АТС» устанавливает соответствие АИИС КУЭ на основании:
• порядка, определенного в п. 2.7. Положения о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
ведения реестра субъектов оптового рынка и Приложением 11.3 к нему;
• требований Приложения 11.5 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
ведения реестра субъектов оптового рынка.
Установление соответствия АИИС Заявителя техническим требованиям оптового рынка выполняется при
условии наличия акта о согласовании ГТП субъекта оптового рынка и отнесении их к узлам расчетной модели.
Процедура установления соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям оптового рынка проводится
в срок не более 47 (сорока семи) рабочих дней с даты поступления в ОАО «АТС» перечня документов, необходимых для проведения испытаний и проверок по установлению соответствия АИИС техническим требованиям
оптового рынка электрической энергии и мощности, и состоит из процедур проверки технической документации
на АИИС КУЭ Заявителя техническим требованиям и испытаний АИИС КУЭ.
По завершении стадии технической экспертизы документации оао «атС» отправляет заявителю:
• экспертное заключение о соответствии технической документации на АИИС КУЭ Заявителя
техническим требованиям;
• результаты расчета учетного показателя, выполненного ОАО «АТС» в рамках процедуры предварительных испытаний на основании акта согласования расчета величины учетного показателя и
результатов измерений от АИИС Заявителя в формате электронных документов 80020 и 80040 с
использованием электронно-цифровой подписи;
• акт соответствия опросных листов.
Заявитель должен подтвердить на бумажном носителе в сброшюрованном виде за подписью уполномоченного лица и печатью Заявителя правильность расчета учетного показателя, направив письмо в ОАО «АТС».
При положительных результатах проверки технической документации АИИС КУЭ и условии осуществления
передачи результатов измерений ОАО «АТС» проводит вторую стадию процедуры установления соответствия
АИИС КУЭ Заявителя техническим требованиям – испытания АИИС.
После выдачи положительного экспертного заключения о соответствии предоставленной документации
техническим требованиям оптового рынка ОАО «АТС» направляет Заявителю уведомление о направлении своих
уполномоченных представителей на энергообъекты. Заявитель подтверждает дату начала испытаний, направив
в ОАО «АТС» уведомление о проведении испытаний. выездные испытания на энергообъектах проводятся на
основании приказа Заявителя о проведении испытаний для целей установления соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям оптового рынка и присвоения класса АИИС, предоставляемого Заявителем уполномоченному представителю ОАО «АТС» при испытаниях на энергообъекте.
аииС может иметь пять классов: а+, а, в, С, и N.
Класс А+ (высший класс) – 89 обязательных параметров и выполнение полного перечня требований раздела 7 по метрологическому обеспечению;
Класс А – 38 обязательных параметров и выполнение полного перечня требований раздела 7 по метрологическому обеспечению;
Класс В – 36 обязательных параметров, параметров и выполнение требований раздела 7 за исключением
п. 7.7, п. 7.8;
Класс С (низший класс) – 36 параметров и выполнение требований раздела 7 по метрологическому обеспечению только в части п. 7.4 минимум для счетчиков электрической энергии;
Класс N (вновь вводимое энергооборудование) - 36 параметров и выполнение требований раздела 7 по
метрологическому обеспечению только в части п. 7.4 минимум для счетчиков электрической энергии. Срок действия Акта соответствия АИИС класса N - шесть месяцев с даты выдачи Акта приемки законченного строительства объекта.
На основании положительного экспертного заключения о соответствии технической документации АИИС
КУЭ Заявителя техническим требованиям и положительных результатах испытаний АИИС ОАО «АТС» оформляет акт о соответствии системы коммерческого учета техническим требованиям оптового рынка электрической энергии.
ОАО «АТС» уведомляет Заявителя о необходимости подписания акта о соответствии АИИС КУЭ требованиям оптового рынка и направляет его для согласования Заявителю.
После получения от Заявителя согласованного им акт о соответствии системы коммерческого учета техническим требованиям оптового рынка электрической энергии (мощности) ОАО «АТС» утверждает Акт. Срок
действия Акта составляет три года.
Для Заявителей, желающих получить статус субъектов оптового рынка электрической энергии (мощности),
а также субъектов оптового рынка, регистрирующих новую(ые) ГТП потребления, необходимым условием допуска АИИС КУЭ к использованию в целях расчетов на оптовом рынке является наличие Акта о соответствии
АИИС КУЭ класса А, А+.
309
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА ОПТОВОМ РыНКЕ
СБор данныХ коммерчеСкого Учета
точка измерения
Перечни учетных
показателей и их
идентификаторы
Перечни средств
измерений для целей
коммерческого учета
Соглашения об
информационном
обмене
Учетный показатель
Схема формирования данных коммерческого учета на этапе подготовки к сбору данных
точка измерения (ти) – место установки средства измерений в соответствии с Перечнями средств измерений.
точка поставки – место в электрической сети, используемое для
определения объемов произведенной (потребленной) участниками оптового
рынка электрической энергии (мощности).
Учетный показатель (УП):
• сечение коммерческого учета (ГТП генерации) – сумма точек
поставки, входящих в сечения между смежными субъектами
оптового рынка (сумма точек поставки, входящих в ГТП генерации);
• ГТП потребления – сумма сечений и ГТП генерации.
Перечень средств измерений для целей коммерческого учета по
точкам поставки – документ, на основании которого формируются данные
о величине сальдо перетоков электрической энергии (величинах произведенной электрической энергии), содержащий информацию о средствах измерения и алгоритмах приведения результатов измерений от точек измерения к значению величины электрической энергии в точках поставки.
310
Коммерческий учет электрической энергии
Подготовка к СБорУ данныХ коммерчеСкого Учета
исходными условиями для реализации процедуры передачи данных коммерческого учета в оао
«атС» являются:
• наличие зарегистрированных групп точек поставки;
• наличие оформленных и согласованных Перечней средств измерений по сечениям и ГТП генерации;
• наличие документов, обеспечивающих коммерческий учет (перечень кодов учетных показателей и их
идентификаторов);
• выполнение организационно-технических мероприятий, обеспечивающих сбор данных коммерческого
учета (в соответствии с Соглашениями об информационном обмене).
документом, на основании которого формируются данные о величине сальдо перетоков электрической энергии (величинах произведенной электрической энергии), содержащий информацию о средствах
измерения и алгоритмах приведения результатов измерений от точек измерения к значению величины электрической энергии в точках поставки, является Перечень средств измерений для целей коммерческого учета
по точкам поставки.
в отношении каждого сечения4 либо группы точек поставки генерации оформляется отдельный
Перечень средств измерений. Однако стоит отметить, что, при условии четкого соотнесения точек поставки
к каждой ГТП генерации, допускается оформление одного (единого) документа в отношении нескольких ГТП
генерации для одной электростанции поставщика. При составлении ПСИ следует руководствоваться Приложением 3 и формами 18-22 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра
субъектов оптового рынка.
Выбор средств измерений и алгоритмы приведения результатов измерений от точек измерения к значению величины электрической энергии в точках поставки, отражаемые в Перечнях средств измерений, осуществляется:
• по взаимному согласованию смежными участниками оптового рынка, участниками оптового рынка и
ОАО «ФСК ЕЭС» либо Заявителем и участником оптового рынка (ОАО «ФСК ЕЭС»);
• поставщиками либо Заявителями по каждой электростанции;
в соответствии с методикой выбора измерительных приборов для коммерческого учета на оптовом рынке
электрической энергии и порядком заполнения Перечней средств измерений субъектами оптового рынка.
все Перечни средств измерений в целях коммерческого учета подлежат обязательному согласованию с оао «атС». Кроме того, документы, оформленные в отношении сечения, также должны быть согласованы смежными участниками оптового рынка (участником оптового рынка и ОАО «ФСК ЕЭС»), а документы
оформленные в отношении групп точек поставки генерации, сечения между ценовой-неценовой зонами и в сечения экспорта-импорта должны быть согласованы с ОАО «СО ЕЭС». Подписание Перечня средств измерений
означает, что с момента допуска к торговой системе Заявителя по новой (измененной) ГТП измерение объемов
электрической энергии и значений электрической мощности, сбор и обработка результатов измерений, формирование расчетным путем на основании результатов измерений данных о количестве произведенной (потребленной) электрической энергии по сечению между смежными участниками оптового рынка, местом в электрической сети, используемым для определения объемов произведенной (потребленной) участниками оптового рынка
электрической энергии, таким смежным субъектом оптового рынка проводится исключительно на основании
введенного в действие ОАО «АТС» Перечня средств измерений.
Для обеспечения функционирования системы коммерческого учета участники оптового рынка и ОАО
«ФСК ЕЭС» по смежным сечениям регулируют порядок информационного обмена, процедуру учета, порядок
расчета и согласования количества электрической энергии в соответствии с Соглашениями об информационном обмене.
Соглашение об информационном обмене должно содержать описание имеющихся средств учета количества электрической энергии с определением основных, резервных и контрольных измерительных приборов,
описание алгоритма вычисления фактических величин электрической энергии в точках поставки на основании
полученных результатов измерений с учетом потерь электрической энергии от мест установки измерительных
приборов коммерческого учета до точек поставки, описание схемы сбора и передачи информации и формат обмена информацией между субъектами, требования к обеспечению конфиденциальности информации, порядок
ежедневного (либо по согласованию сторон в иной, кратный суткам, промежуток времени в течение расчетного
периода) согласования данных о почасовых сальдо перетоков электрической энергии, порядок согласования
отчетных данных после завершения расчетного периода и порядок оформления актов учета перетоков электрической энергии.
Соглашения об информационном обмене, заключенные между участниками оптового рынка (участниками оптового рынка и ОАО «ФСК ЕЭС»), или заверенные копии либо Уведомления о заключении Соглашения
об информационном обмене должны быть предоставлены участниками оптового рынка и ОАО «ФСК ЕЭС»
ОАО «АТС» до 25 числа месяца, в котором участник оптового рынка был допущен к торговой системе оптового
рынка по новой ГТП (сечению).
Для получения перечня учетных показателей и их идентификаторов участники оптового рынка и ОАО «ФСК
ЕЭС» должны предоставить ОАО «АТС» в соответствии с п.3.1. Приложения 3 к Правилам ЭДО (Приложение №
Д 7 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) письмо-запрос о направлении информации
по типу 18 (документы, обеспечивающие организацию коммерческого учета) на адреса указанных в нем ответственных лиц.
4
Исключение составляет внутреннее сечение
311
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА ОПТОВОМ РыНКЕ
СБор данныХ коммерчеСкого Учета
данные кУ
(80020) с
эцП
Участник оптового рынка
аииС кУэ
данные кУ
(80020,51070)
с эцП
оао «атС»
ASP` mailer
арм
ответное
сообщение от
Пак цСи
результаты
измерений от
аииС кУэ
ответное
сообщение от
Пак цСи с эцП
данные кУ
(80020,51070)
С эцП
Пак цСи
Схема процесса направления данных коммерческого учета с использованием электронной цифровой подписи, их автоматической обработки в ОАО
«АТС» и выдачи ответных сообщений
аииС кУэ – автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии.
арм – автоматизированное рабочее место коммерческого учета участника оптового рынка. Данное программное обеспечение предназначено для автоматизации процесса расчета данных коммерческого учета, а
также взаимодействия между участниками оптового рынка, ОАО «АТС»,
ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО ЕЭС».
ASP`mailer – програмное обеспечение (ПО) ОАО «АТС», служащее для приема xml-файлов с использованием электронно-цифровой подписи, формирования и отправки ответных сообщений. Данное ПО осуществляет;
• проверку открытого ключа отправителя, области применения ключа,
сведений об отправителе, подписи издателя сертификата и информации
о местонахождении закрытого ключа;
• распознает поступившие XML-файлы.
Пак цСи – программно-аппаратный комплекс центра сбора информации. Назначением ПО является обеспечение финансовых расчетов на
оптовом рынке путем сбора, обработки, формирования и предоставления
в финансово-расчетную систему достоверной и легитимной коммерческой
информации о производстве и потреблении электрической энергии участниками оптового рынка.
312
Коммерческий учет электрической энергии
Порядок оФормления и ПредоСтавления данныХ
коммерчеСкого Учета
По итогам расчетного периода Участники оптового рынка электрической энергии и ОАО «ФСК ЕЭС» на
основании Перечней средств измерений для целей коммерческого учета и в соответствии с Соглашениями об
информационном обмене формируют почасовые величины электрической энергии, оформляют почасовые акты
оборота и приложения к актам оборота акты учета перетоков, согласовывают их и передают в ОАО «АТС».
акты учета (оборота) по генерации отражают почасовые суммарные величины произведенной электрической энергии по всем группам точек поставки генерации. Акты учета (оборота) по генерации оформляются
участниками оптового рынка, имеющими зарегистрированные группы точек поставки генерации, и согласовываются с двух сторон: участником оптового рынка и ОАО «СО ЕЭС».
акты учета (оборота) по потреблению отражают почасовые величины потребленной на оптовом рынке электрической энергии. Акт составляется на основании согласованных со смежными субъектами почасовых
величин сальдо перетоков и почасовых величин объемов произведенной электрической энергии, оформляется
всеми участниками оптового рынка, имеющими зарегистрированные на оптовом рынке ГТП, и требует подписания только со стороны участника оптового рынка.
акты учета перетоков между смежными участниками оптового рынка (участниками оптового рынка
и ОАО «ФСК ЕЭС») являются приложениями к актам учета (оборота) по потреблению и подразделяются на почасовые и интегральные.
Почасовые акты учета перетоков отражают почасовые величины сальдо перетоков в сечении между смежными участниками оптового рынка (участниками оптового рынка и ОАО «ФСК ЕЭС») и согласуются двумя сторонами: смежными участниками оптового рынка либо участником оптового рынка и ОАО «ФСК ЕЭС» соответственно.
Интегральные акты учета перетоков формируются в случае наличия в смежном сечении ОАО «ФСК ЕЭС»
и участника оптового рынка, оплачивающего услуги по передаче электрической энергии в ЕНЭС в части оплаты
потерь, точек поставки, расположенных на элементах электрооборудования, находящихся у ОАО «ФСК ЕЭС» как
на праве собственности или ином законном основании, и отражают суммарную за месяц величину сальдо перетоков в таком сечении. Суммарные отчетные данные коммерческого учета электрической энергии, отраженные
в интегральном акте учета перетоков, должны предоставляться в сальдированном виде раздельно:
• по сетям, отнесенным к сетям ФСК 330 кВ и выше;
• по сетям, отнесенным к сетям ФСК 220 кВ и ниже.
Акты оборота (в т.ч. являющиеся приложениями к актам оборота акты учета перетоков) и согласованные
интегральные акты учета перетоков, сформированные на основании действующих перечней средств измерений для целей коммерческого учета должны предоставляться в виде электронных документов формата 51070 и
50080 с обязательным использованием электронно-цифровых подписей. При этом согласованные акты оборота
по генерации предоставляются в ОАО «АТС» до 5 включительно числа, а согласованные акты оборота потребления, акты учета перетоков, в т.ч. интегральные, предоставляются до 6 включительно числа месяца, следующего
за отчетным.
Акты оборота по генерации и акты учета перетоков (в т.ч. по внутреннему сечению), сформированные на
основании результатов измерений от АИИС КУЭ предоставляются в электронных документах формата 80020 с
обязательным использованием электронно-цифровой подписи ежедневно: данные коммерческого учета за каждые операционные сутки направляются в ОАО «АТС» на следующий день, а в случае возникновения технических
проблем – не позднее трех рабочих дней после окончания операционных суток.
Подписывая данные коммерческого учета электронно-цифровой подписью, участники оптового рынка и
ОАО «ФСК ЕЭС» подтверждают их полноту и достоверность.
Сформированные и согласованные акты оборота и акты учета перетоков направляются по электронной почте в сообщении как вложение на следующие адреса сервера ОАО «АТС»:
• для предоставления электронных документов в формате 51070 и 50080 с использованием электронноцифровой подписи – cm-crypto@rosenergo.com;
• для предоставление электронных документов в формате 80020 с использованием электронно-цифровой
подписи – iasuku_crypto@rosenergo.com.
В течение 30 (тридцати) минут со времени поступления от Участников оптового рынка в электронном виде
отчетных данных о фактическом объеме почасового потребления и производства по форматам 51070 и 50080
ОАО «АТС» подтверждает факт получения путем направления в адрес Участников оптового рынка уведомления,
подписанного электронно-цифровой подписью и содержащего информацию о статусе приема отчетных данных,
а также список ошибок и предупреждений. Данный тип сообщения является официальным подтверждением от
ОАО «АТС» о приеме либо об отказе в приеме данных коммерческого учета. Информацию о результатах приема
отчетных данных коммерческого учета участник оптового рынка (ОАО «ФСК ЕЭС») так же может получить на
персональной странице в разделе официального сайта ОАО «АТС» «Данные АИИС».
313
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СБор данныХ коммерчеСкого Учета
данные от аииС кУэ
(80020)
информационновычислительный
комплекс (ивк)
информационновычислительные
комплексы
энергообъектов (ивкэ)
оао «атС» для
непосредственного
использования при
проведении
финансовых
расчетов
на оптовом рынке
электроэнергии
(мощности)
Эне
рго
объ
ект
Цен
тр с
б
ора
Упр
авл
ени
е
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА ОПТОВОМ РыНКЕ
информационноизмерительные каналы
(иик)
акт оборота генерации – акт, формируемый каждым субъектом оптового
рынка, в котором отражаются суммарная и почасовые величины произведенной электроэнергии за отчетный период по группе точек поставки генерации.
акт оборота потребления – акт, формируемый каждым субъектом оптового рынка, в котором отражаются суммарная и почасовые величины потребленной электроэнергии за отчетный период по группе точек поставки
потребления.
акт учета перетоков – акт, оформляемый двумя смежными субъектами,
а также ОАО «ФСК ЕЭС» в отношении сетей, принадлежащих ОАО «ФСК
ЕЭС» на праве собственности и сетей, находящихся у ФСК в доверительном управлении либо в аренде ОАО «ФСК ЕЭС», ежемесячно в котором
отражаются почасовые сальдо перетоков электрической энергии для всех
точек поставки по границе балансовой принадлежности между смежными
субъектами или между субъектом и ОАО «ФСК ЕЭС».
Данные коммерческого учета, рассчитанные средствами АИИС КУЭ, используются не только для формирования Актов оборота и Актов учета перетоков, но и в некоторых случаях могут быть непосредственно использованы для проведения финансовых расчетов на оптовом рынке электрической
энергии (мощности) в качестве основной или замещающей информации при
соблюдении ряда условий.
314
Коммерческий учет электрической энергии
иСПолЬзование резУлЬтатов измерений от аииС кУэ для
Проведения ФинанСовыХ раСчетов на оПтовом рынке
На сегодняшний день данные, рассчитанные средствами аииС кУэ участников оптового рынка,
могут быть использованы оао «атС»:
• для формирования Актов оборота (по потреблению и генерации) и Актов учета перетоков;
• в качестве основной информации;
• в качестве замещающей информации.
данные коммерческого учета от аииС кУэ участников оптового рынка используются в качестве
основной информации в отношении внутренних сечений.
В качестве замещающей информации данные коммерческого учета, рассчитанные средствами АИИС КУЭ
участников оптового рынка ОАО «АТС», применяет для смежных сечений и ГТП генерации в случае, если были
нарушены требования к предоставлению фактических данных коммерческого учета по итогам расчетного периода в части:
• сроков предоставления;
• формирования;
• оформления;
• использования средств криптографической защиты.
Значения электрической энергии по ГТП генерации и (или) по сечениям, в т.ч. внутренним, для целей проведения финансовых расчетов должны быть рассчитаны участником оптового рынка на основе результатов измерений:
• полученных с использованием АИИС КУЭ, имеющих действующий Акт о соответствии АИИС класса А+,
А, при условии, включения в АИИС всех средств измерений, обеспечивающих измерения электрической
энергии для всех точек поставки, входящих в указанное сечение (ГТП генерации), выданный по
результатам проведения испытаний с участием представителей коммерческого оператора;
• предоставляемых в ОАО «АТС» в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения
статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка со статусом «коммерческая информация» с обязательным заверением электронно-цифровой подписью;
• в соответствии с Методикой выполнения измерений (МВИ), аттестованной в установленном законодательством порядке и позволяющей производить измерение и расчет значения электрической
энергии в целом по сечению;
• в соответствии с согласованным с ОАО «АТС» Актом согласования алгоритма расчета величины сальдо
перетоков электрической энергии в сечении между ГТП потребления (величины произведенной
электрической энергии в ГТП генерации), оформленного с учетом требований МВИ и (или) Приложения
5 к Регламенту коммерческого учета электрической энергии и мощности.
Условием, позволяющим участнику оптового рынка инициировать процедуру, связанную с реализацией
возможности использования результатов измерений, полученных с использованием АИИС КУЭ, ОАО «АТС» для
проведения финансовых расчетов, является:
• наличие действующего Акта соответствия АИИС класса А+, А со сроком действия не менее чем на два
последующих расчетных периода;
• наличие кодов по точкам поставки;
• подтверждения от ОАО «АТС» о готовности приема данных от АИИС КУЭ участника оптового рынка;
• отсутствие отрицательных результатов проверок АИИС КУЭ со стороны ОАО «АТС».
Условиями согласования акта согласования алгоритма расчета величины учетного показателя со
стороны оао «атС» являются:
• наличие заявления от участника оптового рынка на использование данных АИИС КУЭ в качестве
замещающей информации;
• предоставление Акта на бумажном носителе в 3 экземплярах;
• заявка на включение точек поставки и учетного показателя в передачу по формату 80020 (80040)
с указанием даты начала передачи;
• реализация передачи данных по точкам поставки и учетному показателю в течение как минимум
5 календарных дней;
• наличие МВИ, аттестованной в порядке, установленном Федеральным агентством по регулированию
и метрологии;
• наличие действующего в течение как минимум двух последующих расчетных периодов Акта о
соответствии АИИС КУЭ техническим требованиям оптового рынка электрической энергии (мощности);
• отсутствие превышения максимально допустимой величины расхождения результатов расчета значений
для каждой точки поставки при использовании различных методов округлений (или различной точности
вычислений), применяемых в АИИС КУЭ и ПАК ОАО «АТС».
315
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА ОПТОВОМ РыНКЕ
СБор данныХ коммерчеСкого Учета
Согласованные
данные кУ
наличие данных
в Пак оао
«атС»
Согласованные
данные кУ
наличие данных
в Пак оао
«атС»
Согласованные
данные кУ
отсутствуют
Согласованные
данные кУ
расчет по
гтП
невозможен
расчет с
использованием
замещающих
методов
расчета или
замещающей
информации
данные
кУ по
гтП
наличие данных
в Пак оао
«атС»
если участником оптового рынка (оао «ФСк еэС») по итогам расчетного периода не были предоставлены согласованные акты оборота
и (или) согласованные акты учета перетоков, либо были нарушены
требования к передаче данных коммерческого учета по внутренним
сечениям, наступает случай применения замещающей информации и (или)
замещающих методов расчета часовых величин потребления и часовых величин сальдо перетоков по сечению с ОАО «ФСК ЕЭС», являющихся основанием для расчета стоимости электрической энергии.
316
Коммерческий учет электрической энергии
Порядок Применения замещаЮщей инФормации и
замещаЮщиХ методов раСчета
По итогам расчетного периода участники оптового рынка должны предоставить в оао «атС» акты
оборота и акты учета перетоков, в т.ч. интегральные акты учета перетоков, составленные по показаниям
расчетных приборов учета. однако в редких случаях это требование может быть нарушено. Причинами
нарушений могут быть:
• технические проблемы в работе ПО;
• человеческий фактор;
• отказ в согласовании данных коммерческого учета со стороны смежного участника оптового рынка,
ОАО «ФСК ЕЭС» или ОАО «СО ЕЭС».
При наступлении такого случая, расчет часовых величин потребления в ГТП потребления участника оптового рынка и часовых величин сальдо перетоков по сечению с сетями ОАО «ФСК ЕЭС», которые являются
основой для расчетов стоимости электрической энергии для участников оптового рынка и расчета стоимости
объемов электрической энергии, покупаемой ОАО «ФСК ЕЭС» с целью компенсации потерь в электрических
сетях, производится с использованием:
• замещающей информации;
• замещающим методом расчета.
замещающая информация – информация о часовых величинах произведенной, принятой (или переданной) электрической энергии, используемая оао «атС» для расчета часовых величин потребления в
гтП потребления участников оптового рынка, которую предоставляют:
• участники оптового рынка (результаты измерений от АИИС КУЭ в формате 80020 и 80040);
• ОАО «СО ЕЭС» (в формате 51070).
замещающие методы расчета – разработанный ОАО «АТС» алгоритм расчета часовых величин потребления в ГТП потребления участников оптового рынка, а также расчета часовых величин сальдо перетоков по
сечениям с ОАО «ФСК ЕЭС». Алгоритм расчета часовых величин сальдо перетоков по сечениям с ОАО «ФСК
ЕЭС» предусматривает использование оперативных данных о часовых величинах потребления территорий субъектов Российской Федерации.
Условия принятия значений электрической энергии по ГТП генерации и (или) по сечениям, в т.ч. внутренним, рассчитанные участником оптового рынка на основе результатов измерений, полученных с использованием
АИИС КУЭ, для целей проведения финансовых были приведены ранее.
Условием принятия замещающей информации (оперативная информация) от ОАО «СО ЕЭС» является наличие согласованных Перечней средств измерений, в которых определены источники оперативной информации
по ГТП генерации, а также по сечениям:
• расположенным на государственной границе Российской Федерации для осуществления экспортноимпортных операций;
• между ценовыми и неценовыми зонами оптового рынка между смежными участниками оптового рынка
(участником оптового рынка и ОАО «ФСК ЕЭС»).
Замещающие методы расчета применяются в случае, если:
• в ОАО «АТС» участником оптового рынка не представлены Соглашения об информационном обмене
либо уведомления о заключении Соглашения;
• в НП «Совет рынка» не представлены Перечни средств измерений, переоформленные в соответствии
с требованиями ОАО «АТС» и НП «Совет рынка» после получения Акта соответствия АИИС техническим
требованиям оптового рынка;
• в ОАО «АТС» не представлены согласованные акты учета перетоков, в т.ч. интегральные;
• не поступили согласованные акты оборота в отношении произведенной электрической энергии, акты
оборота ГАЭС в отношении произведенной или потребленной генератором в двигательном режиме
электрической энергии ГАЭС;
• нарушены условия передачи данных от АИИС КУЭ по внутренним сечениям;
• превышение максимальной допустимой величины расхождений часовых приращений значений
электрической энергии в точках поставки.
ОАО «АТС» прекращает использование замещающих методов при формировании сводного физического
баланса производства и потребления электрической энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности в ближайший отчетный период, следующий за месяцем, в котором требуемые изменения в Перечне средств
измерений были согласованы со стороны ОАО «АТС».
ОАО «АТС» также прекращает использование замещающих методов при формировании сводного физического баланса производства и потребления электрической энергии в месяце, в котором в срок не позднее
25 (двадцать пятого) числа участником оптового рынка было предоставлено Соглашение об информационном
обмене либо уведомление о заключении Соглашения.
317
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОНТРОль
ДАННыХ
КОММЕРчЕСКОГО
УчЕТА
организация контроля данныХ
коммерчеСкого Учета
отчетные
данные кУ
(51070)
выявление
причин
расхождений
Сравнение
результаты
измерернии
от аииС кУэ
(80020)
(80040)
наличие
расхождений
организация
проверки
аииС кУэ
Контроль данных коммерческого учета основывается на сравнении переданных в ОАО «АТС» участниками оптового рынка:
• в формате 80020 (80040) результаты измерений, полученных с использованием АИИС КУЭ;
• по итогам расчетного периода в формате 51070 отчетные данные коммерческого учета.
целью сравнения данных участника оптового рынка является выявление расхождений между результатами измерений и отчетными данными коммерческого учета, которые, в свою очередь, могут быть следствием нарушений в сфере коммерческого учета.
318
Коммерческий учет электрической энергии
организация контроля данныХ коммерчеСкого Учета
контроль данных коммерческого учета, передаваемых участниками оптового рынка, проводится
каждый месяц после 10 числа по завершении сбора данных коммерческого учета и формирования сводного физического баланса за расчетный период.
Для проведения процедуры контроля данных коммерческого учета (мониторинга) должны быть выполнены
следующие условия:
• в ПАК ОАО «АТС» должен быть сформирован учетный показатель на основании представленного
участником оптового рынка Акта согласования расчета величины учетного показателя;
• наличие действующего Актов соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям оптового рынка;
• наличие выданных Протоколов предварительных испытаний;
• в ПАК ОАО «АТС» должна быть введена максимальная допустимая величина расхождений между
данными коммерческого учета, присланными участником оптового рынка по формату 80020 (80040)
и 51070. Максимальная допустимая величина расхождений определяется в каждый отчетный час,
как 2 кВт*ч х m, где m – количество точек измерения, обеспечивающих расчет значений электрической
энергии по учетному показателю.
В случае, если в ходе проведения мониторинга был установлен факт превышения максимально допустимой
величины расхождения, ОАО «АТС» анализирует:
• характер расхождений: стабильные и переменные расхождения;
• для переменных расхождений фиксируются всплески расхождений (максимальные значения, процент
выражение величины расхождений, периодичность);
• отсутствие результатов измерений в формате 80020 (80040);
• проверка статуса присланной информации в формате 80020 (80040).
Составляет перечень участников оптового рынка, в отношении которых установлено нарушение требований к передаче данных коммерческого учета, и по результатам анализа для целей проверки данных коммерческого учета ОАО «АТС» и НП «Совет рынка» имеют право запрашивать у участников оптового рынка и ОАО
«ФСК ЕЭС»:
• информацию о причинах расхождения отчетных данных, полученных ОАО «АТС» в виде актов учета
перетоков и актов оборота по генерации в формате 51070, с проверочным расчетом, выполненным
ОАО «АТС» на основании данных коммерческого учета (формат 80020,80040), переданных участником
оптового рынка от АИИС КУЭ, имеющим Акт соответствия АИИС;
• проводить инспекционные проверки систем коммерческого учета. При этом запрашиваемые данные
предоставляются в ОАО «АТС» и (или) НП «Совет рынка» в виде оригиналов, либо копий документов,
заверенных уполномоченным лицом и печатью организации.
для получения информации о причинах расхождения отчетных данных оао «атС» формирует запрос и направляет его в адрес участника оптового рынка в сопровождении официального письма. При
подготовке писем учитываются следующие обстоятельства:
• предоставлялись ли заранее участниками оптового рынка письма с уведомлением о возможном
возникновении расхождениях в текущем расчетном периоде с указанием причин;
• направлялись ли ранее в адрес участника оптового рынка письма с просьбой предоставления информации о причинах возникновения выявленных расхождений и предоставлял ли участник оптового рынка
информацию о причинах расхождений в ответ на запрос от ОАО «АТС».
ОАО «АТС» рассматривает полученные ответы от участников оптового рынка в составе специально сформированной Группы по мониторингу. При необходимости группа формирует дополнительные запросы участникам оптового рынка с целью планирования выездной проверки АИИС КУЭ.
Причинами нарушений требований к формированию и предоставлению данных коммерческого
учета могут быть:
• несоблюдение инструкции по эксплуатации АИИС КУЭ, халатность (отсутствие) эксплуатирующего
персонала;
• неисправность каналов связи, обновление (сбой) ПО;
• несоблюдение сроков передачи (не передача) данных в ПАК ОАО «АТС»;
• отсутствие проверки данных на полноту (в ИВК собраны данные не по всем точкам измерений)
и достоверность;
• включение незакодированной ремонтной схемы электроснабжения;
• неучет перехода на обходной выключатель;
• включение в отчетные данные коммерческого учета по итогам расчетного периода объемов электрической энергии по незарегистрированным точкам поставки;
• указание статуса передаваемой информации, несоответствующего требованиям при сбоях в
АИИС КУЭ;
• несоблюдение требований по проверке средств измерений.
Принимая во внимание ошибки, допускаемые при сборе, формировании и предоставлении данных коммерческого учета, участникам оптового рынка необходимо уделять особое внимание эксплуатации систем коммерческого учета.
319
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОНТРОль
ДАННыХ
КОММЕРчЕСКОГО
УчЕТА
нарУШения в СФере
коммерчеСкого Учета и Санкции
нарушение
порядка
формирования
данных
коммерческого
учета
нарушения
в
сфере
коммерческого
учета
Санкции
нарушение
порядка сбора
и обработки
результатов
измерений
отсутствие
передачи
результатов
измерений
* Субъекты оптового рынка, на которых распространяются исключения:
• поставщики электроэнергии – владельцы генерирующего оборудования;
• поставщики электроэнергии, имеющие право продажи электроэнергии
и мощности, производимой на генерирующем оборудовании, владельцами которого они не являются;
• поставщики электроэнергии – владельцы генерирующего оборудования,
планируемого к вводу в эксплуатацию, владельцами которого они
являются /не являются;
• крупные потребители;
• энергосбытовые организации.
** Смежные участники оптового рынка:
• поставщики электроэнергии – владельцы генерирующего оборудования;
• поставщики электроэнергии, имеющие право продажи электроэнергии
и мощности, производимой на генерирующем оборудовании, владельцами которого они не являются;
• поставщики электроэнергии – владельцы генерирующего оборудования,
планируемого к вводу в эксплуатацию, владельцами которого они являются/не являются;
• крупные потребители;
• энергосбытовые организации;
• энергоснабжающие организации и (или) ГП (за исключением ГП, созданных в процессе реформирования субъектов оптового рынка во исполнение требований о запрете совмещения деятельности по передаче
электроэнергии и оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике с деятельностью по производству и купле-продаже электрической энергии);
• организации, осуществляющие экспортно-импортные операции
(в случае п. 1.3).
320
Коммерческий учет электрической энергии
Санкции за нарУШения в СФере коммерчеСкого Учета
В настоящее время санкции, определенные статьями 33 и 34 Приложения № 21 к Договору о присоединении к торговой системе, применяются при установлении нарушений:
1. технических требований к системам коммерческого учета:
1.1. отсутствие на 01.11.2011 подтверждения соответствия АИИС классам C, B или A хотя бы в одном
сечении коммерческого учета. Факт отрицательной технической или юридической экспертизы, сделанной ОАО
«АТС» до 01.08.2011 на комплект документов, поданный на подтверждение соответствия АИИС до 01.08.2011.
Факт непредоставления комплекта документов, поданных на подтверждение соответствия АИИС классу С, B или
А в период с 01.08.2011 по 31.10.2011 по процедуре установления соответствия систем коммерческого учета в
отношении ГТП и (или) сечений коммерческого учета (в том числе сечений коммерческого учета ФСК), получивших право на участие в торговле электрической энергией и не имеющих Акты соответствия АИИС техническим
требованиям оптового рынка.
Санкции в форме штрафа и вынесение предупреждения об устранении нарушения до 01.04.2012 применяются к участникам оптового рынка за исключением оао «ФСк еэС» и гарантирующих поставщиков*
по сечениям коммерческого учета со смежными участниками оптового рынка**, которым оао «атС» на
01.08.2011 направил уведомление об отсутствии акта соответствия аииС класса C.
1.2. отсутствие Акта соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям класса С по состоянию на
01.04.2012 хотя бы в одном сечении коммерческого учета.
Санкции в форме штрафа и вынесение предупреждения об устранении в течение 3 (трех) месяцев с даты
установления Комиссией факта нарушения применяются к участникам оптового рынка за исключением ОАО
«ФСК ЕЭС» и гарантирующих поставщиков*, по сечениям коммерческого учета со смежными участниками оптового рынка**, по которым на 01.04.2012, отсутствует Акт соответствия АИИС класса C, и участников оптового
рынка, которые не устранили нарушение 1 до 01.04.2012.
1.3. отсутствие Акта соответствия АИИС техническим требованиям класса B по состоянию на 01.07.2013
хотя бы в одном сечении коммерческого учета.
Санкции в форме штрафа и вынесение предупреждения об устранении в течение 6 (шести) месяцев с даты
установления Комиссией факта нарушения применяются к участникам оптового рынка за исключением ОАО
«ФСК ЕЭС» и гарантирующих поставщиков* по сечениям коммерческого учета со смежными участниками оптового рынка**, по которым на 01.07.2013 отсутствует Акт соответствия АИИС класса B, и к участникам оптового
рынка, которые не устранили нарушение 2 до 01.07.2013.
1.4. отсутствие Акта соответствия АИИС техническим требованиям Класса A по состоянию на 01.07.2014
хотя бы в одном сечении коммерческого учета.
Санкции в форме вынесения на Наблюдательный совет НП «Совет рынка» вопроса о лишении статуса
субъекта оптового рынка, исключении из Реестра субъектов оптового рынка и (или) лишении права участия в
торговле электрической энергией (мощностью), у которых на 01.07.2014 отсутствует Акт соответствия АИИС
класса А применяется к участникам оптового рынка за исключением ОАО «ФСК ЕЭС» и гарантирующих поставщиков* по сечениям коммерческого учета со смежными участниками оптового рынка**, по которым на 01.07.2014
отсутствует Акт соответствия АИИС класса А, и к участникам оптового рынка, которые не устранили нарушение
3 до 01.07.2014.
1.5. невыполнение ОАО «ФСК ЕЭС» графика работ, согласованного с ОАО «АТС», по приведению в соответствие систем коммерческого учета ОАО «ФСК ЕЭС» и получения Актов соответствия АИИС техническим
требованиям класса С, B и A по зарегистрированным за ОАО «ФСК ЕЭС» на оптовом рынке сечениям коммерческого учета в установленные графиком сроки.
Санкции в форме штрафа и вынесение предупреждения об устранении нарушения, выраженного в отсутствии Акта соответствия АИИС техническим требованиям класса С, в течение 3 (трех) месяцев и об устранении
нарушения, выраженного в отсутствии Акта соответствия АИИС техническим требованиям класса B в течение 6
(шести) месяцев, с даты установления Комиссией факта нарушения применяются к ОАО «ФСК ЕЭС».
2. в сфере коммерческого учета:
2.1. нарушение порядка формирования расчетным путем на основании результатов измерений данных о
количестве произведенной и потребленной электрической энергии (мощности) в соответствующих группах точек
поставки.
Санкции в форме предупреждения применяются к участникам оптового рынка и ОАО «ФСК ЕЭС».
2.2. нарушение порядка сбора и обработки результатов измерений.
Санкции в форме предупреждения об устранении нарушения применяются к участникам оптового рынка и
ОАО «ФСК ЕЭС».
2.3. непредставление в ОАО «АТС» (НП «Совет рынка») участниками оптового рынка, ОАО «ФСК ЕЭС»,
организациями, осуществляющими экспортно-импортные операции, первичных данных, примененных им при
формировании отчетных данных, в течение 10 рабочих дней с даты получения соответствующего запроса, либо
предоставление данных, не позволяющих провести проверочные расчеты соответствующих отчетных данных
коммерческого учета.
Санкции в форме предупреждения применяются к участникам оптового рынка и ОАО «ФСК ЕЭС».
2.4. отсутствие передачи результатов измерений величин электроэнергии, формируемых участниками оптового рынка (ОАО «ФСК ЕЭС») средствами АИИС КУЭ по ГТП потребления и (или) ГТП генерации в ОАО
«АТС» при наличии Акта соответствия.
Санкции в форме штрафа применяются к участникам оптового рынка и ОАО «ФСК ЕЭС».
321
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ЭКСПлУАТАЦИя
СИСТЕМ
КОММЕРчЕСКОГО
УчЕТА
экСПлУатация аииС кУэ
оПтового рынка
эксплуатация аииС кУэ делится на 2 этапа: опытная эксплуатация и
промышленная эксплуатация.
опытная эксплуатация – период эксплуатации системы, в течение которого проверяется способность системы выполнять требуемые функции и выявляются ее недостатки.
Промышленная эксплуатация – периоды жизненного цикла оборудования,
в которые будет наблюдаться относительное постоянство интенсивности отказов.
322
Коммерческий учет электрической энергии
экСПлУатация аииС кУэ оПтового рынка
Эксплуатация АИИС КУЭ субъектов оптового рынка должна осуществляться в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов и инструкций производителей технических средств за
счет средств участника оптового рынка, на чьем балансе находится комплекс технических средств АИИС КУЭ.
Эксплуатация АИИС КУЭ осуществляться персоналом субъекта оптового рынка или специализированной организацией, имеющей лицензию на данный вид работ и заключившей договор с Оператором торговой системы –
Оператором коммерческого учета.
к основным процессам при эксплуатации системы аииС для целей коммерческого учета относятся:
• получение и обеспечение движения на оптовом рынке учетных показателей коммерческого
учета (сбор, контроль полноты и достоверности данных коммерческого учета, передача данных
ОАО «АТС» и смежным субъектам оптового рынка);
• поддержание аииС в работоспособном состоянии и обеспечение необходимых метрологических характеристик аииС, соответствия требованиям оптового рынка (техническое обслуживание
средств коммерческого учета и их модернизация).
эксплуатация аииС кУэ делится на 2 этапа: опытная эксплуатация и промышленная эксплуатация.
опытная эксплуатация. В этот период в системе могут наблюдаться отказы, вызванные тем, что режимы
работы оборудования могут отличаться от предполагаемых. Как правило, опытная эксплуатация длится не более
полугода после начала работы системы, в редких случаях она достигает 1 года.
Этап опытной эксплуатации предназначен для выявления и устранения всех недостатков в работе оборудования, согласования регламентов передачи данных со смежными информационными системами, устранение
замечаний, зафиксированных в журнале опытной эксплуатации.
Комиссия по приемке в опытно-промышленную эксплуатацию должна:
• подтвердить соответствие выполнения АИИС КУЭ утвержденному проекту;
• произвести проверку наличия необходимой документации и соответствующих свидетельств органов
Госстандарта РФ, наличия и сохранности установленных пломб и паролей в АИИС КУЭ;
• опытно-промышленная эксплуатация завершается составлением соответствующего Акта испытаний.
Проблемы, возникающие на этапе опытной эксплуатации:
1. формирование службы эксплуатации заказчика и подготовка персонала. Опытная эксплуатация – это
этап, на котором система передается от подрядчика к заказчику. По окончании монтажа и пуско-наладки
материальная ответственность за сохранность оборудования переходит к заказчику, а поддержание
работоспособности системы лежит фактически на подрядчике, потому что заказчик еще не обучен.
Поэтому, специалистам следует пройти обучение, в том числе и по эксплуатации конкретных систем;
2. контроль за работой и состоянием АИИС в процессе опытной эксплуатации. Например, служба
эксплуатации еще не сформирована, и система или ее компоненты фактически остаются бесхозными,
что создает трудности опытной эксплуатации;
3. изменение состава точек измерения до того, как система сдана в промышленную эксплуатацию, влечет
за собой модернизацию АИИС, еще не сданную в промышленную эксплуатацию.
При успешном завершении опытной эксплуатации формируется Комиссия в составе представителей ОАО
«АТС», Заказчика и других заинтересованных лиц при отсутствии замечаний должна принять решение о запуске
АИИС КУЭ в промышленную эксплуатацию.
Промышленная эксплуатация.
Для сдачи системы в промышленную эксплуатацию необходимо:
1. разработать Программу и Методики приемочных испытаний АИИС КУЭ, проект МВИ в соответствии с ТЗ
на МВИ, с аттестацией в Госстандарте России и внесением в Федеральный реестр МВИ;
2. Провести приемочные испытания. Оформить протокол испытаний.
3. Получить акт или паспорт соответствия АИИС техническим требованиям оптового рынка;
4. Утвердить тип АИИС как единичного средства измерений и внести его в Государственный реестр средств
измерений.
Промышленная эксплуатация АИИС КУЭ (регламентное, информационное, технологическое сопровождение) обеспечивает:
1. Оперативный контроль и анализ режимов потребления электрической энергии и мощности;
2. Оптимальное управление нагрузкой потребителей;
3. Получение и формирование данных на энергообъектах;
4. Концентрацию и передачу информации на верхний уровень управления, формирование на ее основе
данных для проведения коммерческих расчетов между поставщиками и потребителями электрической
энергии;
5. Получение отчетных документов за любой период благодаря наличию базы данных со всеми показания –
ми приборов учета.
323
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ЭКСПлУАТАЦИя
СИСТЕМ
КОММЕРчЕСКОГО
УчЕТА
теХничеСкое оБСлУживание аииС кУэ
оПтового рынка
Ethernet,
RS 485
GPRS
324
клеммы
клеммы
клеммы
клеммы
клеммы
клеммы
Шкаф
настройка
параметров
приборов,
запрос данных
Учет потребления
электроэнергии
(полной, активной
и реактивной),
действующие
значения мощности
(полной, активной и
реактивной),
напряжений, токов,
частоты, соsФ.
Коммерческий учет электрической энергии
теХничеСкое оБСлУживание аииС кУэ оПтового рынка
Техническое обслуживание комплекса технических и программных средств АИИС КУЭ должно осуществляться специализированной организацией. При эксплуатации и техническом обслуживании АИИС КУЭ должны
выполняться организационные и технические мероприятия по обеспечению безопасности работ в соответствии
с действующими правилами.
Периодическая поверка средств измерений, используемых для коммерческого учета электрической энергии и мощности субъектов оптового рынка, должна производиться в сроки, установленные
госстандартом рФ.
Все виды работ, определенные регламентом технического обслуживания АИИС КУЭ, должны выполняться
с извещением (или в присутствии) представителя Оператора торговой системы.
Работы, выходящие за рамки регламента технического обслуживания АИИС КУЭ, должны выполняться с
согласия Оператора торговой системы. По завершению работ по техническому обслуживанию АИИС КУЭ все
нарушенные, в результате проведенных работ, пломбы, пароли должны быть восстановлены. При необходимости
должна быть внесены изменения в паспорта – протоколы измерительных каналов.
В процессе текущей эксплуатации, при обнаружении неисправности в работе АИИС КУЭ, субъект оптового
рынка обязан в течение одного рабочего дня проинформировать о случившемся специализированную организацию, осуществляющую техническое обслуживание.
Ответственность за работоспособность и сохранность комплекса технических и программных средств (в
том числе и пломб) АИИС КУЭ должна быть предусмотрена договором эксплуатации средств коммерческого
учета.
B техническом обслуживании следует выделить три основных направления:
1. выполнение плановых мероприятий по поддержанию работоспособности системы учета и
соответствия её требованиям нормативно-технической документации (нтд):
• организация и проведение планово-предупредительных и регламентных работ в АИИС КУЭ: контроль
исправности вентиляторов охлаждения; удаление пыли; обновление антивирусной программы
и проверка на наличие вирусов; проверка каналов связи; контроль базы данных на сервере;
• проведение технических осмотров интервальных приборов учета и систем сбора и передачи данных,
каналообразующей аппаратуры, контроль функционирования на месте эксплуатации;
• выполнение планово-предупредительных работ, направленных на поддержание в исправном
состоянии приборов учета и систем сбора и передачи данных;
• протяжка контактов соединений цепей;
• поддержание ЗИП в работоспособном состоянии;
• снятие показаний векторной диаграммы и проверка точек учёта с помощью вычислительной
техники;
• тестирование контроллера (УСПД);
• проверка пропускной способности информационной магистрали;
• контроль процесса обеспечения единого времени в элементах (устройствах) АИИС КУЭ.
• дистанционная проверка каналов связи (GSM, телефония);
• выдача распечаток потребления электрической энергии;
• поддержание в актуальном состоянии настроек оборудования и ПО, нормативно-справочной
информации;
2. выполнение работ по модернизации системы в связи с изменениями структуры точек поставки
или изменением устаревшей элементной базы:
• документальное проведение обследования существующей системы учета электрической энергии;
• инструментальное проведение обследования существующей системы учета электрической энергии
на предмет её соответствия последним требованиям НТД, обеспечения фактическими режимами
работы нормативных метрологических характеристик элементов системы, а также на предмет
возможности снижения издержек на работу системы;
• настройка аппаратной и программной части АИИС в связи с появлением новых точек учета, заменой
оборудования, вводом новых каналов связи;
3. выполнение внеплановых работ по замене или настройке вышедшего из строя оборудования:
• мониторинг работы оборудования путем чтения журнала событий, составления баланса по
подстанции и т.д. Это позволяет в кратчайшие сроки выявить оборудование, работающее с
отклонением от штатнoгo режима и принять оперативные меры по локализации и устранению
возникших неисправностей путем замены вышедшего из строя оборудования, проведением иных
технических и организационных мероприятий;
• локализация и ликвидация аварий в АИИС КУЭ: экстренное реагирование, анализ причины аварии,
внесение изменений в регламент эксплуатации.
• замена оборудования (при возникновении неисправностей, механических повреждений, выхода
из строя в результате аварий);
• проведение аварийно-восстановительного ремонта;
• обновление версий прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ без изменения функциональ
ности с сохранением гарантированной работоспособности систем.
• консультирование персонала по вопросам эксплуатации оборудования и систем;
• внедрение мер, направленных на повышение надежности оборудования, на основе опыта
эксплуатации.
325
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ПЕРСПЕКТИВы
РАЗВИТИя
КОММЕРчЕСКОГО
УчЕТА
НА ОПТОВОМ РыНКЕ
ПерСПективы развития
коммерчеСкого Учета
на оПтовом рынке
электричеСкой энергии (мощноСти)
данные от автоматизированных информационноизмерительных систем коммерческого учета
Формирование отчетных данных коммерческого
учета по итогам расчетного периода (51070)
Формирование сводного физического баланса
производства и потребления электроэнергии на
оптовом рынке
Финансовые расчеты
В существующей конструкции взаимодействия субъектов оптового рынка
электрической энергии (мощности) в сфере коммерческого учета есть ряд
проблем, решение которых определяет перспективы коммерческого учета
на оптовом рынке.
В основе этого решения лежит непосредственное использование данных
коммерческого учета, полученных с использованием АИИС КУЭ.
326
Коммерческий учет электрической энергии
ПерСПективы развития коммерчеСкого Учета
на оПтовом рынке электричеСкой энергии (мощноСти)
Энергетика России – важнейший сектор экономики нашей страны – в своем развитии преодолела колоссальный путь от возведения в 1880-х годах первых энергетических станций до создания крупнейшего централизованного управленческого энергообъединения.
являясь одной из важнейших естественных монополий, эта отрасль с высоким экономическим потенциалом требует оснащения энергообъектов современным технологическим оборудованием, предъявляя к нему высокие требования, в связи с чем задачи организации учета и контроля становятся все более сложными и ответственными.
однако, в настоящее время на оптовом рынке электрической энергии главными проблемами
в сфере коммерческого учета электрической энергии остаются:
• проблемы определения «правильных» способов измерения принятой (переданной) электрической
энергии в соответствии с физическими процессами, происходящими в электроэнергетической системе;
• проблемы способов определения и снижения потерь электрической энергии в электрических сетях.
Эти проблемы имеют особое значение в условиях рыночных отношений, когда за любой товар необходимо
платить.
При определении объемов отпущенной электрической энергии за расчетный период, а также при формировании такого показателя, как коммерческие потери, источником которых служат безучетное и бездоговорное
потребление, между смежными субъектами оптового рынка нередко возникают конфликты.
В отличие от розничного рынка, на оптовом рынке данное явление не носит постоянного характера, однако
время от времени выявляются факты преднамеренного искажение данных коммерческого учета в интересах
того или иного субъекта.
Для эффективного функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности) должно быть
обеспечено оперативное и автоматическое взаимодействие с органом администрирования торговой системой
конкурентного оптового рынка электрической энергии в части предоставления информации о величинах произведенной, потребленной (переданной) электрической энергии.
Все большее значение при решении этой задачи приобретают автоматизированные информационноизмерительные системы коммерческого учета электрической энергии, как основа информационного
обеспечения оптового рынка, главные функции которых:
• сбор результатов измерений;
• обработка;
• инструментальное определение потерь электрической энергии при передаче, что особую значимость
приобрело в условиях рыночных отношений;
• формирование и передача итоговых данных;
• хранение информации.
Таким образом, необходим переход на непосредственное применение данных коммерческого учета, рассчитанных средствами АИИС КУЭ, для проведение финансовых расчетов на оптовом рынке.
Значимым итогом развития системы коммерческого учета можно считать постановку и решение задач метрологического обеспечения. Необходимо усовершенствование метрологического обеспечения измерительных
систем, что связано с легитимностью расчетов. Особого внимания требует работа с результатами измерений,
информацией о состоянии средств, объектов и схем измерений, применяемых для расчетов суммарных объемов
оборота электрической энергии, так как принятие итоговых данных коммерческого учета имеет многосторонние
аспекты: юридические, экономические, организационные и технические.
необходимый комплекс мероприятий включает в себя:
• описание процедуры взаимодействия участников оптового рынка при использовании одних средств
измерений в своих АИИС КУЭ;
• организацию эксплуатации АИИС КУЭ в соответствии с требованиями оптового рынка;
• описание процедуры «синхронизации» изменений состава точек поставки в сечениях коммерческого
учета;
• описание процедуры проверок со стороны ОАО «АТС» систем коммерческого учета участников
оптового рынка в условиях «сбоев» систем;
• описание процедуры замещения по точкам поставки (в настоящее время замещение производится
по учетному показателю);
• формирование системы штрафных санкций за фальсификацию данных коммерческого учета.
Несомненно, это неполный список. Выполнение комплекса мероприятий позволит создать надежную систему коммерческого учета, которая обеспечит максимальную легитимность финансовых расчетов на оптовом
рынке электрической энергии (мощности).
327
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА РОЗНИчНОМ
РыНКЕ
организация коммерчеСкого Учета
на розничном рынке
электричеСкой энергии
Производители
ПоСтавщики
ПотреБители
организации,
не являющиеся
участниками
оптового рынка
электроэнергии
гарантирующий
поставщик и
энергосбытовая
организация
население и
организации,
не являющиеся
участниками
оптового рынка
электроэнергии
328
Сетевая
организация
Коммерческий учет электрической энергии
организация коммерчеСкого Учета
розничного рынка электричеСкой энергии
В отличие от оптового рынка, на розничном рынке все требования к коммерческому учету даны непосредственно в постановлении Правительства РФ от 04.05.2012 № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии». Правилами усилены требования к учету электрической энергии, определены расчетные способы, применяемые при
отсутствии приборов учета, установлена ответственность потребителей за вмешательство в работу приборов
учета, установлен порядок действий субъектов розничных рынков при выявлении того или иного вида нарушений
коммерческого учета электрической энергии и порядок составления актов о выявленных нарушениях.
основой для осуществления расчета и оплаты потребленной электрической энергии, предоставленных услуг по передаче электрической энергии, а также оплаты потерь электрической энергии на розничных рынках являются показания счетчиков:
• расчетных приборов учета;
• контрольных приборов учета.
Вся потребляемая электрическая энергия должна учитываться по показаниям счетчиков, однако практика
показывает, что это требование пока не выполняется в полном объеме. Поэтому допускается, что поставка, а
также потребление электрической энергии и оказание услуг по ее передаче могут осуществляться в отсутствие
средств измерений, но только по согласованию с сетевой организацией и с применением предусмотренных расчетных способов. По окончании каждого расчетного периода сетевая организация определяет количество потребленной электрической энергии на основании:
• показаний приборов коммерческого учета, полученных от потребителей электрической энергии
или снятых сетевой организацией;
• расчетных способов;
• расчетов, выполненных на основании актов о неучтенном потреблении.
В случае, если расчетный прибор учета расположен не на границе балансовой принадлежности электрических сетей, объем принятой (отпущенной) электрической энергии корректируется на величину нормативных
потерь, возникающих на участке сети от границы балансовой принадлежности электрических сетей до места
установки прибора учета. Величина нормативных потерь определяется в соответствии с методикой выполнения
измерений, согласовываемой сторонами по договору и аттестованной федеральным органом исполнительной
власти по техническому регулированию и метрологии.
В случае если расчетный прибор учета утрачен или неисправен, определение объема потребления электрической энергии осуществляется на основании показаний контрольного прибора учета. В случае отсутствия
контрольного прибора учета определение объема потребления электрической энергии осуществляется на основании имеющихся статистических данных за аналогичный период предшествующего года.
329
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА РОЗНИчНОМ
РыНКЕ
организация коммерчеСкого Учета
на розничном рынке электричеСкой
энергии: неУчтенное ПотреБление
Безучетное потребление
неучтенное потребление
Бездоговорное потребление
Бездоговорное потребление – самовольное подключение энергопринимающих устройств к объектам электросетевого хозяйства и (или) потребление электрической энергии в отсутствие заключенного в установленном порядке договора, обеспечивающего продажу электрической энергии
(мощности) на розничных рынках, кроме случаев потребления электрической энергии в отсутствие такого договора в течение 2 месяцев с даты, установленной для принятия гарантирующим поставщиком на обслуживание потребителей.
Безучетное потребление – потребление электрической энергии с нарушением установленного договором энергоснабжения порядка учета электрической энергии со стороны потребителя, выразившимся во вмешательстве в работу прибора учета (системы учета), обязанность по обеспечению
целостности и сохранности которого возложена на потребителя, в том числе
в нарушении (повреждении) пломб и (или) знаков визуального контроля,
нанесенных на прибор учета (систему учета), в несоблюдении установленных договором сроков извещения об утрате (неисправности) прибора учета
(системы учета), а также в совершении потребителем иных действий (бездействий), которые привели к искажению данных об объеме потребления
электрической энергии.
В случае выявлении фактов безучетного потребления электрической
энергии допускается отказ гарантирующего поставщика, энергосбытовой
организации от исполнения обязательств по поставке электрической энергии потребителю, допустившему такое нарушение, путем введения ограничения режима потребления электрической энергии.
При выявлении фактов бездоговорного потребления электрической
энергии сетевая организация вводит полное ограничение режима потребления электрической энергии в отношении физических и юридических лиц,
осуществляющих бездоговорное потребление электрической энергии.
330
Коммерческий учет электрической энергии
организация коммерчеСкого Учета розничного рынка
электричеСкой энергии: неУчтенное ПотреБление
Снятия показаний расчетных приборов коммерческого учета (далее – КУ) должны осуществляться по состоянию на 00 часов 00 минут первого дня месяца, следующего за расчетным периодом, а также дня, следующего за датой расторжения (заключения) договора энергоснабжения, если иные время и дата не указаны в договоре энергоснабжения. Если установлены иные время и дата, то показания расчетных приборов сообщаются
до окончания первого дня месяца, следующего за расчетным периодом, а также дня, следующего за датой расторжения (заключения) договора. В случае, если потребителем не были предоставлены показания расчетного
прибора учета в установленные сроки и при отсутствии контрольного прибора учета:
• для первого и второго расчетных периодов подряд, за которые не предоставлены показания, объем потребления электроэнергии, а для потребителя, в расчетах с которым используется ставка за мощность, - также
и почасовые объемы потребления электроэнергии, определяются исходя из расчетного прибора учета за аналогичный расчетный период предыдущего года, при их отсутствии – из показаний за ближайший расчетный период, когда такие показания были предоставлены;
• для третьего и последующих расчетных периодов подряд объем потребления электроэнергии определяется расчетным способом на основании данных о величине максимальной мощности энергопринимающих
устройств в соответствующей точке поставки:
– максимальная мощность энергопринимающих устройств, относящаяся к соответствующей точке поставки, а в случае, если в договоре не предусмотрено распределение максимальной мощности по точкам
поставки, то максимальная мощность энергопринимающих устройств в границах балансовой принадлежности
распределяется по точкам поставки пропорционально величине допустимой длительной токовой нагрузки соответствующего вводного провода (кабеля), МВт;
т – количество часов в расчетном периоде, при определении объема потребления электроэнергии, за которые в соответствии с п. 166, 178, 179, 181 Основных положений функционирования розничных рынков подлежат применению расчетные способы, или количество часов в периоде времени, определенном в соответствии с
п.195, в течение которого осуществлялось безучетное потребление электроэнергии, но не более 8760 часов, ч;
а для потребителя, в расчетах с которым используется ставка за мощность, почасовые объемы потребления определяются на основании объемов потребления в соответствующей точке поставки, полученным с использованием данных о величине максимальной мощности энергопринимающих устройств в соответствующей точке
поставки по первому способу:
Непредставление потребителем показаний расчетного прибора учета более двух расчетных периодов подряд является основанием для проведения внеплановой проверки прибора учета.
Объем бездоговорного потребления электроэнергии определяется исходя из величины допустимой длительной токовой нагрузки каждого вводного провода (кабеля) по формулам:
для однофазного ввода:
для трехфазного ввода:
,
Тбд – количество часов в периоде времени, определенном в соответствии с п. 196 Основных положений
функционирования розничных рынков, в течение которого осуществлялось бездоговорное потребление, но не
более 26280 часов, ч.
Субъекты электроэнергетики, обеспечивающие снабжение электроэнергией потребителей (ЭСК, ГП
и сетевые организации), вправе проводить проверки соблюдения потребителями условия договоров о порядке
учета поставляемой электроэнергии, а также наличия оснований для потребления электроэнергии. При выявлении факта безучетного или бездоговорного потребления электроэнергии составляется акт о неучтенном потреблении электроэнергии. На основании акта осуществляются расчеты за потребленную таким образом электроэнергию. Производители электроэнергии передают данные КУ о количестве отпущенной электроэнергии
сетевой организации, к сетям которой присоединены принадлежащие им генерирующие объекты, и гарантирующему поставщику, в границах зоны деятельности которого располагаются эти объекты, не реже раза в месяц. Смежные сетевые организации, потребители и производители электроэнергии, чьи энергопринимающие
устройства имеют непосредственное присоединение к сетям сетевой организации, должны представлять ей показания расчетных приборов учета, расположенных в границах балансовой принадлежности их электрических
сетей, обеспечивать доступ представителям сетевой организации к приборам учета для осуществления проверки состояния приборов учета и снятия контрольных показаний. Сетевая организация обеспечивает сбор данных
КУ на границах балансовой принадлежности своих сетей и энергопринимающих устройств потребителей, производителей электроэнергии, смежных сетевых организаций, а также на границах зоны деятельности ГП и в соответствии с договорами оказания услуг по передаче электроэнергии представляет данные об учтенных величинах
переданной электроэнергии и потерях электроэнергии.
331
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
КОММЕРчЕСКИй
УчЕТ
НА РОЗНИчНОМ
РыНКЕ
теХничеСкие треБования
к ПриБорам Учета
интервальный
прибор учета
• обеспечивает измерение приращений активной
(реактивной) электроэнергии с заданной дискретностью (т.е. за определенные интервалы времени)
и хранение профиля нагрузки;
• достоинства: измерение активной и реактивной
энергии в одном корпусе; измерение и хранение
в памяти фактических значений получасового,
почасового или за иные промежутки времени
потребления электрической энергии, многотарифность, точность, возможность дистанционного снятия показаний;
• недостатки: чувствительность к колебаниям напряжения в электросети.
интегральный
прибор учета
• обеспечивает учет электрической энергии
суммарно на определенный момент времени
(т.е. с нарастающим итогом);
• достоинства: простота, дешивизна, надежность;
• недостатки: однотарифность, прогрессирующая
погрешность учета, отсутствие дистанционного
получения информации.
Федеральный закон от 26.06.2008 N 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»
332
Коммерческий учет электрической энергии
теХничеСкие треБования к ПриБорам Учета
Для учета электрической энергии используются приборы учета, типы которых утверждены федеральным
органом исполнительной власти по техническому регулированию и метрологии и внесены в государственный
реестр средств измерений. Классы точности приборов учета определяются в соответствии с техническими регламентами и иными обязательными требованиями, установленными для классификации средств измерений.
При наличии приборов учета у обеих сторон по договору в качестве расчетного прибора учета применяется прибор учета, в том числе входящий в измерительный комплекс, обеспечивающий проведение измерений
с минимальной величиной потерь электрической энергии от места его установки до точки поставки (при номинальных токах и напряжениях). При равных величинах потерь электрической энергии от места установки такого прибора учета до точки поставки в качестве расчетного принимается прибор учета, в том числе входящий в
измерительный комплекс, обеспечивающий минимальную величину погрешности измерительного канала. При
равенстве выше указанных условий, в качестве расчетного принимается прибор учета, позволяющий измерять
почасовые объемы потребления (производства) электрической энергии (интервальный), в том числе входящий
в измерительный комплекс. При равенстве всех ранее указанных условий, в качестве расчетного принимается
прибор учета, входящий в состав АИИС КУЭ.
Прибор учета другой стороны по договору используется для контроля исправности и точности расчетного
прибора учета. При равенстве класса точности указанных приборов учета выбор расчетного и контрольного
приборов учета осуществляется по соглашению сторон.
Порядок проектирования, монтажа, приемки в эксплуатацию, технического обслуживания и эксплуатации
приборов учета, перечень имеющихся приборов учета, используемых в целях определения обязательств, а
также порядок снятия показаний и расчета на их основании объемов принятой (отпущенной) электрической
энергии гарантирующий поставщик, энергосбытовая организация, сетевая организация, потребители, а также
производители (поставщики) электрической энергии определяют самостоятельно. Сохранность, целостность
и обслуживание приборов учета обеспечивают владелец объекта, на котором установлен прибор учета и собственник (наниматель) жилого помещения, в случае, если прибор учета установлен в жилом помещении.
Для учета электроэнергии, потребляемой гражданами, а также на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем многоквартирного дома используются приборы учета
класса точности 2,0 и выше.
Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями, не относящихся к категории потребителей, указанных выше, с максимальной мощностью менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета
класса точности 1,0 и выше – для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением
35 кВ и ниже и класса точности 0,5S и выше – для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства
напряжением 110 кВ и выше.
Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями с максимальной мощностью не менее
670 кВт, подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы потребления
электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах
потребления электрической энергии за последние 120 дней и более или включенные в систему учета.
Для учета реактивной мощности, потребляемой (производимой) потребителями с максимальной мощностью не менее 670 кВт, в случае если в договоре оказания услуг по передаче электрической энергии, заключенном в отношении энергопринимающих устройств таких потребителей в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, имеется
условие о соблюдении соотношения потребления активной и реактивной мощности, подлежат использованию
приборы учета, позволяющие учитывать реактивную мощность или совмещающие учет активной и реактивной
мощности и измеряющие почасовые объемы потребления (производства) реактивной мощности. При этом
указанные приборы учета должны иметь класс точности не ниже 2,0, но не более чем на одну ступень ниже
класса точности используемых приборов учета, позволяющих определять активную мощность.
Класс точности измерительных трансформаторов, используемых в измерительных комплексах для установки (подключения) приборов учета, должен быть не ниже 0,5. Допускается использование измерительных
трансформаторов напряжения класса точности 1,0 для установки (подключения) приборов учета класса точности 2,0.
Производители электрической энергии, поставляющие произведенную ими электрическую энергию на
розничном рынке, устанавливают в местах присоединения генерирующего оборудования к электрическим сетям и на границе балансовой принадлежности своих электрических сетей приборы учета, обеспечивающие
хранение профиля нагрузки, или иные приборы учета, включенные в автоматизированную систему учета,
класса точности 0,5S и выше.
Постановление Правительства РФ от 04.05.2012 № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии» предоставляет возможность потребителям с максимальной мощностью менее 670 кВт предусматривать планирование почасового объема потребления электрической энергии, при условии оборудования точек поставки по
договору приборами учета, позволяющими измерять почасовые объемы потребления электрической энергии.
Для этого указанный потребитель (покупатель) вправе потребовать, а гарантирующий поставщик обязан включить в договор энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности) условие о планировании им объемов потребления электрической энергии по часам суток.
В этом случае установка АИИС КУЭ дает возможность значительного повышения точности прогноза почасового потребления, оптимизировать производственный процесс и получить при расчетах оптимальный вид
тарифа, что определяет неоспоримое преимущество использования АИИС КУЭ.
333
раздел Семнадцатый
Прогнозирование
цен и оБъемов
в электроэнергетике
громов роман евгеньевич
Начальник Департамента прогнозирования ОАО «АТС»
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
МЕТОДы
ПРОГНОЗИРОВАНИя
методы Прогнозирования оБъемов
электроПотреБления
входные данные
по электропотреблению
макроэкономические
входные данные
экономическая модель
прогнозирования
результат:
Прогноз относительных и абсолютных показателей
электропотребления по каждому региону –
крупнейших отраслей промышленности, сельского
хозяйства, транспорта, населения и жкХ
электроемкость врП – электроемкость валового регионального продукта
336
Прогнозирование цен и объемов в электроэнергетике
методы Прогнозирования оБъемов электроПотреБления
Расчет прогноза электропотребления может производиться по субъектам Российской Федерации с использованием методов, которые будут описаны далее по тексту, с осуществлением анализа и проверки на сопоставимость и непротиворечивость результатов с последующей агрегацией.
агрегирование прогнозов по регионам проводится в два этапа: сначала суммируются прогнозы по регионам в сводный прогноз по федеральным округам (объединенным электроэнергетическим системам и т.п.), а
затем – прогнозы по федеральным округам (объединенным электроэнергетическим системам и т.п.) в сводный
прогноз по России в целом.
основные факторы, влияющие на электропотребление
• Динамика электропотребления по регионам, отраслям и крупным потребителям.
• Структура электропотребления (в том числе населения, ЖКХ и сферы услуг).
• Развитие крупных и энергоемких предприятий в стране по основным видам экономической деятельности.
• Энергоемкость производства по отраслям экономики.
• Прирост потребности в электрической энергии в результате реализации крупных инвестиционных
проектов в промышленности.
1. метод укрупненных удельных показателей.
На первом этапе потребители электрической энергии подразделяются на группы по секторам экономики,
промышленные потребители – по видам деятельности. Производится сбор и анализ фактических и прогнозных
данных по развитию экономики субъекта Российской Федерации и ее секторов, а также данных по фактическому
потреблению электрической энергии в соответствии с основной структурой потребления.
На втором этапе рассчитывается отношение показателей потребления электрической энергии в целом по
региону, по секторам экономики и отраслям промышленности к соответствующим экономическим показателям:
• показатели производства продукции в натуральных объемах – в промышленности и сельском
хозяйстве;
• грузооборот железнодорожного и трубопроводного транспорта на территории региона – в транспортной
сфере;
• непромышленное производство, в том числе – сфера услуг и сельское хозяйство;
• численность населения региона.
Результатом расчетов являются показатели электроемкости ВРП секторов экономики и отраслей промышленности. Данные показатели представляют собой укрупненные удельные показатели потребления электрической энергии, которые впоследствии прогнозируются в соответствии с показателями социально-экономического
развития страны (прогноз Минэкономразвития РФ).
На заключительном этапе полученные прогнозные значения корректируются с помощью коэффициентов,
учитывающих влияние структурных внутриотраслевых сдвигов, влияющих на электропотребление, программ
электрификации, энергосбережения в отраслевом разрезе, строительство новых, реконструкцию и демонтаж
действующих предприятий, совершенствование сферы услуг; динамики доходов населения, миграции населения, обеспеченность жилой площадью и другие факторы.
2. метод прямого счета.
Метод прямого счета заключается в формировании максимально-детализированной структуры потребления по секторам экономики и видам экономической деятельности для каждого субъекта Российской Федерации,
и расчете объема электропотребления путем умножения значения объема потребления за год, предыдущий периоду прогнозирования, на прогнозируемый темп роста валового выпуска отрасли, скорректированный с учетом
соотношений между темпами роста производства продукции по видам экономической деятельности и электропотреблением в них.
3. метод агрегированных показателей.
На основании статистической информации определяется региональный порог значимости электропотребления – пороговая величина значимости электропотребления региональных отраслей, равная 10% конечного
использования электрической энергии для региона. Затем, составляется список отраслей каждого региона, куда
включаются отрасли промышленных и непромышленных секторов (в том числе – население), чей объем электропотребления превосходил региональный порог значимости.
Итоговый список значимых отраслей по региону включает все отрасли, входившие в число значимых, а
также секторы, чей объем электропотребления превышал 1 млрд. кВтч в любой год рассматриваемого периода.
Отрасли промышленности и отрасли непромышленной сферы, не вошедшие в число значимых, агрегируются в
отдельные группы.
Затем, объемы потребления отраслей умножаются на прогнозируемые темпы роста электропотребления
по каждой отрасли, которые оцениваются исходя из прогнозируемых темпов роста валового выпуска секторов
и предположения о неизменности энергоемкости по существующим предприятиям. Темпы роста электропотребления отраслей, не вошедших в число значимых, оцениваются по темпам роста промышленности в целом и по
темпам роста ВРП региона соответственно. К полученным результатам добавляются прогнозируемые объемы
электропотребления по вводимым предприятиям на основе анализа реализуемых инвестиционных проектов.
337
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
МЕТОДы
ПРОГНОЗИРОВАНИя
методы Прогнозирования цен
технический и факторный анализ
¢
анализ трендов и циклических колебаний
¢ оценка влияния факторов,
которые существовали в прошлом
¢ построение модели, описывающей зависимость
цены от данных факторов
имитационное моделирование
¢ оценка влияния факторов,
которые отсутствовали в прошлом
¢ используется существующая модель
аукциона рСв
¢ входные данные (или сама модель рСв)
изменяются таким образом,
чтобы учесть влияние новых факторов
технический анализ – анализ трендов и циклических колебаний, его применение в совокупности с факторным анализом обеспечивает возможность построения прогнозов в условиях ограниченности информационных
ресурсов.
338
Прогнозирование цен и объемов в электроэнергетике
методы Прогнозирования цен
На практике существует множество методов анализа, которые применяются для прогнозирования. Выбор
метода в основном зависит от объема и достоверности располагаемой информации, горизонта прогнозирования
и требуемой степени точности.
Учитывая доступность накопленной статистической информации, для прогнозирования цен на электрическую энергию применимы технический и факторный анализ, с использованием, при необходимости, имитационного моделирования, а также на основе этих данных (по необходимости с экспертной обработкой) принимается
решение об использовании только технического анализа или в совокупности с факторным анализом.
Статистический и факторный анализ
Анализ заключается в следующем:
1. Предполагается, что прогнозируемая величина зависит от некоторого набора влияющих факторов.
2. На основании фактических данных за прошлый период определяется характер зависимости прогнози
руемой величины от этих факторов в прошлом. Создается регрессионная модель, описывающая
эти зависимости.
3. Делается предположение о том, что в будущем эти зависимости останутся такими же, как и в прошлом.
Данное предположение допустимо, поскольку прогнозы строятся на среднесрочную перспективу.
4. Формируется прогноз влияющих факторов, который используется в качестве входных данных модели
для прогнозирования требуемой величины.
Данный метод позволяет дать оценку изменения цен при несущественном изменении основных влияющих
факторов относительно прошлых периодов. Метод не применим для прогнозирования в условиях изменяющейся
модели ценообразования на оптовом рынке (например, при вводе механизмов частичного или полного регулирования цены или при вводе механизма компенсации низких цен генераторам).
имитационное моделирование
Суть метода (применительно к прогнозированию свободных нерегулируемых цен на электрическую энергию) заключается в проведении серии модельных расчетов, в которых имитируются условия, предусмотренные
изменениями в нормативной базе оптового рынка. При проведении расчетов используются все те входные данные, которые используются ОАО «АТС» при проведении конкурентного отбора ценовых заявок на рынке на сутки
вперед. Точность такого моделирования напрямую зависит от количества проведенных расчетов.
Результат проведенных модельных расчетов сравнивается с результатами реальной торговой сессии. На
основании этого сравнения делаются выводы о степени влияния, например, конкретных изменений в нормативной базе оптовом рынке на цены на рынке на сутки вперед, после чего в модель в виде дополнительных коэффициентов вносятся соответствующие корректировки.
Данный метод предназначен для расчета значения цен на рынке на сутки вперед по каждой ценовой зоне
(Европа и Сибирь) по зонам свободного перетока с последующей агрегацией до уровня субъектов Российской
Федерации (на основании коэффициентов отнесения потребления в субъекте Российской Федерации к потреблению в зоне свободного перетока). Для расчета средневзвешенной цены за квартал рассчитываются несколько типовых дней. Этот метод является достаточно трудоемким, но при этом он может использоваться для прогнозирования цен с выявлением влияний изменения топологии сети, крупных вводов генерирующего оборудовании
и при изменении правил ценообразования на оптовом рынке.
339
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СРЕДНЕСРОчНОЕ
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ
ЦЕН НА
ЭлЕКТРОЭНЕРГИЮ
Прогнозы СвоБодныХ
(нерегУлирУемыХ) цен на
электричеСкУЮ энергиЮ
на год вПеред
По СУБъектам роССийСкой Федерации
основные факторы влияющие на среднюю за месяц цену рСв
затраты
на выработку
электроэнергии
ценовые
стратегии
поставщиков
Параметры
вСвго
новые заявки
поставщиков
Параметры
профиля
потребления
доля удовлетворенного
ценового предложения
цена рСв
Методика прогнозирования свободных (нерегулируемых) цен на электрическую энергию на год вперед заключается в агрегации помесячных прогнозов, построенных с применением имитационного моделирования.
340
Прогнозирование цен и объемов в электроэнергетике
Прогнозы СвоБодныХ (нерегУлирУемыХ) цен на
электричеСкУЮ энергиЮ
Разработка факторной модели начинается со сбора статистических данных о различных факторах, которые
потенциально могут влиять на формирование цены на рынке «на сутки вперед» (далее – рынок на сутки вперед),
в среднем за месяц. Проводится анализ зависимости цены рынка на сутки вперед на продажу от каждого фактора в отдельности. В результате выявляется некий набор факторов, которые оказывают наиболее существенное
влияние на цену. По состоянию на 2011 год можно выделить следующие факторы (в последующем набор
факторов и степень их влияния могут измениться):
• цена на газ;
• объем выработки станций с различными характеристиками себестоимости производства электрической
энергии;
• объемы резервов на загрузку и разгрузку генерирующего оборудования, включенного для покрытия
данного потребления;
• объемы выработки атомных и гидроэлектростанций, их доля в общем объеме производства;
• объемы экспорта/импорта, их доля в общем объеме производства/потребления.
модель, построенная на основе влияющих факторов, описывает поведение цены рынка на сутки
вперед (на продажу) за определенный период, при этом параметры модели определяют влияние каждого из
факторов на цену рынка на сутки вперед. Степень влияния каждого из факторов различна для каждого субъекта
Российской Федерации.
В связи с тем, что применение одних и тех же параметров модели для всех субъектов Российской Федерации снижает точность прогноза, а построение отдельной модели для каждого субъекта Российской Федерации
с последующим сопровождением всего множества моделей и построением прогноза на их основе – трудозатратно, то наиболее целесообразным представляется объединение субъектов российской Федерации в
так называемые «макрорегионы» и построение отдельной модели для каждого макрорегиона. При этом
модели для субъектов Российской Федерации, относящихся к одной и той же ценовой зоне, используют один
и тот же набор факторов – отличаются лишь параметры, описывающие влияние этих факторов. Основываясь
на анализе статистики цен в различных субъектах Российской Федерации и выявлении их взаимозависимости,
можно сделать вывод о том, что для субъектов Российской Федерации, объединенных в один макрорегион, допустимо использование одних и тех же параметров модели. для субъектов российской Федерации, входящих
во вторую ценовую зону, деление на макрорегионы не применяется, поскольку для этой ценовой зоны
используется модель с набором объясняющих факторов, отличных от модели для Первой ценовой зоны
– технический анализ.
Применение вышеуказанных моделей позволяет рассчитать прогнозы цен на продажу на рынке на
сутки вперед для макрорегионов (в Первой ценовой зоне) и для оэС в целом (вторая ценовая зона).
Обратный переход от прогнозов по макрорегионам (ОЭС) к прогнозам по субъектам Российской Федерации осуществляется следующим образом: анализируется накопленная статистическая информация о ценах
рынка на сутки вперед и выявляется отличие средних цен на продажу на рынке на сутки вперед для субъектов
Российской Федерации от средних цен на продажу на РСВ в макрорегионах (ОЭС), к которым они отнесены. После этого прогнозы, полученные для макрорегионов (ОЭС), преобразуются в прогнозы для субъектов Российской
Федерации (с учетом выявленных соотношений цен на продажу на рынке на сутки вперед в субъектах Российской Федерации и макрорегионах).
На следующем шаге выявляется влияние балансирующего рынка и небалансов рынка на сутки вперед
и балансирующего рынка на цену электрической энергии. Посредством анализа статистической информации
оценивается доля, которую в среднем составляет стоимость электрической энергии на балансирующем рынке
и суммарная величина небалансов рынка на сутки вперед и балансирующего рынка по отношению к стоимости
электрической энергии на рынке на сутки вперед, а также доля объемов балансирующего рынка в общем объеме
электрической энергии. По результатам проведенного анализа формируется набор корректирующих коэффициентов, которые применяются к средней цене на продажу на рынке на сутки вперед для субъекта Российской
Федерации, и в конечном итоге получается прогноз свободных (нерегулируемых) цен на продажу электрической
энергии для субъектов Российской Федерации.
Полученные результаты требуют дальнейшей корректировки, так как построенные статистические модели
не учитывают тех факторов, которых не было в прошлом, но о которых достоверно известно, что они появятся в
будущем. Такими факторами, в частности, являются изменения в нормативной базе оптового рынка, влияющие
на ценообразование на рынке на сутки вперед.
Для учета таких факторов применяется метод имитационного моделирования: проводится серия модельных расчетов, в которых имитируются условия, предусмотренные изменениями в нормативной базе оптового
рынка. После проведения модельных расчетов их результат сравнивается с результатами реальной торговой
сессии (в частности – сравниваются индексы цен рынка на сутки вперед по субъектам Российской Федерации).
На основании этого сравнения делается вывод о степени влияния конкретных изменений в нормативной базе
оптового рынка на цены рынка на сутки вперед, после чего в статистическую модель вносятся соответствующие
корректировки (в виде дополнительных коэффициентов влияния).
Путем статистического анализа и определения среднего отношения цен на продажу и покупку, характерного для субъекта российской Федерации, из прогнозов цен на продажу формируются прогнозы
цен на покупку.
341
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СРЕДНЕСРОчНОЕ
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ
ЦЕН НА МОЩНОСТь
Прогнозы СвоБодныХ
(нерегУлирУемыХ) цен на мощноСтЬ
на год вПеред
По СУБъектам роССийСкой Федерации
данные от – оао «Со еэС»
– оао «атС»
– ФСт россии
регламенты орэм
расчет объемов покупки мощности по зонам свободного перетока
расчет стоимости покупки мощности по ценовым зонам
распределение стоимости покупки мощности по зонам свободного перетока
определение цены покупки мощности по зонам свободного перетока
определение цены покупки мощности по субъектам рФ
342
Прогнозирование цен и объемов в электроэнергетике
Прогноз СвоБодныХ (нерегУлирУемыХ) цен на мощноСтЬ
Для построения прогнозов нерегулируемых цен мощности за 1 МВт пикового потребления по субъектам
Российской Федерации используется методика, которая опирается на формулы и алгоритмы из следующих регламентов оптового рынка:
• 13.2 «Регламент определения объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке»;
• 16 «Регламент финансовых расчетов»;
• 19.3 «Регламент проведения конкурентных отборов мощности»;
• 19.4 «Регламент рассмотрения ценовых заявок, подаваемых на конкурентный отбор ценовых заявок на
продажу мощности».
Однако, на момент построения прогнозов существует неопределенность в части некоторых величин, являющихся исходными данными для методики. Например, могут отсутствовать данные о тарифах на прогнозируемый
период, о факте потребления мощности, также может быть неизвестен перечень и тарифы для вынужденных
генераторов и т.д. В связи с этим, для построения прогноза необходимо сделать экспертные предположения и
допущения относительно величин, по которым существуют неопределенности.
определение объемов покупки мощности по зонам свободного перетока
1. Определяется величина совокупного собственного максимума по зонам свободного перетока, покупаемого не по регулируемым договорам (нерегулируемый пик потребления), как разность совокупного собственного
максимума и собственного максимума потребления населения.
2. Определяется объем поставки мощности по итогам конкурентного отбора мощности для генераторов.
Объем располагаемой мощности уменьшается на величину потребления на собственные нужды, и на поставку
мощности по регулируем договорам.
3. В соответствии с регламентом 13.2 «Регламент определения объемов покупки и продажи мощности на
оптовом рынке» для каждой зоны свободного перетока определяются коэффициенты: фактического наличия
мощности, снижения и запаса.
4. Определяется объем покупки мощности по итогам конкурентного отбора мощности по зонам свободного
перетока. Суммарный по ценовым зонам объем поставки по итогам конкурентного отбора мощности разносится
по зонам свободного перетока пропорционально нерегулируемому пику потребления.
5. Определяется объем покупки мощности по договорам о предоставлении мощности и купли-продажи
мощности новых АЭС и ГЭС. Суммарный по ценовым зонам объем в этих договорах разносится по зонам свободного перетока пропорционально нерегулируемому пику потребления.
Разнесение объемов мощности по зонам свободного перетока осуществляется пропорционально доле потребления мощности данной зоне свободного перетока в общем потреблении в ценовой зоне.
определение стоимости покупки мощности по зонам свободного перетока
1. Определяется стоимость покупки мощности по итогам конкурентного отбора мощности по зонам свободного перетока как произведение объема покупки по итогам конкурентного отбора мощности на цену конкурентного отбора мощсноти.
2. Определяется стоимость покупки мощности у генераторов, поставляющих мощность в вынужденном
режиме (с учетом тарифов соответствующих генераторов, коэффициента снижения и коэффициента запаса).
3. Определяется стоимость покупки мощности по договорам о предоставлении мощности и купли-продажи
мощности новых АЭС и ГЭС как произведение объема покупки по этим договорам на цену этих договоров для
соответствующей ценовой зоны.
4. Определяются небалансы конкурентного отбора мощности, связанные с продажей мощности ГЭС второй ценовой зоны по тарифам.
5. Определяются небалансы конкурентного отбора мощности, связанные с оплатой мощности «дорогих»
генераторов.
6. Определяются небалансы конкурентного отбора мощности, связанные с поставкой мощности из зоны с
высокой ценой в зону с более низкой ценой.
7. Все стоимостные небалансы распределяются по зонам свободного перетока пропорционально нерегулируемому пику потребления.
8. Объем инвестиционных доплат АЭС и ГЭС распределяется по зонам свободного перетока пропорционально нерегулируемому пику потребления.
Суммарные затраты потребителей в зоне свободного перетока на приобретение мощности определяются
как сумма разнесенных по зонам свободного перетока стоимостных величин. Затем цены мощности за 1 МВт
пикового потребления по зонам свободного перетока определяются как отношение указанных ранее затрат потребителей в зонах свободного перетока к нерегулируемым пикам потребления в соответствующих зонах.
цена мощности за 1 мвт пикового потребления по субъектам российской Федерации определяется
на основе соответствующих цен в зоне свободного перетока с использованием коэффициентов отнесения субъектов Российской Федерации к зонам свободного пепетока следующим образом:
• Для каждой ГТП считается объем пикового потребления на основе статистической информации;
• По результатам расчетов для каждой пары «Регион-ЗСП» и зона свободного перетока определяется
суммарный объем потребления мощности;
• Коэффициенты разнесения определяются для каждой пары «Регион-ЗСП» как отношение фактического потребления в «Регион-ЗСП» к фактическому потреблению в зоне свободного перетока (данные
величины рассчитываются по ГТП потребления).
Цена покупки мощности для «Регион-ЗСП» определяется как произведение нерегулируемой цены покупки
мощности в зоне свободного перетока и соответствующего коэффициента разнесения;
Полученные цены для «Регион-ЗСП» суммируется: получается итоговая цена для субъекта Российской Федерации.
343
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
СРЕДНЕСРОчНОЕ
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ
ЦЕН НА
ЭлЕКТРОЭНЕРГИЮ
1
2
3
4
344
Прогнозы розничныХ цен для
конечного ПотреБителя на
электричеСкУЮ энергиЮ
на год вПеред
По СУБъектам роССийСкой Федерации
Прогнозирование объемов электропотребления
Формирование прогнозных ценовых параметров
для расчета розничных цен для конечного потребления
расчет стоимостных показателей в прогнозируемом периоде
Применение прогнозных ценовых параметров для расчета
прогнозных розничных цен для конечных потребителей
Прогнозирование цен и объемов в электроэнергетике
Прогноз розничныХ цен для конечного ПотреБителя
Для прогнозирования розничных цен на электрическую энергию используется многофакторный анализ
основных физических и стоимостных показателей развития оптового и розничных рынков электрической энергии. Процесс построения прогнозов основан на использовании прогнозных нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) в разрезе регионов, а также стоимостных показателей розничных рынков.
Структура розничного тарифа
В составе розничного тарифа в целом по Российской Федерации более 50% занимает оплата электрической энергии (мощности) на оптовом рынке.
По данным за 2010 год структура розничного тарифа следующая:
• Оптовый рынок: электрическая энергия и мощность – ~52%;
• МРСК и розничная генерация – ~30%;
• ТСО – ~8%;
• ФСК – ~6%;
• Сбытовая надбавка – ~4%.
На основании статистической информации можно сделать вывод, что структура тарифа от года к году незначительно изменяется. Данные изменения обусловлены экономическими показателями страны в целом, изменениями законодательной и нормативной базы отрасли с учетом влияния прогнозных предпосылок дальнейшего
развития.
основные факторы, влияющие на цену электрической энергии конечного потребителя
Основные факторы, влияющие на цену электрической энергии конечного потребителя:
• динамика электропотребления по регионам, отраслям и крупным потребителям;
• структура электропотребления (в том числе населения, ЖКХ и сферы услуг);
• развитие крупных и энергоемких предприятий в стране по основным видам экономической деятельности;
• прирост потребности в электрической энергии в результате реализации крупных инвестиционных
проектов в промышленности;
• основные макроэкономические показатели социально-экономического развития в среднесрочной
и долгосрочной перспективе (в т.ч. цены на топливо);
• индикативные цены на электрическую энергию и мощность для ценовых и неценовых зон оптового рынка;
• максимальные и минимальные тарифы для населения в рознице;
• цены на регулируемые виды деятельности – услуги на содержание электрических сетей;
• оплата технологического расхода электрической энергии (потерь) в процессе ее передачи;
• свободные цены на электрическую энергию и мощность на оптовом рынке;
• оплата услуг инфраструктурных организаций оптового рынка и сбытовой надбавки гарантирующих
поставщиков.
этапы прогнозирования розничных цен
Первый этап:
на основании прогноза социально-экономического развития, представленного Министерством экономического развития Российской Федерации, разрабатывается прогноз объемов потребления электрической энергии
и мощности по Российской Федерации в целом и отдельно по субъектам Российской Федерации, объединенным
в ценовые зоны оптового рынка.
второй этап:
на основании прогноза объемов потребления электрической энергии и мощности по Российской Федерации в целом и отдельно по субъектам Российской Федерации определяется величина прогнозных значений ценовых параметров для каждого субъекта Российской Федерации, объединенных в ценовые зоны оптового рынка
К ценовым параметрам относятся следующие величины:
а) средневзвешенная регулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, учитывающая расходы на приобретение мощности на оптовом рынке, приходящиеся на единицу электрической энергии.
б) средневзвешенная свободная (нерегулируемая) цена на электрическую энергию на оптовом рынке, учитывающая расходы на приобретение мощности на оптовом рынке, приходящиеся на единицу электрической
энергии.
третий этап:
на основании стоимостных показателей розничного рынка за предшествующий период и сценарных условий развития страны рассчитываются нижеперечисленные показатели в прогнозируемом периоде в разрезе
субъектов Российской Федерации:
• Стоимость услуг ОАО «ФСК»;
• Стоимость услуг МРСК;
• Стоимость услуг ТСО;
• Оплата расходов энергосбытовых компаний;
• Стоимость услуг инфраструктурных организаций.
четвертый этап:
применение прогнозных ценовых и стоимостных параметров для расчета прогнозных розничных цен для конечных потребителей по субъектам Российской Федерации. После определения стоимостных показателей розничных рынков, а также определения стоимости электрической энергии и мощности на оптовом рынке, данные
показатели суммируются в разрезе субъектов Российской Федерации и делятся на значения объемов потребления, процесс расчета которого описан ранее.
345
раздел воСемнадцатый
междУнародное
СотрУдничеСтво
аксенов константин вячеславович
Руководитель дирекции ВЭД
Департамента методологии и развития торговой деятельности
ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»
Стороженко ольга игоревна
Главный эксперт Международного департамента НП «Совет рынка»
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
МЕЖДУНАРОДНыЕ
ОРГАНИЗАЦИИ
междУнародные организации
ключевые международные
организации в электроэнергетике
глобальные
• международное энергетическое агентство (IEA)
• мировой энергетические совет (WEC)*
• ассоциация энергетических бирж (арех)*
• международный совет по большим электрическим
системам высокого напряжения (CIGRE)*
• ассоциация системных операторов крупнейших
энергосистем (VLPGO)*
европейские
•
•
•
•
•
•
еврэлектрик (EURELECTRIC)*
европейский союз системных операторов (ENTSO-E)
агентство по взаимодействию регуляторов энергетики (ACER)
Совет европейских регуляторов энергетики (CEER)
региональная ассоциация регуляторов энергетики (ERRA)*
электроэнергетический совет Снг (ээС Снг)*
Символом (*) отмечены организации, в работе которых принимает участие российская Федерация
Международное энергетическое агентство (МЭА)/ International Energy
Agency (IEA) www.iea.org/
Мировой энергетический совет (МИРЭС)/ World Energy Council (WEC)
www.worldenergy.org/
Ассоциация энергетических бирж/ Association of Power Exchanges (APEx)
www.theapex.org/
Международный совет по большим электрическим системам высокого
напряжения (СИГРЭ)/ International Council on Large Electric Systems (CIGRE)
www.cigre.org/
Ассоциация системных операторов крупнейших энергосистем/ Very Large
Power Grid Operators Association (VLPGO) www.vlpgo.org/
ЕВРЭлЕКТРИК/ EURELECTRIC www.eurelectric.org/
Европейский союз системных операторов/ European Network of Transmission
System Operators for Electricity (ENTSO-E) www.entsoe.eu/
Агентство по взаимодействию регуляторов энергетики/ Agency for the
Cooperation of Energy Regulators (ACER) www.acer.europa.eu/
Совет европейских регуляторов энергетики/ Council of European Energy
Regulators (CEER) www.energy-regulators.eu/
Региональная ассоциация регуляторов энергетики/ Energy Regulators
Regional Association (ERRA) www.erranet.org/
Электроэнергетический совет СНГ (ЭЭС СНГ) www.energo-cis.org/
348
Международное сотрудничество
клЮчевые междУнародные организации
в электроэнергетике
Деятельность международных электроэнергетических организаций направлена на решение различных задач обеспечения функционирования и развития отрасли, таких как:
• организация и проведение исследований по ключевым проблемам функционирования и развития
электроэнергетики;
• выработка политических, экономических и технических рекомендаций для органов регулирования
и отраслевого управления;
• подготовка предложений по совершенствованию отраслевого и смежного законодательства;
• обеспечение представления интересов и координации действий всех участников отрасли: производителей, потребителей, сетевой инфраструктуры, регуляторов и др. при принятии ключевых решений;
• подготовка отчетов, прогнозов и статистических данных по функционированию электроэнергетики;
• организация публичных мероприятий и деятельности рабочих групп для обмена успешным опытом
среди представителей электроэнергетики разных стран;
• выработка рекомендаций по основным направлениям подготовки кадров для электроэнергетики.
классификация международных организаций по тематическим направлениям
С точки зрения тематических направлений, деятельность международных организаций может охватывать
как всю отрасль в целом (МЭА, МИРЭС, ЕВРЭлЕКТРИК, ЭЭС СНГ), так и отдельные ее элементы, в том числе:
• регулирование электроэнергетики – ACER, ERRA, CEER;
• торговля электроэнергией – APEx, Европейская федерация энерготрейдеров (EFET);
• технологический комплекс энергосистем – CIGRE, CIRED, IEEE, VLPGO, ENTSO-E;
• атомная энергетика – Международное агентство по атомной энергии (IAEA);
• возобновляемая энергетика – Международное агентство по возобновляемой энергии (IRENA), Европей
ская ассоциация по ветровой энергии (EWEA), Международная гидроэнергетическая ассоциация (IHA);
• исследования и разработки – Энергетическая секция Института инженеров по электротехнике и
электронике (IEEE PES), CIGRE.
Правила членства в международных организациях и участие российской Федерации
членство в международных энергетических организациях может осуществляться на уровне государств,
юридических или физических лиц. Ряд организаций предполагает несколько форматов участия, например,
CIGRE и CIRED, членство в которых может быть как индивидуальным, так и коллективным. При этом, некоторые
крупные организации, такие как МИРЭС и CIGRE, создают в странах-участницах национальные комитеты, через
которые осуществляется членство в соответствующей стране, в России это – Российский Национальный Комитет МИРЭС и Российский Национальный Комитет СИГРЭ, соответственно.
Участие в работе международных организаций обычно осуществляется на условиях оплаты членского взноса. В частности, членство в ЕВРЭлЕКТРИК предполагает оплату ежегодного взноса, зависящего от формата
членства, степени вовлеченности в деятельность рабочих органов ЕВРЭлЕКТРИК, удаленности от ЕС, а также
установленной мощности энергосистемы страны-участницы.
Россия принимает участие в работе следующих ключевых международных организаций:
• МИРЭС – Российский Национальный Комитет МИРЭС насчитывает 7 корпоративных членов и более
20 индивидуальных;
• ЕВРЭлЕКТРИК – интересы России представляет НП «Совет рынка»;
• APEx – интересы России представляет НП «Совет рынка»;
• CIGRE – Российский Национальный Комитет
СИГРЭ насчитывает 45 коллективных членов и
143 индивидуальных;
• VLPGO – интересы России представляет ОАО «СО ЕЭС»;
• ERRA – интересы России представляет ФСТ России;
• ЭЭС СНГ – интересы России представляет Министерство энергетики РФ.
Участие нП «Совет рынка» в работе еврэлектрик
В соответствии с решением Наблюдательного совета в 2009 году НП «Совет рынка» вступил в ассоциированные члены ЕВРЭлЕКТРИК. Основными формами сотрудничества с ЕВРЭлЕКТРИК являются: участие представителей российских энергокомпаний в деятельности комитетов и рабочих групп ЕВРЭлЕКТРИК, информирование членов НП «Совет рынка» об основных направлениях развития электроэнергетики в странах Европейского
союза и проведение совместных мероприятий с ЕВРЭлЕКТРИК.
349
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ТРАНСГРАНИчНАя
ТОРГОВля
оСновные наПравления
транСграничной торговли
импорт электроэнергии
экспорт электроэнергии
грузия
17,2%
литва
24,4%
монголия
0,6%
Финляндия
42,4%
азербайджан
11,4%
Беларусь
14%
Украина
1,6%
Украина
0,1%
грузия
2%
Южная осетия
0,6%
азербайджан
казахстан
0,2%
9,7%
монголия
1,2%
казахстан
69,1%
китай
5,5%
Общий объем экспортных поставок
с ОРЭМ в 2011 году составил
22,7 млрд кВт ч
Общий объем импортных поставок
на ОРЭМ в 2011 году составил
3,4 млрд кВт ч
Источник: официальный сайт ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»
350
Международное сотрудничество
транСграничная торговля
Наряду с производством и потреблением электрической энергии баланс любой энергосистемы, в том числе
и ЕЭС России, определяется также экспортом и импортом, которые осуществляются в рамках трансграничной
торговли.
Технологической основой трансграничной торговли электроэнергией является параллельная работа ЕЭС
России с зарубежными энергосистемами. Экономической основой трансграничной торговли электроэнергией
является разница цен на электрическую энергию на различных энергорынках, обусловленная экономическими и
географическими факторами, наличием ресурсной базы, особенностями и историей промышленного развития
и иными причинами, которая позволяет организациям, осуществляющим экспортно-импортные операции, получать экономическую выгоду от перепродажи электроэнергии на других энергорынках.
Основными контрагентами России в части экспорта и импорта электроэнергии являются страны СНГ, литва
и Финляндия. Развитию трансграничной торговли способствуют единые или взаимоувязанные подходы к ее осуществлению, разработка которых осуществляется в рамках интеграционной работы таких объединений как СНГ,
ЕврАзЭС, Таможенный союз и ЕЭП экспертными группами с участием представителей федеральных органов
исполнительной власти, организаций технологической и коммерческой инфраструктуры оптового рынка, а также
ряда российских энергокомпаний. Аналогичная работа проводится и со странами Европейского союза.
Следует отметить, что экспортно-импортные операции на оптовом рынке осуществляются в рамках общих
действующих на оптовом рынке механизмов, однако им присущ ряд особенностей.
регулирование экспорта и импорта
Согласно федеральному закону от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» режим экспорта и импорта
электроэнергии устанавливается в соответствии с законодательством о государственном регулировании внешнеторговой деятельности, а особенности режима экспорта и импорта электроэнергии определяются Правилами
оптового рынка. В свою очередь, Правила оптового рынка определяют, что особенности купли-продажи электрической энергии и (или) мощности в ценовых зонах оптового рынка в целях осуществления экспортно-импортных
операций с иностранными энергосистемами являются существенными условиями договора о присоединении к
торговой системе оптового рынка и регламентов оптового рынка. При этом основные положения, определяющие
порядок осуществления экспортно-импортных операций на оптовом рынке, отражены в Регламенте покупки/продажи электроэнергии участниками оптового рынка для дальнейшего использования в целях экспорта/импорта в
зарубежные энергосистемы.
Порядок осуществления экспорта и импорта определяется также Таможенным кодексом и другими нормативными актами в области таможенного регулирования. Кроме того, организации, деятельность которых связана
с осуществлением экспортно-импортных операций, должны руководствоваться международными договорами,
участником которых является Российская Федерация.
Субъекты экспортно-импортных отношений на оптовом рынке
Особым субъектом экспортно-импортных отношений на оптовом рынке, является Держатель договоров о
параллельной работе (ДДПР), функции которого в настоящее время выполняет ОАО «ФСК ЕЭС». В соответствии
с регламентами рынка ДДПР в части экспорта-импорта выполняет ряд инфраструктурных функций:
• осуществляет коммерческий учет перетоков электроэнергии по сечениям экспорта-импорта
(особенность экспорта-импорта состоит в том, что коммерческий учет не осуществляется участником
оптового рынка самостоятельно);
• участвует в бизнес-процессе формирования плановых объемов поставки;
• взаимодействует с операторами зарубежных энергосистем, являющихся сторонами по договорам
о параллельной работе с ЕЭС России.
Важную инфраструктурную и функциональную роль в осуществлении экспортно-импортных операций выполняет системный оператор, который осуществляет при этом следующие действия:
• обеспечивает прием и учет при актуализации расчетной модели полученных от ДДПР значений
плановых почасовых сальдо-объемов поставки электроэнергии по сечениям экспорта-импорта;
• сообщает ДДПР и коммерческому оператору величины допустимых значений перетоков электроэнергии
в сечениях экспорта-импорта, принятых при актуализации расчетной модели;
• осуществляет почасовое прогнозирование сальдо-перетоков электроэнергии в сечениях экспортаимпорта в режиме, близком к реальному времени;
• осуществляет регистрацию собственных управляющих воздействий в отношении перетоков электроэнергии через сечения экспорта-импорта и официальных запросов операторов зарубежных энергосистем об изменении плановых значений перетоков электроэнергии через сечения экспорта-импорта;
Непосредственно трансграничная торговля на оптовом рынке осуществляется участниками оптового рынка, осуществляющими экспортно-импортные операции – коммерческими организациями, осуществляющими покупку и (или) продажу электроэнергии на оптовом рынке для дальнейшего её использования в целях экспорта/
импорта в зарубежные энергосистемы. При этом такие организации выступают покупателями электроэнергии
при ее покупке в целях экспорта и поставщиками при ее продаже в целях импорта.
По состоянию на 2011 год на оптовом рынке Российской Федерации зарегистрирован только один участник
оптового рынка, осуществляющий экспортно-импортные операции – ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС». При появлении на
оптовом рынке новых экспортеров/импортеров регламенты оптового рынка должны быть доработаны с учетом
необходимости обеспечения одновременной деятельности нескольких таких участников.
351
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
ТРАНСГРАНИчНАя
ТОРГОВля
геограФия Сечений экСПорта-имПорта
на схеме показано расположение
основных сечений экспорта-импорта
1
2
7
3
4
6
5
11
8
9
10
Цифрами обозначены сечения экспорта-импорта:
1 –
2 –
3 –
4 –
5 –
6 –
7 –
8 –
9 –
10 –
11 –
352
Россия – Финляндия
Россия – Украина, Балтия, Беларусь
Россия (Кубань) – Грузия
Россия (Северная Осетия) – Грузия
Россия – Азербайджан
Россия – Западный Казахстан (Атырау)
Россия – Западный Казахстан (Уральск)
Россия – Западный Казахстан (Аксай)
Россия – Северный Казахстан + Актюбинск
Россия – Монголия
Россия – Китай
Международное сотрудничество
Сечения экСПорта-имПорта и гтП экСПорта-имПорта
трансграничная торговля осуществляется через межгосударственные линии электропередачи
(мглэП), разбитые на группы, которые называются сечениями экспорта-импорта. С точки зрения расчетной модели сечение экспорта-импорта – это технологически обусловленный набор ветвей электрической схемы
расчетной модели, моделирующих МГлЭП. В зависимости от топологии сети сечения бывают трех видов:
• сечения между ЕЭС России и одной зарубежной энергосистемой (например, сечение «Россия –
Азербайджан»);
• сечения между ЕЭС России и частью зарубежной энергосистемы (например, сечение «Россия –
Западный Казахстан (Уральск)»);
• сечения между ЕЭС России и несколькими зарубежными энергосистемами (например, сечение
«Россия – Украина, Балтия, Беларусь»).
Конфигурация сечений, то есть состав относящихся к ним МГлЭП, фиксируется в специальных актах согласования, после подписания которых инфраструктурными организациями соответствующее сечение считается зарегистрированным. В случае изменения топологии сети или схемно-режимных условий на территории
зарубежной энергосистемы может быть выявлена необходимость изменения конфигурации сечений экспортаимпорта, в том числе объединения или разъединения действующих сечений. В этом случае инфраструктурные
организации оптового рынка проводят перерегистрацию соответствующих сечений экспорта-импорта.
Покупка и продажа электрической энергии на оптовом рынке в целях экспорта и импорта осуществляется
соответственно в ГТП экспорта и ГТП импорта. Они регистрируются на сечениях экспорта-импорта и, таким образом, располагаются на линиях электропередачи, пересекающих государственную границу Российской Федерации, на границе ЕЭС России и зарубежных энергосистем. На одном сечении у одного экспортера/импортера
регистрируется пара групп точек поставки: ГТП экспорта и одна ГТП импорта.
Организация, осуществляющая экспортно-импортные операции, может участвовать в оптовом рынке электроэнергии и в отношении ГТП, не являющихся ГТП экспорта-импорта, например ГТП генерации или ГТП потребления. В этом случае их участие в рынке в отношении таких ГТП осуществляется на общих основаниях.
особенности планирования на сутки вперед при экспорте-импорте
Особенностями планирования на сутки вперед в части экспортно-импортных операций является то, что величины перетоков электроэнергии по сечениям экспорта-импорта должны быть согласованы с операторами соответствующих зарубежных энергосистем. Поэтому за день до торговых суток экспортер-импортер производит
согласование графиков поставок электроэнергии с зарубежными контрагентами и передает эти данные ДДПР в
виде соответствующих уведомлений о предварительных плановых почасовых объемах поставки электроэнергии
в целях экспортно-импортной деятельности. Утром торговых суток ДДПР производит согласование полученных
данных с оператором зарубежной энергосистемы и направляет предварительные плановые графики поставок
Системному оператору с целью оценки реализуемости электроэнергетического режима. При необходимости
ввести ограничения по поставкам электроэнергии Системный оператор корректирует данные, полученные от
ДДПР, до необходимого уровня и затем направляет рассчитанные данные ДДПР (который далее передает их экспортеру-импортеру) и оператору зарубежной энергосистемы, а также Коммерческому оператору с целью формирования торгового графика экспортера/импортера.
Участие заявок экспортеров-импортеров в конкурентных отборах на сутки вперед и для балансирования системы
Поскольку в отношении сечения и при планировании, и по результатам коммерческого учета определяется почасовой сальдо-переток электроэнергии (т.е. алгебраическая сумма перетоков по всем входящим в него
МГлЭП), то каждый час этот переток имеет направление либо в сторону экспорта, либо в сторону импорта (либо
является нулевым). Поэтому в отношении каждого часа для участия в РСВ экспортер/импортер может подать заявку либо только по ГТП экспорта, либо только по ГТП импорта.
Поскольку плановая величина перетока электроэнергии по сечению экспорта-импорта должна оставаться согласованной с оператором зарубежной энергосистемы, она в общем случае не может быть изменена по
результатам торгов на РСВ. Таким образом, весь объем, указанный в заявке по ГТП экспорта-импорта, должен
быть принят по результатам торгов в РСВ, что обеспечивается подачей по этим ГТП только ценопринимающих
заявок, участвующих в конкурентном отборе на сутки вперед на общих для такого типа заявок основаниях.
Исключением является подача экспортером-импортером заявки по ГТП экспорта-импорта, зарегистрированных на сечениях, в отношении которых между системным оператором и оператором зарубежной энергосистемы заключен договор, предусматривающий участие иностранной стороны в почасовом формировании действующей (актуальной) расчетной модели, выполнение условий информационного обмена и других требований
Системного оператора. Такой договор подразумевает высокий уровень взаимодействия между его сторонами,
позволяющий осуществлять пересогласование величины сальдо-перетока по соответствующему сечению после
проведения конкурентного отбора на сутки вперед. Поэтому в этом случае в отношении соответствующих ГТП
экспорта-импорта могут быть поданы заявки, не являющиеся ценопринимающими.
Указанные заявки могут также учитываться в конкурентном отборе для балансирования системы. Кроме
того, в отношении ГТП экспорта-импорта, зарегистрированных на сечениях, в отношении которых между системным оператором и оператором зарубежной энергосистемы заключен вышеуказанный договор, могут подаваться
оперативные ценопринимающие заявки на увеличение или уменьшение объемов поставки электрической энергии, которые учитываются на общих основаниях.
По состоянию на 2011 год вышеуказанный договор заключен только с оператором энергосистемы
Финляндии.
353
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
тг=100
цена
Факт=120
цена
тг=100
отличия в оПлате отклонений
оБычным ПотреБителем
и экСПортером
отклонение = 20
отклонение = 20
индикатор
стоимости
на Бр (i), i>ц
индикатор
стоимости
на Бр (i), i>ц
цена
на рСв (ц)
цена
на рСв (ц)
100
120 объем
обычный потребитель
Факт=120
максимальная величина отклонения,
относимого на параллельную работу
ТРАНСГРАНИчНАя
ТОРГОВля
100
5
120 объем
экспортер
Пример:
Обычный потребитель оплатит на балансирующем рынке стоимость отклонений в объеме 20 единиц по цене балансирующего рынка
Экспортер оплатит на балансирующем рынке стоимость отклонений в объеме 20 единиц следующим образом: 5 единиц по тарифу, устанавливаемому
ФСТ России, 15 единиц по цене балансирующего рынка (при максимальной величине отклонения, относимого на параллельную работу, равной
5 единицам)
354
Международное сотрудничество
оСоБенноСти оПределения величин отклонений в гтП
экСПорта-имПорта
Порядок определения величин и квалификации отклонений для экспортеров/импортеров по сравнению с
другими участниками оптового рынка имеет существенные особенности.
Первоначально величина отклонения определяется в отношении сечения экспорта-импорта как разница
между фактической и плановой величинами сальдо-перетока по этому сечению в данный час. Далее это отклонение разносится на ГТП экспорта/импорта, зарегистрированные на данном сечении. В условиях функционирования на оптовом рынке одного экспортера/импортера вся величина зарегистрированного на сечении отклонения относится на него.
При параллельной работе энергосистем в сечениях экспорта-импорта возникают перетоки, вызванные естественным потокораспределением электроэнергии. Почасовые величины отклонений в части, обусловленной такими
перетоками, определяются в пределах, не превышающих абсолютных величин, определенных регламентами рынка
для каждого из зарегистрированных сечений экспорта-импорта (так называемых «коридоров»), и называются отклонениями, относимыми на параллельную работу ЕЭС России и зарубежных энергосистем. В зависимости от сечения
экспорта-импорта их величины могут составлять от менее одного (пример – сечение «Россия – Западный Казахстан
(Аксай)») до нескольких сотен (пример – сечение «Россия – Украина, Балтия, Беларусь») МВт ч. Такие отклонения
оплачиваются до 2014 года по тарифу, устанавливаемому для этих целей ФСТ России, с 2014 года – по свободной
цене. Все отклонения, не отнесенные на внешнюю инициативу и на параллельную работу, относятся на собственную
инициативу экспортера/импортера и оплачиваются им в общем порядке.
вынужденные поставки электроэнергии из зарубежных энергосистем
Особым видом импортных поставок электроэнергии из зарубежных систем являются вынужденные поставки, которые осуществляются в следующих случаях:
• поставка электроэнергии в отдельные энергорайоны на территории России, временно работающие
изолированно от ЕЭС России параллельно с зарубежной энергосистемой при отключении всех
электрических связей с ЕЭС России и отсутствии собственной достаточной генерации в этих
энергорайонах (так называемые «острова нагрузки»);
• поставка электроэнергии в рамках аварийной взаимопомощи из зарубежных энергосистем в случае
возникновения или угрозы возникновения электроэнергетического режима работы ЕЭС России, который
может вызвать или уже вызвал сокращение объемов потребления или временное прекращение подачи
электрической энергии потребителям на территории России по причине отключения генерирующего
или электросетевого оборудования в ЕЭС России.
Поскольку в указанных случаях рыночное ценообразование на электроэнергию невозможно, ее оплата осуществляется по цене, которая должна быть особым образом заявлена импортером и сформирована им исходя из
необходимости компенсации экономически обоснованных затрат на приобретение электроэнергии в зарубежной
энергосистеме. При этом необходимо выполнение ряда установленных регламентами рынка условий, которые
позволяют классифицировать такую поставку как вынужденную.
Участие экспортеров/импортеров в рынке мощности
В отношениях связанных с оборотом мощности, экспортер рассматривается как потребитель мощности.
Поэтому покупка мощности на оптовом рынке экспортерами производится в соответствии с общими правилами
за исключением особенностей определения для них величины фактического пикового потребления. Указанные
особенности в соответствии с Правилами оптового рынка определяются регламентами оптового рынка и сводятся к тому, что при расчете фактического пикового потребления график потребления экспортера уменьшается на
величины отклонений, отнесенных на параллельную работу ЕЭС России и электроэнергетических систем иностранных государств.
Правила оптового рынка предусматривают также участие организаций – участников оптового рынка, осуществляющих импортные операции по поставке электрической энергии, в конкурентных отборах мощности в
качестве поставщиков. При этом поставка импортерами мощности на оптовом рынке допускается только при
условии наличия установленной Системным оператором в соответствии с регламентами рынка, договорами о
параллельной работе и соглашениями с субъектами оперативно-диспетчерского управления в зарубежных энергосистемах возможности выполнения в отношении объемов и режима поставки электрической энергии с территории иностранных государств совокупности условий:
• подача импортером уведомлений в целях выбора состава включенного генерирующего оборудования
в отношении полного объема мощности, который он намеревается продавать по результатам
конкурентного отбора мощности;
• соблюдение графиков перетоков электрической энергии, соответствующих объемам планового
почасового производства (потребления) электрической энергии с учетом отклонений, которые не
должны превышать величины, определяемые в соответствии с договором о присоединении к торговой
системе оптового рынка;
• действие договора о параллельной работе с зарубежной энергосистемой, подписанного российской
стороной, в том числе Системным оператором;
• наличие технологических документов, обеспечивающих информационный обмен Системного оператора
с оператором зарубежной энергосистемы;
• действие систем и каналов связи, обеспечивающих наблюдаемость режимов параллельной работы
и взаимодействие автоматизированных систем Системного оператора и операторам зарубежной
энергосистемы;
• действие договоров, касающихся урегулирования вопросов по определению объемов и стоимости,
а также оплате почасовых отклонений по сечениям экспорта-импорта;
• действие договоров о предоставлении аварийной взаимопомощи субъектами электроэнергетики
Российской Федерации и иностранного государства.
Поскольку в настоящее время не зафиксирован факт выполнения данных условий, действующий импортер
не рассматривается как поставщик мощности и участия в конкурентном отборе мощности в этом качестве не
принимает.
355
глоССарий
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
глоССарий
ао-энерго – региональные вертикально-интегрированные энергетические компании, преобразованные в первой
половине 90-х годов из региональных производственных объединений энергетики и электрификации. Владельцем
контрольных пакетов большинства АО-энерго (за исключением четырех компаний, контролировавшихся
местными властями и частными инвесторами) был холдинг РАО «ЕЭС России». АО-энерго ликвидированы в
2006-2008 годах в ходе разделения электроэнергетических компаний по видам деятельности: генерирующие
активы переданы ОГК и ТГК, сетевые – ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК».
аврчм (вторичное регулирование частоты) – процесс восстановления планового баланса мощности путем
использования вторичной регулирующей мощности для компенсации возникшего небаланса, ликвидации
перегрузки транзитных связей, восстановления частоты и использованных при первичном регулировании резервов
первичной регулирующей мощности. Вторичное регулирование может осуществляться автоматически или по
командам диспетчера после действия первичного (см. определение «НПРч»). Предназначено для восстановления
номинальной частоты и плановых перетоков мощности между энергосистемами в энергообъединении.
Балансирующий рынок (Бр) – сфера обращений отклонений потребления электроэнергии от планового,
формируемого в рамках свободных и регулируемых договоров и РСВ. Проводится в форме отбора заявок
системным оператором.
вариационная маржа – сумма в денежном выражении, рассчитанная в ходе проведения клиринговой сессии и
определяющая изменения обязательства участника торгов в результате корректировки этого обязательства по
рынку.
возобновляемые источники энергии (виэ) – это источники на основе постоянно существующих или
периодически возникающих в окружающей среде потоков энергии (солнца, ветра, вод, прилива).
гарантирующий поставщик (гП) – коммерческая организация, обязанная в соответствии с законодательством
или добровольно принятыми обязательствами заключить договор, регулирующий поставку электрической
энергии (мощности) на розничном рынке, с любым обратившимся к ней потребителем электрической энергии
либо с лицом, действующим от имени и в интересах потребителя электрической энергии и желающим приобрести
электрическую энергию.
генерирующая единица мощности (гем) – генерирующий объект, представляющий собой отдельный
энергоблок электростанции или иной технологически неразделимый для процесса производства электроэнергии
объект генерации, прошедший установленную договором о присоединении к торговой системе оптового рынка
процедуру регистрации для осуществления торговли мощностью.
гидроэлектростанция (гэС) – это комплекс сооружений и оборудования, с помощью которых энергия потока
воды преобразуется в электрическую энергию.
государственная районная электростанция (грэС) – электростанция, не привязанная технологически к
какому-либо промышленному потребителю. Электроэнергия поставляется всем потребителям, расположенным
в окрестностях станции. Термин ГРЭС используется до сих пор, хотя свое значение утратил.
граница балансовой принадлежности – линия раздела объектов электроэнергетики между владельцами
по признаку собственности или владения на ином предусмотренном федеральными законами основании,
определяющая границу эксплуатационной ответственности между сетевой организацией и потребителем услуг
по передаче электрической энергии (потребителем электрической энергии, в интересах которого заключается
договор об оказании услуг по передаче электрической энергии) за состояние и обслуживание электроустановок.
группа точек поставки (гтП) – определяемая системным оператором и коммерческим оператором в соответствии
с Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового
рынка электрической энергии и мощности совокупность, состоящая из одной или нескольких точек поставки,
относящихся к одному узлу расчетной модели и (или) к единому технологически неделимому энергетическому
объекту, ограничивающая территорию, в отношении которой покупка или продажа электрической энергии
(мощности) на оптовом рынке осуществляются только данным Участником оптового рынка, и используемая для
определения и исполнения Участником оптового рынка связанных с поставкой и оплатой электрической энергии
(мощности) обязательств (см. определение «Точка поставки»).
договор о присоединении к торговой системе оптового рынка (доП) – это договор, заключение которого
является одним из условий получения статуса субъекта оптового рынка. Существенные условия ДОП определены
Правилами оптового рынка. Обязательными сторонами по договору являются организации коммерческой
инфраструктуры (НП «Совет рынка», ОАО «АТС», ЗАО «ЦФР») и технологической инфраструктуры (ОАО «СО
ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС»).
договор о предоставлении мощности (дПм) – договор купли-продажи (поставки) мощности, заключенный
с покупателями и организациями коммерческой и технологической инфраструктуры оптового рынка и
предусматривающий условия о сроках начала продажи мощности каждого из указанных в таких договорах
генерирующих объектов, а также устанавливающий технические характеристики (параметры) генерирующего
оборудования в отношении генерирующих объектов, перечень которых определен Правительством Российской
Федерации, и наличие которых в ЕЭС России исходя из месторасположения, технических и иных характеристик
358
Глоссарий
необходимых в целях своевременного и полного снабжения электрической энергией потребителей генерирующими
компаниями оптового рынка, созданными на основании решений Правительства Российской Федерации путем
реорганизации дочерних и зависимых акционерных обществ ОАО «РАО ЕЭС России».
единая национальная (общероссийская) электрическая сеть (енэС) – комплекс электрических сетей и иных
объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих на праве собственности или на ином предусмотренном
федеральными законами основании субъектам электроэнергетики и обеспечивающих устойчивое снабжение
электрической энергией потребителей, функционирование оптового рынка, а также параллельную работу
российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств.
единая энергетическая система россии (еэС россии) – совокупность производственных и иных имущественных
объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме
комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях
централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
зоны свободного перетока (зСП) – это части ЕЭС России, в пределах которых электрическая энергия и мощность,
производимые или планируемые для поставок на генерирующем оборудовании с определенными техническими
характеристиками, при определении сбалансированности спроса и предложения на электрическую энергию и
мощность, в том числе для целей перспективного планирования, могут быть замещены электрической энергией
и мощностью, производимыми или планируемыми для поставок с использованием другого генерирующего
оборудования с аналогичными техническими характеристиками в той же зоне свободного перетока, а замена
электрической энергией и мощностью, производимыми на генерирующем оборудовании, расположенном в иной
зоне свободного перетока, может быть осуществлена только в пределах ограничений перетока электрической
энергии и мощности между такими зонами. Иными словами, зоны свободного перетока – это территории, на
которых отсутствуют существенные системные ограничения.
индикативная цена на электрическую энергию – средневзвешенная стоимость единицы электрической
энергии, рассчитываемая в целях формирования регулируемых договоров на оптовом рынке и используемая
для определения регулируемых тарифов на электрическую энергию (мощность) на розничных рынках на
соответствующий период регулирования.
индикативная цена на мощность – средневзвешенная стоимость единицы мощности, рассчитываемая в целях
формирования регулируемых договоров на оптовом рынке и используемая для определения регулируемых
тарифов на электрическую энергию (мощность) на розничном рынке на соответствующий период регулирования.
конкурентный отбор – процедура определения цен и объемов электрической энергии или мощности в результате
отбора ценовых заявок по критерию минимизации стоимости электрической энергии или мощности.
конкурентный отбор мощности (ком) – отбор генерирующих объектов, необходимых для удовлетворения
прогнозируемого спроса на мощность. Проводится в форме отбора заявок поставщиков системным оператором
на год или несколько лет вперед.
коммерческий учет – процесс измерения объемов электрической энергии и значений электрической мощности,
сбора и обработки результатов измерений, формирования расчетным путем на основании результатов измерений
данных о количестве произведенной и потребленной электрической энергии и мощности в соответствующих
группах точек поставки, а также хранения и передачи указанных данных.
матрица прикрепления по регулируемым договорам (далее – матрица прикрепления) – это множество всех
регулируемых договоров, сформированных на определенный период регулирования.
мощность – особый товар, покупка которого предоставляет участнику оптового рынка право требования
обеспечения готовности генерирующего оборудования к выработке на конкурентных условиях электрической
энергии установленного качества в количестве, необходимом для удовлетворения потребности в электрической
энергии данного участника.
небаланс вСвго – это суммарная за расчетный период стоимость всех разворотов дополнительного
оборудования в ГТП участников соответствующей ценовой зоны, увеличивающая требования при включении из
холодного состояния в часы операционных суток расчетного периода в результате введения ВСВГО.
нерегулируемые цены оптового рынка – составляющие предельных уровней нерегулируемых цен,
рассчитываемые коммерческим оператором оптового рынка для каждого гарантирующего поставщика –
участника оптового рынка (цены на электрическую энергию, мощность или электрическую энергию с учетом
мощности).
неценовые зоны оптового рынка (нцз) – территории, которые определяются Правительством Российской
Федерации и в границах которых оптовая торговля электрической энергией (мощностью) осуществляется
по регулируемым ценам (тарифам). Первая неценовая зона: территория Калининградской области; Вторая
неценовая зона: территория Республики Коми; Третья неценовая зона: территория Архангельской области;
четвертая неценовая зона: территория Дальнего Востока, в которую объединены территории Амурской области,
Приморского края, Хабаровского края, Южно-якутского района Республики Саха (якутия), Еврейской автономной
области.
нПрч (нормированное первичное регулирование частоты) – организованная часть первичного регулирования,
осуществляемая выделенными для этих целей электростанциями, на которых размещены первичные
359
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
резервы и обеспечено их эффективное использование. Первичное регулирование частоты осуществляется
автоматическими регуляторами частоты вращения (АРчВ) турбин. Назначение первичного регулирования
заключается в удержании частоты в допустимых пределах при нарушении баланса активной мощности. При этом
частота до номинального значения не восстанавливается, что обусловлено статизмом регуляторов.
некоммерческое партнерство «администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии
единой энергетической системы» (нП «атС») – создано в 2001 году в соответствии с постановлением
Правительства РФ о реформировании электроэнергетики. НП «АТС» предоставляло субъектам оптового рынка
услуги по организации торговли на оптовом рынке электроэнергии, обеспечивая расчет взаимных обязательств,
заключение и исполнение сделок. 4 ноября 2007 года федеральным законом № 250-ФЗ установлены особенности
правового статуса коммерческой инфраструктуры оптового рынка: с 1 апреля 2008 года на НП «АТС» возложены
функции совета рынка, а функции коммерческого оператора переданы вновь учрежденного ОАО «АТС». 28 июля
2008 года во исполнение указанного закона годовым собранием членов НП «АТС» принято решение о смене
наименования НП «АТС» на НП «Совет рынка».
некоммерческое партнерство «Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной
торговли электрической энергией и мощностью» (нП «Совет рынка») – организация коммерческой
инфраструктуры оптового рынка, объединяющая на основе членства субъектов электроэнергетики и крупных
потребителей электрической энергии.
оао «администратор торговой системы» (оао «атС») – коммерческий оператор, организация, исполняющая
функции организатора торговли и финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии и мощности. является
100% дочерним обществом НП «Совет рынка».
оао «интер рао еэС» – компания, получившая зарубежные активы РАО «ЕЭС России», а также основной
оператор экспорта-импорта электроэнергии. По завершении реформы в управление ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»
переданы принадлежащие государству пакеты акций тепловых генерирующих компаний.
оао «Системный оператор единой энергетической системы» (оао «Со еэС») – организация
технологической инфраструктуры оптового рынка, выполняющая в соответствии с законодательством функции
системного оператора Единой энергетической системы России и представляющая собой верхний уровень
системы оперативно диспетчерского управления в электроэнергетике.
оао «Федеральная сетевая компания единой энергетической системы» (оао «ФСк еэС») – организация
технологической инфраструктуры оптового рынка, осуществляющая в соответствии с законодательством
функции организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, в том числе
оказание на договорной возмездной основе услуги по передаче электрической энергии по единой национальной
(общероссийской) электрической сети.
оао «центр финансовых расчетов» (оао «цФр») – организация коммерческой инфраструктуры оптового
рынка, осуществляющая функции «третьей стороны» по сделкам на оптовом рынке электроэнергии и мощности,
а также выставляет участникам рынка первичные платежные документы.
объединенная энергосистема (оэС) – совокупность нескольких энергетических систем, объединенных общим
режимом работы, имеющая общее диспетчерское управление.
огк – генерирующая компания оптового рынка электроэнергии, построенная по экстерриториальному принципу.
отклонения – объемы электрической энергии, соответствующие изменениям почасовых объемов производства
(потребления) электрической энергии участником оптового рынка между моментом определения объемов
планового почасового производства (потребления) электрической энергии и моментом окончания часа их
поставки.
отклонения по внешней инициативе – отклонения, обусловленные командами системного оператора,
воздействием режимной или противоаварийной автоматики. Остальные объемы отклонений относятся на
отклонения по собственной инициативе.
Перечень средств измерений для целей коммерческого учета по точкам поставки – документ, на основании
которого формируются данные о величине сальдо перетоков электрической энергии (величинах произведенной
электрической энергии), содержащий информацию о средствах измерения и алгоритмах приведения результатов
измерений от точек измерения к значению величины электрической энергии в точках поставки
Пиковая электростанция – электростанция, часть или все агрегаты которой работают тогда, когда потребление
электрической энергии в энергосистеме резко возрастает на короткое время.
План гоэлро (государственной комиссии по электрификации россии) – план электрификации России,
предполагавший строительство 30 электростанций и объединяющих их линий электропередачи на протяжении
первых 10-15 лет советской власти.
Потребители электрической энергии – лица, приобретающие электрическую энергию для собственных
бытовых и (или) производственных нужд. Крупные потребители – потребители, соответствующие количественным
характеристикам, предъявляемым к участникам ОРЭ (суммарная присоединенная мощность в каждой группе
точек поставки составляет ≥ 750 кВ•А).
360
Глоссарий
Производственное объединение энергетики и электрификации (Поээ) – организация регионального уровня,
осуществляющая выработку электроэнергии и энергоснабжение конечных потребителей. После 1991 года на
основе ПОЭЭ были созданы АО-энерго.
располагаемая мощность энергосистемы – сумма установленных мощностей генерирующих агрегатов,
уменьшенная на величину, определяемую несоответствием условий эксплуатации оборудования проектным
условиям, а также величину режимных и технологических ограничений. К такого рода причинам, в частности,
относятся использование некачественного или непроектного вида топлива, недостаточная тепловая нагрузка
станции с комбинированной выработкой тепла и электрической энергии, колебания уровней водохранилищ, а
также длительные неисправности и конструктивные недоработки агрегатов.
расчетная модель – описание электроэнергетической системы, предназначенное для построения
математической модели процесса производства, передачи и потребления электрической энергии и мощности, с
помощью которой рассчитываются реализуемые в этой электроэнергетической системе объемы производства и
потребления электрической энергии и мощности и соответствующие им цены.
регулируемые договоры (рд) – система договоров на оптовом рынке на поставку электрической энергии
и мощности, заключаемых между производителями электрической энергии и мощности, гарантирующими
поставщиками (энергосбытовыми, энергоснабжающими организациями) и коммерческим оператором на
основании стандартной формы, утверждаемой НП «Совет рынка», по ценам и в объемах, регулируемых
государством.
рынок системных услуг – предоставление генерирующими компаниями или крупными потребителями на
возмездной основе услуг по поддержанию технологических режимов работы энергосистемы.
рынок на сутки вперед (рСв). Проводимый коммерческим оператором конкурентный отбор ценовых заявок
поставщиков и покупателей (аукцион) за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и
объемов поставки на каждый час суток. На РСВ осуществляется маржинальное ценообразование – т.е. цена
определяется по самой дорогой удовлетворенной заявке на поставку электроэнергии.
Сезонный коэффициент – отношение среднего за три предшествующих года значения объема максимального
потребления электрической энергии в определенные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки
в ценовой зоне в соответствующем месяце к среднему за три предшествующих года значению объема
среднегодового максимального потребления электрической энергии в определенные системным оператором
плановые часы пиковой нагрузки в этой же ценовой зоне.
Свободные договоры купли-продажи электроэнергии и/или мощности – механизм торговли электроэнергией
и/или мощностью, в котором объемы, цены и иные условия договора определяются по соглашению сторон –
продавца и покупателя. Основным является требование о том, что поставщик и покупатель по такому договору
должны быть участниками оптового рынка и их генерирующее и энергопотребляющее оборудование должны
быть расположены в одной зоне свободного перетока.
Системные ограничения – предельно допустимые значения технологических параметров функционирования
Единой энергетической системы России (в том числе уровня напряжения и пропускной способности электрической
сети), обусловленные параметрами работы объектов электроэнергетики.
Стоимостной небаланс – совокупное превышение стоимости купленной электроэнергии над стоимостью
проданной электроэнергии.
Субъекты электроэнергетики – лица, осуществляющие деятельность в сфере электроэнергетики, в том числе
производство электрической, тепловой энергии и мощности, приобретение и продажу электрической энергии
и мощности, энергоснабжение потребителей, оказание услуг по передаче электрической энергии, оперативнодиспетчерскому управлению в электроэнергетике, сбыт электрической энергии (мощности), организацию куплипродажи электрической энергии и мощности.
теплоэлектроцентраль (тэц) – тепловая электростанция, осуществляющая поставку внешним потребителям
электрической и тепловой энергии.
территориальная генерирующая компания (тгк) – крупная генерирующая компания, работающая на
территории нескольких соседних регионов.
точка поставки – место в электрической сети, используемое для определения объемов произведенной
(потребленной) участниками оптового рынка электрической энергии (мощности).
Узел расчетной модели – составная часть расчетной модели, соответствующая соединениям описанных в
расчетной модели электрических сетей и местам присоединения к ним потребляющих и (или) генерирующих
объектов (при этом каждый генерирующий объект, присоединенный к сетям высокого напряжения, описывается
в расчетной модели отдельно).
Установленная мощность энергосистемы – сумма установленных (номинальных) мощностей всех
генерирующих агрегатов системы.
Хаб – совокупность узлов расчетной модели, которые характеризуются единой динамикой изменения
равновесных цен на электроэнергию в них, и для которых на основании полученных по результатам конкурентного
361
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
отбора ценовых заявок на сутки вперед равновесных цен в этих узлах определяется единая средняя цена (индекс
хаба) для каждого часа операционных суток.
ценовые зоны – территория совокупности субъектов Российской Федерации, в границах которых субъектам
электроэнергетики и потребителям электрической энергии (мощности) предоставляется право осуществления
купли-продажи электрической энергии (мощности), производимой на генерирующих объектах и потребляемой
энергопринимающими устройствами, находящимися на территориях указанных субъектов Российской Федерации
или граничащих с ними, по свободным (нерегулируемым) ценам. Первая ценовая зона объединяет субъекты
федерации, расположенные на большей части территории Европейской части России и Урале. Вторая ценовая
зона объединяет субъекты федерации, расположенные в Сибири.
электростанция – совокупность установок, оборудования и аппаратуры, которые непосредственно используются
для производства электрической энергии, а также необходимые для этого сооружения и здания, расположенные
на определенной территории.
электроэнергетика – отрасль экономики Российской Федерации, включающая в себя комплекс экономических
отношений, возникающих в процессе производства, передачи электрической энергии, оперативнодиспетчерского управления в электроэнергетике, сбыта и потребления электрической энергии с использованием
производственных и иных имущественных объектов, принадлежащих на праве собственности или на ином
предусмотренном федеральными законами основании субъектам электроэнергетики или иным лицам.
Электроэнергетика является основой функционирования экономики и жизнеобеспечения.
электроэнергетическая система – электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники
электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и
потребления электрической энергии.
энергетическая система (энергосистема) – совокупность электростанций, электрических и тепловых
сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства,
преобразования и распределения электрической и тепловой энергии при общем управлении этим режимом.
энергосбытовая компания/организация (эСк) – организация, осуществляющая в качестве основного вида
деятельности продажу другим лицам произведенной или приобретенной электрической энергии
энергоснабжающие организации (эСо) – организации, совмещающие в установленных законодательством
случаях деятельность по продаже электроэнергии (мощности) с деятельностью по ее передаче. ЭСО, к сетям
которой присоединены энергопринимающие устройства, в отношении которых с ней расторгнут договор
энергоснабжения, обязаны по заявлению обратившегося к ней лица заключить с ним договор оказания услуг по
передаче электроэнергии в отношении таких энергопринимающих устройств.
362
Приложение
план семинаров
УчеБного центра
нП «Совет рынка»
на 2013 год
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
План Семинаров УчеБного центра нП «Совет рынка»
№
п/п
Периодичность и
продолжительность
вид и тематика семинара
1
Формат проведения
курсы повышения квалификации
1.1
«рынки электрической энергии и мощности»
Ежеквартально
72–500
академических часов
Очно–заочная форма – от
18 дней.
1.2
«технологическая база современной
энергетики»
Ежеквартально
72–500
академических часов
Очно–заочная форма– от
18 дней
1.3
«договорная конструкция и правовые аспекты
взаимоотношений
участников
рынков
электрической энергии и мощности»
Два раза в год
72–500
академических часов
Очно–заочная форма – от
18 дней.
1.4
«нормативная правовая база
электроэнергетической отрасли»
Два раза в год
72–500
академических часов
Очно–заочная форма – от
18 дней.
1.5
«Стратегический и оперативный менеджмент
на предприятиях электроэнергетической
отрасли»
Два раза в год
72–500
академических часов
Очно–заочная форма – от
18 дней.
1.6
«инновационный менеджмент в
электроэнергетической отрасли»
Два раза в год
72–500
академических часов
Очно–заочная форма – от
18 дней.
1.7
«Бухгалтерский и налоговый учет операций на
рынках электрической энергии и мощности»
Ежеквартально
72–500
академических часов
Очно–заочная форма – от
18 дней.
1.8
«Финансовые расчеты на рынках
электрической энергии и мощности»
Два раза в год
72–500
академических часов
Очно–заочная форма – от
18 дней.
1.9
«коммерческий учет и метрология в
современной электроэнергетике»
Два раза в год
72–500
академических часов
Очно–заочная форма – от
18 дней.
2
регулярные семинары
Функционирование рынков электроэнергии и
мощности (базовый курс).
2.1
Нормативно-правовая база, организация торговли,
коммерческий учет и финансовые расчеты на
ОРЭМ и РРЭ – информация, консультации,
практикумы.
Ежеквартально
40 академических
часов
Интенсивная форма – 5
полных дней.
коммерческий учет на рынках электроэнергии
(мощности) рФ.
2.2
Организация КУЭ и эксплуатация АИИС КУЭ на
предприятии, взаимодействие с инфраструктурой
–
процедуры,
нормативные
требования,
инструментарий, метрология; лекции, практикумы,
решение сложных вопросов.
364
Ежеквартально
16 академических
часов
Интенсивная форма – 2
полных дня.
План семинаров
Финансовые расчеты на рынках электроэнергии
и мощности.
2.3
Договорная конструкция, финансовые расчеты по
всем видам договоров купли–продажи мощности,
электроэнергии на РСВ и БР, биржевые инструменты: информация и практические занятия
Бухгалтерский учет
операций на орэм.
2.4
и
Ежеквартально
16 академических
часов
налогообложение
Методические рекомендации по бухгалтерскому
учету и особенностям налогообложения операций,
связанных с обращением мощности, электрической энергии, биржевых торгов, обеспечении СДД
и т.п.
Ежеквартально
17 академических
часов
Процедуры доступа и допуска на орэм.
2.5
2.6
Интенсивная форма – 2
полных дня.
Интенсивная форма – 1
полный день.
Нормативные и технологические, процедуры получения статуса участника ОРЭМ, присоединения к
торговой системе и доступа на рынок – информирование и консультации по сложным вопросам.
Ежеквартально
9 академических
часов
анализ и прогнозирование в электроэнергетике.
Ежеквартально
8 академических
часов
Интенсивная форма – 1
полный день.
Ежеквартально
8 академических
часов
Интенсивная форма – 1
полный день
Методология, практика и инструменты прогнозирования электропотребления и цен.
розничные рынки электроэнергии: ключевые
изменения и взаимосвязь с оптовым рынком
электроэнергии и мощности
2.7
Интенсивная форма – 2
полных дня.
Текущие Правила розничного рынка, основные изменения в правилах оптового рынка электроэнергии и мощности, прогноз цен на электрическую
энергию и мощность. Порядок расчетов и финансовые риски.
Правила оптового рынка электрической
энергии и мощности: основные изменения.
2.8
2.9
Текущие Правила оптового рынка, основные изменения в Правилах оптового рынка электроэнергии
и мощности, система рынков в целевой модели.
Основные изменения в функционировании оптового рынка. Получение статуса субъекта оптового
рынка.
рынок мощности: актуальные
перспективы развития.
вопросы
и
новое в российском законодательстве: налоги,
финансы, бухгалтерский учет
2.10
2.11
Обзор основных изменений налогового законодательства. Налоговое администрирование. Особенности подготовки бухгалтерской и налоговой отчетности. Актуальные вопросы применения НДС
методология и практика расчета и учета
расхода электроэнергии на собственные
нужды электростанций
Особенности расчета и учета расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций.
Расчет потерь в пристанционной сети.
Ежеквартально
8 академических
часов
Интенсивная форма – 1
полный день
Ежеквартально
16 академических
часов
Интенсивная форма
– 2 полных дня.
Два раза в год
8 академических
часов
Интенсивная форма – 1
полный день.
Два раза в год
8 академических
часов
Интенсивная форма – 1
полный день.
365
Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации
оптимизация энергоснабжения: снижение
расходов на электроэнергию, повышение
качества прогнозирования и внутренней
эффективности в условиях меняющегося
законодательства
2.12
Организация энергоснабжения предприятия:
перспективы выхода на оптовый рынок, повышения эффективности на розничном рынке.
Обеспечение надлежащего и качественного
коммерческого учета электроэнергии. Особенности взаимодействия потребителя и сбытовой
организации с гарантирующим поставщиком.
Способы хеджирования рыночных рисков цен на
электроэнергию.
Семинар – «Современные технологии и направления инновационного развития в электроэнергетике»
2.13
Обзор современного инновационного оборудования, технических решений и технологий для производства, передачи, распределения и хранения
электроэнергии, разрабатываемых ведущими мировыми производителями.
Два раза в год
16 академических
часов
Два раза в год
7 академических
часов
Интенсивная форма – 2
полных дня.
Интенсивная форма – 1
полный день.
Семинары–практикумы
3
тактический тренинг «оборот электроэнергии
на оптовом рынке (рд, рСв, Бр): заявки,
договоры, расчеты, анализ ситуаций»
3.1
Рынок электроэнергии. Принципы функционирования РСВ. Особенности ценообразования на
РСВ. Свободные и Регулируемые договоры на
ОРЭМ. Балансирующий рынок. Принципы и особенности работы. Тактический тренинг, моделирующий работу оптового рынка электроэнергии с
учетом изменяющихся условий.
Один раз в два
месяца
8 академических
часов
Интенсивная форма – 1
полный день.
Один раз в два
месяца
16 академических
часов
Интенсивная форма – 2
полных дня.
Практический семинар по коммерческому
учету на рынках электроэнергии (мощности)
рФ.
3.2
Организация коммерческого учета на оптовом
рынке электроэнергии (мощности). Процедура
проведения предварительных испытаний для
установления соответствия АИИС КУЭ. Контроль данных коммерческого учета. Практические занятия:
– способы представления алгоритмов расчета
учетных показателей для их автоматизации;
– организация сбора данных коммерческого учета на ОРЭМ;
– практическое занятие. 51070, 50080, 50000:
назначение, описание форматов, требования к
передаче данных, типичные ошибки.
– ПО «АРМ КУ Участника ОРЭМ»
366
План семинаров
«определение договорных объемов по
мощности. Практикум»
3.3
Особенности торговли мощностью в долгосрочном рынке мощности. Определение объемов
мощности по регулируемым договорам. Свободные договоры на ОРЭМ по мощности. Принципы
заключения СДМ. Стратегии участников. Практическое занятие по определению объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке
Определение объемов покупки/продажи мощности по договорам ДПМ, ДПМ АЭС/ГЭС, КОМ, ВР
при проведении авансовых и фактических расчетов.
Один раз в два
месяца
16 академических
часов
Интенсивная форма – 2
полных дня.
Один раз в два
месяца
8 академических
часов
Интенсивная форма – 1
полный день.
«Практикум: финансовые расчеты на орэм»
3.4
Практические занятия:
– платежи на ОРЭМ;
– финансовые расчеты по договорам купли–
продажи мощности;
– финансовые расчеты по договорам о
предоставлении мощности (ДПМ);
– Финансовые расчеты на РСВ и балансирующем
рынке.
конференции
4
4.1
«рынок электроэнергии и мощности: проблемы
и перспективы развития»
Два раза в год
7 академических
часов
Конференция–
1 полный день.
4.2
«метрология в современной
электроэнергетике»
Два раза в год
8 академических
часов
Конференция–
1 полный день.
Уважаемые читатели!
Пособие «Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации» – это уникальное
экспериментальное издание, выпущенное впервые. Учебный центр планирует обновлять, улучшать и
по необходимости расширять содержание пособия.
Будем очень признательны и благодарны Вам за рекомендации, замечания и пожелания по доработке
Учебного пособия, которые можно направлять на электронный адрес redactor@ec-mc.ru.
С уважением,
Учебный центр НП «Совет рынка»
367
контактная информация:
АНО «Учебный центр НП «Совет рынка»
Краснопресненская наб., д. 12, подъезд 6, офис 950
тел.: +7 (495) 763-37-20, www.ec-mc.ru, e-mail: info@ec-mc.ru
Современная рыночная
электроэнергетика
роССийСкой Федерации
Подписано в печать 2012 г. Гарнитура «Helios»
Формат: 210х297 мм. Печать офсетная
Отпечтано в ООО «Репаблика»
тел.: +7 (495) 640-11-15 факс: +7 (495) 640-11-16
ISBN 978-5-4253-0343-1
9 785425
303431
