Международный опыт организации рынков мощности. Организация рынка энергииОрганизация рынка электроэнергии ФОРЭМ в РоссииОглавление Введение. 2 Основные характеристики ФОРЭМ.. 2 Организатор ФОРЭМ и его функции. 5 Организация коммерческих отношений на ФОРЭМ.. 6 Организация диспетчерского управления ФОРЭМ.. 7 Заключение. 8 Список литературы:8 Наличие единой электроэнергетической системы (ЕЭС) с высокой степенью автоматизации управления является базой для плавной адаптации электроэнергетики страны к работе в условиях рынка. На этом основании был создан Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) при сохранении хозяйственной самостоятельности региональных АО-энерго и государственного регулирования тарифов. По сути это сфера купли-продажи электрической энергии (мощности), осуществляемой его субъектами в пределах ЕЭС России. Одним из «Основных направлений реформирования электроэнергетики Российской Федерации», одобренных постановлением Правительства Российской Федерации от 11 июля 2001 года №526, является преобразование ФОРЭМ в полноценный конкурентный оптовый рынок электроэнергии [2]. Срок проведения реформы электроэнергетики ограничен в соответствии с данным Постановлением следующими временными рамками: начало реформы - июль 2001 года, окончание - 2010-2011 годы. Реформирование электроэнергетики согласно Постановлению должно проводиться в три этапа. На первом этапе, с 2001 по 2004 год, к задачам, касающимся реформирования ФОРЭМ, относится отработка механизмов функционирования конкурентного оптового рынка электроэнергии. Программа второго этапа (2004 - 2006-2007 годы) включает доработку правовой базы функционирования конкурентного оптового рынка электроэнергии, становление конкурентного рынка, развитие инфраструктуры оптового рынка, вывод новых участников на оптовый рынок, создание независимых сбытовых организаций и розничного рынка электроэнергии. Содержанием третьего этапа (2006-2007 годы - 2010-2011 годы) относительно реформирования ФОРЭМ должно стать совершенствование рыночной инфраструктуры и обеспечение увеличения доли государства в уставном капитале РАО «ЕЭС России» (федеральной сетевой компании) и системного оператора. Целью данной работы является освещение основных вопросов функционирования Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности России, таких, как определения субъектов ФОРЭМ и их функций, и особенностей организации управления ФОРЭМ, обусловленных спецификой электроэнергии, как товара. Основные характеристики ФОРЭМ Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии и мощности ( ФОРЭМ) представляет собой систему договорных отношений множества его участников (субъектов), связанных между собой единством технологического процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии в ЕЭС России. ЕЭС России состоит из семи изолированных энергозон - Объединенных энергосистем (ОЭС). Субъектами ФОРЭМ являются: - организатор ФОРЭМ, - организатор участия атомных станций в работе ФОРЭМ, - участники ФОРЭМ, - субъекты, предоставляющие услуги на ФОРЭМ.  Рисунок 1. Субъекты федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) Перечень субъектов ФОРЭМ ежегодно устанавливается Правительством Российской Федерации по предложению Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации. Участниками ФОРЭМ являются организации, получившие право участвовать в процессе купли-продажи электрической энергии (мощности) на ФОРЭМ. К ним относятся: - производители ФОРЭМ, включая электростанции федерального уровня или генерирующие компании (группы электростанций), акционерные общества энергетики и электрификации — АО-энерго, другие производители ФОРЭМ; - покупатели ФОРЭМ, включая АО-энерго и прямых покупателей – юридических лиц, имеющих право покупки электроэнергии с ФОРЭМ (оптовые покупатели-перепродавцы и конечные потребители). Основными требованиям к конечным потребителям для выхода на ФОРЭМ являются установленная мощность не менее 20 МВт и годовое потребление от 100 млн кВт/час. Им соответствует около 2,5 тыс. промышленных предприятий, однако доступ на ФОРЭМ имеют только около 50 из них. Их доля в совокупном объеме закупок в 2002 г. не превысила 3,5%. Субъектами, предоставляющими услуги на ФОРЭМ, являются организации независимо от организационно-правовой формы, получившие право предоставлять отдельным участникам ФОРЭМ и оптовому рынку в целом услуги по обеспечению функционирования торговой системы ФОРЭМ. К ним относятся: - системный оператор ФОРЭМ — ОАО «ЦДУ ЕЭС России», выполняющее свои функции совместно с ОДУ — структурными подразделениями РАО «ЕЭС России»; - оператор торговой системы ФОРЭМ — Департамент РДЦ ФОРЭМ РАО «ЕЭС России»; - концерн «Росэнергоатом» (услуги по организации участия атомных электростанций в работе ФОРЭМ и услуги по организации развития и безопасного функционирования атомных электростанций). К субъектам, предоставляющим услуги на ФОРЭМ, также относятся компании по распределению электроэнергии, включая АО-энерго, другие распределительные сетевые компании (присоединенные как к сетям РАО «ЕЭС России», так и к сетям АО-энерго), оптовые покупатели-перепродавцы. Основной задачей субъектов ФОРЭМ является обеспечение соблюдения технологических требований по надежному функционированию единой энергосистемы. Оно включает в себя поддержание установленных нормативов качества электроэнергии (по частоте и напряжению) в нормальном режиме работы, сохранение устойчивости параллельной работы (для высших уровней ФОРЭМ) и надежности электроснабжения потребителей в утяжеленных режимах, устранение аварийных нарушений, восстановление нормального режима и быструю ликвидацию аварийного режима, предотвращение каскадного развития аварийных нарушений [4]. Специфика электроэнергии как товара состоит в том, что отпущенная в сеть электрическая энергия не обладает индивидуальной определенностью и смешивается с другой электроэнергией [3]. Таким образом, отпущенная в ЕЭС России электроэнергия по ее физическим свойствам может быть потреблена любым субъектом ФОРЭМ, и установить, кто из них фактически потребил электроэнергию, отпущенную данным лицом, и в каком объеме, не представляется возможным. Отпуск в электрическую сеть электроэнергии означает возможность ее потребления в любой точки сети, любым потребителем. Поэтому при утверждении баланса ФЭК России равенство количества электроэнергии, отпускаемой всеми поставщиками и количества электроэнергии, принимаемой всеми покупателями в пределах отдельной энергозоны. Исходя из этих особенностей электроэнергии как товара, обязательства по подаче и приему электроэнергии в ЕЭС России не могут иметь одного контрагента. Действительно, в утверждаемых ФЭК России балансах и заявках, подаваемых субъектами ФОРЭМ, используется формулировка "покупка с ФОРЭМ" и "продажа на ФОРЭМ". Обязательство поставщика на ФОРЭМ, указанное в поданной им заявке, состоит в отпуске определенного количества электроэнергии в сети РАО "ЕЭС России", при этом не является существенным, кто будет ее получать, поскольку в силу обезличенности электроэнергии установить это не представляется возможным. В силу государственного регулирования тарифов поставщику гарантируется оплата отпущенной им электроэнергии по установленному для него тарифу независимо от лица на стороне покупателя. Каждый из покупателей- субъектов ФОРЭМ в рамках отдельной ОЭС и в пределах его заявки на покупку, утвержденной ФЭК России в балансе, вправе принять эту электроэнергию. Обязательство покупателя на ФОРЭМ, указанное в поданной им заявке, состоит в приеме определенного количества электроэнергии из сети РАО "ЕЭС России", при этом также не является существенным, кто будет ее подавать. Таким образом, в отношениях по поставке электроэнергии на ФОРЭМ, существует множественность лиц на стороне как продавца, так и покупателя. На ФОРЭМ действуют три типа договоров. Основным типом договоров являются трехсторонние договоры между субъектами ФОРЭМ — Поставщиками, Покупателями и Оператором ФОРЭМ. Также существуют прямые договоры между Поставщиками и крупными Потребителями (с участием Оператора ФОРЭМ и Энергоснабжающей организации), согласно которым Потребитель осуществляет платеж за потребленные электроэнергию и мощность непосредственно в адрес Поставщика, а за услуги по передаче электроэнергии от Поставщика до Потребителя — в адрес Энергоснабжающей организации. К третьему типу относятся двухсторонние агентские договоры, между Поставщиком и Оператором ФОРЭМ, и договоры поставки, между Оператором ФОРЭМ и Покупателем. Тарифы на электрическую энергию (мощность) и размер платы за услуги, предоставляемые на федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности), устанавливаются Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации ( ФЭК РФ). Приустановлении тарифов и ценовых ставок ФЭК РФ предусматривает полную компенсацию обоснованных затрат производителей электрической энергии с получением ими необходимой прибыли для обеспечения самофинансирования и сбалансированность суммарной стоимости электрической энергии (мощности), поставляемой на ФОРЭМ и отпускаемой с него. Организатор ФОРЭМ и его функции Правовой основой организации функционирования и развития федерального (общероссийского) оптового рынка энергии (мощности) является Федеральный закон от 14 апреля 1995 года « О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» и Постановление Российской Федерации от 12 июля 1996 года № 793 «О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)». Организатором ФОРЭМ является РАО «ЕЭС России». Оно предоставляет другим субъектам ФОРЭМ комплексные услуги по функционированию и развитию ЕЭС России и отвечает за реализацию государственной политики по созданию конкурентного оптового рынка электрической энергии (мощности), обеспечивая его функционирование. Обязанностями РАО «ЕЭС России», как Организатора ФОРЭМ, являются: mirznanii.com Рынок электроэнергии и мощностиРынок электроэнергии – один из самых технологически сложных рынков, причем не только в России. Электроэнергия – уникальный товар, основной особенностью которого является невозможность его накопления и хранения, именно поэтому функционирование любой энергосистемы возможно лишь при условии постоянно поддерживающегося баланса спроса и предложения. В России рынок электроэнергии и мощности (далее – рынок) представляет собой двухуровневую систему – оптовый и розничный рынки. Субъектами оптового рынка являются генерирующие компании (продавцы электроэнергии и мощности), сбытовые компании, сетевые организации, крупные потребители (покупатели электроэнергии и мощности). Стоит отметить, что субъекты оптового рынка, в частности, сбытовые организации, выступают как в роли покупателей электроэнергии и мощности (при работе на оптовом рынке), так и в роли продавцов (при работе на рознице). Для получения статуса участника оптового рынка организация должна удовлетворять требованиям Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) и Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка. Все станции Сибирской генерирующей компании являются продавцами оптового рынка. Оптовый рынок электроэнергии и мощности функционирует в двух ценовых зонах: первая объединяет регионы Европейской части России и Урала, вторая – Сибири. Ряд субъектов РФ: Архангельская и Калининградская области, Республика Коми, а также регионы Дальнего Востока, где организация рыночных отношений по технологическим причинам пока невозможна, объединены в неценовые зоны. В неценовых зонах действуют особые правила продажи электроэнергии. На оптовом рынке торгуются два товара – электроэнергия и мощность. Плата за мощность покрывает постоянные расходы генерирующей компании на поддержание оборудования в готовности выработать необходимый объем электроэнергии по первому требованию покупателя. Рынок электроэнергии На оптовом рынке электроэнергии функционирует несколько секторов, различаются они условиями заключения сделок и сроками поставки. Существуют сектор регулируемых договоров, сектор свободных договоров, рынок на сутки вперед (РСВ), балансирующий рынок (БР). Стоимость электроэнергии и мощности по регулируемым договорам (электроэнергия и мощность реализуется населению и приравненным к нему группам, сбытовым компаниям, имеющим статус гарантирующего поставщика и подконтрольным МРСК Северного Кавказа) определяет Федеральная служба по тарифам РФ. В рамках свободных договоров цена, объем и контрагенты выбираются участниками рынка самостоятельно. Основной объем производимой электроэнергии продается в одном секторе, который и формирует плановое потребление: рынок на сутки вперед (РСВ). На РСВ коммерческий оператор - ОАО «АТС» - проводит конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. Следует отметить, что фактическое потребление неизбежно отличается от планового, и именно поэтому был создан балансирующий рынок. На БР осуществляется торговля отклонениями от планового производства/потребления в режиме реального времени. Рынок мощности Несмотря на то что официально в России рынок электроэнергии и мощности функционирует с сентября 2006 г., продажа мощности на основе конкурентного отбора (КОМ) была запущена лишь 1 июня 2008 г. КОМ проводит Системный оператор, отвечающий за оперативно-диспетчерское управление в Единой энергосистеме страны. Допуск к КОМ гарантирует генерирующим компаниям получение платы за мощность в предстоящем периоде регулирования, так как потребители обязаны оплатить всю мощность, отобранную на КОМ в их ценовой зоне. При переходной модели рынка мощности (существовал до 1 января 2011 г.) КОМ проводился на 1 год вперед. В 2010 г. были утверждены изменения в Правила оптового рынка, в результате чего был обеспечен запуск модели долгосрочного рынка мощности (ДРМ). По новым правилам, начиная с 2015 г. отбор мощности будет проводиться на 4 года вперед, первые поставки этой мощности начнутся с 1 января 2016 г. Следует отметить, что, как и с электроэнергией, с 2011 г. по регулируемым договорам поставляется мощность только в объемах, необходимых для поставки населению и приравненным к нему категориям потребителей. В долгосрочном рынке в случае превышения фактического спроса на мощность над прогнозным предусмотрена возможность проведения корректирующего конкурентного отбора. В ходе КОМ в первую очередь отбирается мощность, введенная по договорам поставки мощности (ДПМ) и аналогичным ДПМ договорам с АЭС и ГЭС. Мощность, не прошедшая конкурентный отбор, не оплачивается, за исключением мощности генерирующих объектов, работа которых необходима для поддержания технологических режимов работы энергосистемы или поставок тепловой энергии (вынужденные генераторы). Мощность и электроэнергия вынужденных генераторов оплачивается по тарифу, установленному ФСТ. Рынок электроэнергии и мощности - не российское изобретение. К примеру, в Европе функционируют несколько региональных рынков: Балтия; Восточная Центральная Европа; Западная Центральная Европа; Южная Центральная Европа, Северная Европа; Юго-Западная Европа и «Франция – Великобритания - Ирландия». Наиболее развитой считается скандинавская часть рынка Северной Европы, где торги электроэнергией проходят на бирже NordPool. Всего на территории Европейского союза действует 9 основных бирж электроэнергии. На всех них торговля осуществляется, как и в России, на РСВ, на некоторых из них существуют внутридневные, балансирующие и фьючерсные рынки. sibgenco.ru Глава 8. Формирование рынков энергии8.1. Особенности этапа возникновения рынковИнтенсивное разгосударствление энергетики, осуществленное в России, привело к совершенно новой финансово-экономической ситуации. Прежние нормативно-административные механизмы управления уже не действуют, а рыночное саморегулирование еще не обеспечивает нормального функционирования этой жизнеобеспечивающей отрасли народного хозяйства. Естественный монопольный характер энергетики в силу особенностей ее технологического процесса предполагает активное участие государства в регулировании отношений с потребителями продукции - электрической и тепловой энергии. Принятая в настоящее время схема регулирования представляет собой двухступенчатую структуру (рис.8.1):
Электростанции РАО «ЕЭС России» Электростанции АО-энерго
Независимые производители электроэнергии Независимые производители электрической и тепловой энергии Электрические сети РАО «ЕЭС России» Электрические и тепловые сети АО-энерго
ЦДУ (ОДУ) оператор ФОРЭМ ЦДП оператор регионального рынка
Федеральная энергетическая комиссия Региональная энергетическая комиссия
Потребители Рис. 8.1. Схема федерального рынка электроэнергии и региональных рынков электрической и тепловой энергии Наличие такой двухступенчатой структуры рынка энергии обеспечивает согласованность и единообразие на всех этапах управления, с одной стороны, и активное участие в управлении субъектов Федерации на своей территории - с другой. Основанием для создания условий функционирования рынка энергии в России являются:
Основными целями функционирования федерального оптового рынка электрической энергии являются:
Перечень субъектов федерального оптового рынка энергии утверждается Правительством Российской Федерации. Среди них РАО «ЕЭС России», Центральное диспетчерское управление ЕЭС России, концерн «Росэнергоатом», крупные тепловые, гидравлические и атомные электростанции, акционерные общества энергетики и электрификации регионов, отдельные крупные потребители электрической энергии (рис.8.2). Технологической основой работы федерального оптового рынка электроэнергии являются системообразующие электрические сети РАО «ЕЭС России» и энергоснабжающих организаций.
Р ис. 8.2. Субъекты федерального оптового рынка электроэнергии Организационной и функциональной основой федерального оптового рынка электроэнергии является РАО «ЕЭС России». На него возложены следующие функции: координация деятельности всех субъектов рынка в вопросах производство, передачи, распределения и потребления электроэнергии; обеспечение надежной работы и развития технической базы; координация деятельности по обеспечению готовности электростанций и сетей к несению и передаче нагрузки с учетом необходимого резерва; обеспечение минимизации топливной составляющей себестоимости производство электрической и тепловой энергии путем систематического пересмотра нормативных характеристик оборудования; осуществление координации топливообеспечения производителей энергии; обеспечение координации инвестиционной деятельности субъектов рынка и осуществление финансирования строительства важнейших объектов ЕЭС России; осуществление экспорта-импорта электроэнергии; обеспечение оперативного ведения и оптимизации режимов работы всех субъектов рынка; организация заключения договоров на оптовом рынке электроэнергии и осуществление контроля за их исполнением; выполнение расчетов плановых балансов электрической энергии и мощности; организация проведения и учета платежей между субъектами рынка; анализ работы, обеспечение достоверности и доступности информации о деятельности рынка. Оператором-диспетчером процесса производство, передачи и распределения электрической энергии на рынке является Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы России (ЦДУ «ЭС России»), которое действует на основании договора с РАО «ЕЭС России». Поставка электроэнергии на рынок и получение ее осуществляются на основании договоров субъектов рынка с РАО «ЕЭС России». Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК) осуществляет государственное регулирование на федеральном оптовом рынке и устанавливает тарифы на поставку электроэнергии (мощности) на рынок и на ее отпуск, размер абонентной платы за услуги, оказываемые РАО «ЕЭС России» по организации функционирования и развитию ЕЭС, размер абонентной платы за услуги концерна «Росэнергоатом» по развитию и обеспечению безопасного функционирования атомных электростанций, формирует и утверждает баланс производство и поставок электроэнергии в рамках ЕЭС по субъектам рынка, который является основой для заключения договоров на рынке. Финансовые расчеты на федеральном оптовом рынке электроэнергии осуществляются на основании заключенных договоров, исходя из устанавливаемых Федеральной энергетической комиссией тарифов на электроэнергию и размеров абонентной платы за оказываемые услуги. Все субъекты федерального оптового рынка электроэнергии обладают равными правами и для обеспечения недискриминационной политики имеют доступ к единой информационной инфраструктуре рынка. Развитие конкуренции на оптовом рынке электроэнергии на базе Единой энергетической системы России будет осуществляться в направлениях:
Расширение состава субъектов ФОРЭМ предполагается осуществлять за счет:
Развитие принципов управления оптовым рынком электроэнергии предполагается осуществлять с целью оптимизации недискриминационных экономических отношений между субъектами путем:
Правила работы на ФОРЭМ в качестве приоритета устанавливают договорной принцип функционирования. Получение же максимального экономического эффекта при работе ФОРЭМ достигается путем включения в конкурентный отбор всех производителей энергии независимо от отношений стоимости. Связь между договорными отношениями субъектов ФОРЭМ и технологическими критериями управления осуществляются через систему договорного и диспетчерского графиков (заданий по ведению режимов), разрабатываемых и устанавливаемых оператором ФОРЭМ, при которых условия исполнения графиков являются экономическими факторами договоров. Для гарантированного обеспечения потребителей электрической и тепловой энергией в регионах формируются региональные потребительские рынки электрической и тепловой энергии. Основные принципы региональной энергетической политики, осуществляемой через энергетический рынок, состоят в следующем:
Право равного доступа на региональный потребительский рынок электрической и тепловой энергии реализуется при условии соблюдения общих для всех субъектов технических требований и норм под контролем Госэнергонадзора и в пределах действия лицензии на производство, передачу и распределение энергии. Независимые производители энергии имеют право свободного доступа к электрическим и тепловым сетям любой энергоснабжающей организации. При этом предельная величина абонентной платы за услуги, предоставляемые энергоснабжающими организациями, устанавливается Региональной энергетической комиссией (РЭК) на основании расчетов, предоставляемых владельцами сетей. Каждый потребитель энергии имеет право заключить договор поставки энергии с любым поставщиком энергии при наличии у последнего необходимых мощностей и достаточной пропускной способности электрических и тепловых сетей. Региональная энергетическая комиссия:
studfiles.net Международный опыт организации рынков мощности – BigpowerNewsМОСКВА, 24 января (BigpowerNews) В настоящий момент в различных экспертных сообществах проходит много дискуссий по поводу реорганизации оптового рынка электроэнергии и мощности России. Одной из популярных идей по изменению модели рынка является отказ от долгосрочного рынка мощности и переход к одноставочному ценообразованию. Такие предложения высказывают «Сообщество покупателей оптового и розничного рынков электроэнергии», РУСАЛ, они обсуждаются в экспертной группе по обновлению «Стратегии 2020». Одним из главных аргументов перехода является опыт европейских рынков электроэнергии, в частности рынков Великобритании и Nord Pool (в этом рынке участвуют Норвегия, Швеция, Финляндия, Дания, Германия, Эстония). В связи с этим, актуальным представляется вопрос об организации обращения мощности на различных либерализованных электроэнергетических рынках. Рынок мощности и его назначение Перед тем, как рассматривать возможные модели организации рынка мощности, следует понять, с какой целью на рынках вводится ее обращение. Вне зависимости от конструкции рынка мощности, его целью является обеспечение необходимого уровня надежности в энергосистеме, что означает наличие готовой к выработке мощности в объеме, достаточном для снабжения потребителей в любой момент времени. Обеспечить достижение этой цели рынки мощности могут путем решения следующих задач: во-первых, необходимо, чтобы электростанции, присутствующие на рынке, были готовы к выработке электроэнергии в периоды, когда они не загружены системным оператором; во-вторых, требуется, чтобы владельцы электростанций не выводили из эксплуатации генерирующие объекты в таком количестве, которое может повлиять на надежность энергосистемы; в-третьих, рынок должен привлекать проекты строительства новых и реконструкции существующих электростанций, чтобы покрывать рост потребления и вывод из эксплуатации устаревшего оборудования. Конструкция энергетического рынка каждой страны (региона) является уникальной, и не существует признанного стандарта в том, как решать вышеперечисленные задачи. В соответствии с тем, как обеспечивается надежность энергосистемы, все существующие в мире рынки можно разделить на пять групп:
Рынки без оборота мощности К рынкам, где торгуется только электроэнергия, относятся крупнейшие европейские рынки – Nord Pool и рынок Великобритании, австралийский NEM, американский ERCOT (штат Техас), и два канадских рынка – Ontario и AESO. На данных рынках потребители не оплачивают готовность генерирующих объектов, а поставщики электроэнергии не получают платежей за мощность. Принцип функционирования рынка без оборота мощности рассмотрен ниже. В зависимости от времени года и суток, в энергосистеме может наблюдаться относительный дефицит и профицит генерирующей мощности. Спрос на электроэнергию подвержен циклическим колебаниям: в течение суток энергопотребление увеличивается в дневное время и снижается ночью, в течение года – растет зимой и снижается летом (Максимальное энергопотребление в зимний период характерно для российской энергосистемы, что связано с широким использованием систем отопления. В большинстве стран пик потребления электроэнергии приходится на летний сезон и связан с использованием систем кондиционирования). Пики энергопотребления наблюдаются лишь несколько раз в году, в остальное время оно находится на значительно более низком уровне. Общий объем установленной электрической мощности в энергосистеме должен превышать пиковое потребление – в противном случае произойдет перерыв в электроснабжении или недопустимое снижение качества электроэнергии. Таким образом, часть генерирующих мощностей энергосистемы большую часть времени года будет находиться в резерве, включаясь лишь для покрытия пиков энергопотребления. В периоды низкого спроса цена на электроэнергию будет находиться на относительно низком уровне. Вследствие конкуренции, собственники генерирующих мощностей будут подавать на рынок заявки с ценой, равной уровню переменных издержек. В результате этого, цена на электроэнергию установится на уровне переменных затрат самого дорогого генератора, включенного в сеть. Таким образом, цена на электроэнергию будет давать генераторам возможность покрыть свои переменные издержки, а также часть постоянных затрат. Однако в период пикового потребления востребованными являются практически все мощности энергосистемы, и конкуренция за загрузку становится очень слабой. В эти периоды цены могут возрастать в десятки раз, тем самым позволяя генераторам получать возмещение постоянных затрат и прибыль. Пример подобного ценового всплеска приведен на рисунке 1: цены на Эстонском рынке (является частью Nord Pool) на несколько часов выросли с уровня € 50 до € 2 000 за МВт*ч. Хотя данный всплеск по своей величине нельзя назвать типичным, он в целом хорошо отражает логику работы электроэнергетического рынка. Рисунок 1. Динамика цены на электроэнергию на спотовом рынке Эстонии, 24 августа 2010 г. (Источник: Nord Pool) Наличие существенных колебаний цены является неотъемлемой чертой электроэнергетического рынка, позволяющей ему регулировать объем установленной мощности в энергосистеме: если на рынке недостаточно генерирующей мощности, высокий уровень цен будет наблюдаться часто, что будет являться стимулом строительства новых генерирующих объектов; если на рынке присутствует избыток мощности, то высокий уровень цен будет наблюдаться слишком редко, и выручки ряда электростанций будет не хватать на покрытие их постоянных издержек, создавая, таким образом, стимул для вывода избыточной мощности с рынка. В то же время, неконтролируемые ценовые пики несут в себе риски злоупотребления монопольным положением производителей. Поскольку потребители не могут в реальном времени отреагировать на повышение цены, производители имеют возможность поднять ее до сколь угодно высоких значений. Поэтому, на рынках применяется ограничение цен (price cap) на электроэнергию. На Nord Pool, например, оно составляет € 2 000 за МВт*ч, на канадском рынке AESO $ 1000 за МВт*ч, на австралийском NEM – $ 7 850 за МВт*ч. На рынке Великобритании price cap отсутствует, но в то же время на нем отсутствуют ликвидные централизованные торги электроэнергией. Рынки без оборота мощности имеют относительно простую конструкцию, но в то же время обладают существенными недостатками: отсутствует в явном виде механизм обеспечения достаточного объема мощности на рынке, таким образом, рынок не гарантирует наличие генерации в объеме, достаточном для покрытия спроса; существует риск установления слишком высокой или слишком низкой величины price cap регулятором, что приведет к излишней ценовой нагрузке на потребителей либо недостатку установленной мощности; у регулятора возникают сложности с мониторингом злоупотребления монопольным положением, поскольку заявки производителей не соответствуют их переменным издержкам. Следует отметить, что на большинстве таких рынков системный оператор имеет возможность заключить контракт на приобретение мощности вне рынка, если прогнозирует ее дефицит. Так, на австралийском рынке NEM системный оператор заключает договоры о предоставлении мощности (RERT) вне рынка в случае, если вероятность превышения спроса над предложением превышает 0,002%. На Nord Pool региональные сетевые компании заключают договоры о предоставлении мощности в случае, если вероятность превышения спроса над предложением превышает 0,1%, при этом оплата таких договоров осуществляется за счет государства. В Великобритании такой механизм не предусмотрен, поскольку в момент внедрения новых правил рынка резерв мощности превышал 15%, а ежегодный рост спроса находился на околонулевом уровне. Рынок с регулируемыми платежами за мощность Рынок, где поставщикам оплачивается электрическая мощность по административно определенному государством тарифу, существует в Испании, Южной Корее, странах Южной Америки (Аргентина, Чили, Колумбия, Перу). В обмен на оплату мощности поставщики обязуются поддерживать оборудование в состоянии готовности к выработке электроэнергии, а за нарушение данных обязательств на владельцев электростанций налагаются штрафы. При этом существуют различные варианты правил определения реципиентов платежей за мощность и их величины, например: на рынках Чили и Колумбии платежи за мощность получают все поставщики электроэнергии, присутствующие на рынке, тариф на МВт мощности устанавливается единым для всех электростанций; в Южной Корее оплата мощности также производится для всех генераторов, но тариф при этом различается для станций, работающих в базовом режиме (определяется исходя из типовых постоянных издержек угольного энергоблока), и для станций, работающих в пиковом режиме (определяется исходя из типовых постоянных издержек газового энергоблока). Отнесение объекта к базовому или пиковому режиму осуществляется регулятором в административном порядке,; на испанском рынке платежи за мощность получают только электростанции, прошедшие реконструкцию, либо новые электростанции. Оплата мощности генерирующего объекта проводится в течение десяти лет со дня его ввода в эксплуатацию. В связи с тем, что поставщики (или часть поставщиков) получают возмещение постоянных затрат (или их части) в составе платежей за мощность, ценовой потолок на подобных рынках устанавливается ниже, чем на рынках без оборота мощности, соответственно снижаются колебания цен на электроэнергию. В то же время у регулятора рынка возникает необходимость создать механизм сбора с потребителя тех средств, которые уходят на платежи за мощность генераторам. Как правило, этот механизм представляет собой фиксированную надбавку к цене каждого МВт*ч, который обращается на рынке (аналогично тому, как оплачивается тариф Системного оператора в России). Среди преимуществ модели рынка с регулируемыми платежами за мощность можно выделить: наличие удобного механизма, позволяющего регулятору в «ручном» режиме регулировать объем электрической мощности, доступной на рынке; снижение волатильности рынка электроэнергии, установление более низкого ценового порога; возможность снижения объема платежей, необходимых для поддержания надежности, в случае адресации платежей за мощность только «новым» электростанциям. В то же время, работающим по такой модели рынкам присущи значительные недостатки. Во-первых, эффективность рынка ставится в зависимость от ручного воздействия регулятора, определяющего размеры тарифов. Во-вторых, отсутствие прозрачных правил определения тарифа на мощность создает дополнительные риски для инвесторов, что приводит к увеличению требуемой ими премии за риск. В-третьих, «плоское» разнесение платежной нагрузки на потребителей приводит к снижению стимулов для сглаживания графика потребления: мощность одинаково оплачивается и в часы ее дефицита, и в часы ее избытка (Стимулы к выравниванию графика потребления сохраняются в связи с тем, что в пиковые часы в работу включаются более дорогие генераторы, и соответственно возрастает цена на электроэнергию. Однако эти стимулы меньше тех издержек, которые несутся для содержания мощности, покрывающей пиковое потребление ). Кроме того, хотя возможность оплаты только «новой» мощности выглядит привлекательной для снижения нагрузки для потребителей, в долгосрочном периоде такое решение приводит к возникновению различных рыночных дисбалансов. Ввод новой электростанции, призванной увеличить величину резервов, приводит к повышению конкуренции на рынке электроэнергии, в результате чего снижается выручка старых станций. Поскольку старые станции платежей за мощность не получают, для части из них станет целесообразным уйти с рынка (либо собственники могут принять решение об их реконструкции). В результате этого на рынке будут наблюдаться следующие тенденции: ускоренный вывод существующей мощности из эксплуатации, что не позволяет сделать объем резервной мощности в энергосистеме стабильным; повышение доли электростанций, получающих оплату за мощность. Также, в силу непрозрачности системы принятия решений о выборе поставщиков, которые получают оплату мощности, в данной модели рынка возникает риск принятия регулятором неоптимальных решений. Двухсторонний краткосрочный рынок мощности Двухсторонний краткосрочный рынок мощности является традиционной конструкцией для американских рынков с вертикально-интегрированными компаниями, а в настоящий момент он используется на либерализованных рынках Калифорнии и SPP (США). Исторически американские рынки образовывались путем заключения соглашений между региональными сетевыми организациями, поэтому стороной, на которую возлагается обеспечение необходимого уровня резервов мощности, в данной модели являются распределительные сетевые компании. Формально, рынка мощности при этом не существует. Системный оператор энергосистемы устанавливает требуемый коэффициент резервирования, и каждая сетевая компания должна обеспечить себе наличие прав на мощность в объеме, достаточном для создания установленного резерва. У сетевой организации существует три способа приобретения прав на мощность: содержание собственной электрической мощности; заключение долгосрочных договоров о предоставлении мощности c независимой генерацией или другими сетями; покупка мощности у других субъектов рынка на основе краткосрочных договоров (от 4−х месяцев до года). Таким образом, фактически возникает рынок мощности, состоящий из двухсторонних контрактов между его участниками. Стандартизированного договора и определения товара «мощность» при этом не существует. Следует отметить, что доля мощности, приобретаемой по краткосрочным договорам, на рынке SPP административно ограничена 25% для каждого участника, поэтому на большую часть мощности участники должны иметь долгосрочные права собственности. Тем не менее, рынок следует считать краткосрочным, поскольку обязательства по наличию прав на мощность у сетевых организаций установлены на период длительностью один год (начало периода с 1 октября). Конструкция двухстороннего рынка мощности имеет следующие плюсы: в явном виде заданы требования по величине необходимой мощности для участников рынка, что позволяет обеспечить необходимый уровень надежности энергосистемы; для сетевой организации создается стимул по снижению пика потребления, поскольку это снизит величину ее обязательств по наличию мощности; поскольку участниками рынка мощности являются распределительные сети, и большую часть потребностей в мощности они обеспечивают собственными генерирующими объектами, общий объем платежей за мощность на оптовом рынке является небольшим, что позволяет избежать публичного обсуждения вопроса излишней ценовой нагрузки на потребителей. В то же время, хотя потребитель при данной организации рынка «не видит» издержек на обеспечение заданного уровня надежности, он все равно оплачивает их в составе тарифа сетевых организаций. Участники рынка в сумме оплачивают тот же объем мощности, что и при централизованных торгах, а общие издержки по поддержанию необходимого объема мощности могут оказаться выше за счет непрозрачности и фрагментированности рынка. Кроме того, горизонт обязательств в один год не позволяет системному оператору привлечь дополнительную мощность в случае обнаружения ее дефицита. Централизованный краткосрочный рынок мощности Модель рынка с централизованными торгами мощностью на краткосрочный период используется в настоящий момент в трех энергосистемах: MISO, куда входят двенадцать штатов США, находящихся на севере и северо-востоке страны, а также одна провинция Канады; NYISO, обеспечивающая электроэнергией Нью-Йорк; SWIS, энергосистема на западе Австралии. Как и в двухсторонней модели, на централизованном рынке мощности региональные сетевые организации должны приобрести права на мощность в объеме, необходимом для содержания резерва, норма которого устанавливается системным оператором. При этом у сетевой организации появляется дополнительный механизм приобретения мощности – участие в централизованных торгах. Торги мощностью на рынках MISO и SWIS проходят следующим образом: Системный оператор определяет спрос на мощность для каждого участника рынка (сетевой компании), который определяется как сумма его прогнозного пикового потребления электроэнергии и требуемого объема резервов. Из спроса на мощность вычитаются объемы мощности, которые принадлежат участнику на праве собственности, а также которые приобретены им в рамках двухсторонних договоров. Таким образом, системный оператор определяет, сколько мощности на торгах должен купить каждый участник, а также суммарный объем мощности, приобретаемый на торгах. Владельцы генерирующих объектов подают заявки на продажу мощности, указывая предлагаемый объем и минимально требуемую цену. Системный оператор отбирает заявки с наименьшими ценами в объеме, который необходимо суммарно приобрести на торгах. Цена на мощность для поставщиков и потребителей устанавливается равной наибольшей цене, указанной в прошедших отбор заявках. На рынке NYISO применяется несколько модифицированный принцип ценообразования. Системный оператор не устанавливает жесткий коэффициент резервирования, а определяет его зависимость от цены на мощность: чем мощность дороже, тем меньший ее объем приобретается на торгах. Таким образом, формируется наклонная кривая спроса на мощность. Цена определяется в точке пересечения полученной кривой спроса и кривой предложения, которую формируют ценовые заявки поставщиков. На всех трех вышеперечисленных рынках торги проводятся незадолго до периода поставки мощности: на рынке MISO – на последующий месяц; на рынке SWIS – на последующий год; на рынке NYISO – на полгода, с проведением дополнительных месячных и внутридневных торгов. Следует отметить, что централизованный аукцион является лишь дополнительным инструментом покупки и продажи мощности. Участники рынка не ограничиваются в заключении двухсторонних договоров либо строительстве собственной мощности. По сравнению с двухсторонними рынками, у данной модели можно выделить следующие преимущества: за счет наличия стандартизированного контракта на мощность снижаются транзакционные издержки участников рынка; потребители получают стимул сглаживать графики потребления с целью сокращения платежей за мощность. В то же время, хотя краткосрочные рынки мощности эффективно решают вопрос сохранения на рынке существующей генерации, их способность привлекать инвесторов в строительство новых мощностей может быть поставлена под сомнение. В случае если в энергосистеме наблюдается дефицит генерирующей мощности, на рынке устанавливается высокая цена на мощность, что должно быть стимулом для инвестиций в генерацию. Но в тот момент, когда новая электростанция будет введена в эксплуатацию, на рынке возникнет резерв мощностей, и цена резко упадет. Таким образом, поставщики электроэнергии получают долгосрочный стимул сохранять дефицит мощности с целью избежать падения цены. Кроме того, слабая предсказуемость цен затрудняет привлечение финансирования под проекты строительства генерации. Кроме того, при организации рынка мощности в явном виде возникает «проблема прозрачности». Хотя при любой модели рынка потребители оплачивают издержки содержания резервов мощности, лишь централизованный рынок позволяет им осознать, насколько дорого обходится бесперебойное электроснабжение. Вследствие этого, введение централизованного рынка мощности часто встречает сопротивление со стороны потребителей и широкой общественности. Централизованный долгосрочный рынок мощности Долгосрочные рынки мощности в настоящий момент применяются на двух американских рынках – PJM (объединяет четырнадцать штатов на востоке США) и ISO-NE (объединяет шесть штатов на северо-востоке США), а также на рынке Бразилии. В отличие от предыдущей модели, на данных рынках покупатели обязаны приобретать мощность за несколько лет до начала периода поставок. На рынке PJM ключевыми элементами дизайна рынка мощности (Reliability Pricing Model, RPM) являются: наличие у покупателей обязательства приобрести права на мощность за три года до периода поставки, посредством наличия собственной мощности, заключения двухстороннего договора либо участия в централизованных торгах; форвардные торги мощностью, проводимые на три года вперед. Цена по результатам торгов определяется в точке пересечения кривой спроса, определяемой регулятором, и точки предложения, которая формируется на основе ценовых заявок поставщиков; наклонная кривая спроса на мощность, при которой цена растет при недостатке мощности, и снижается при ее избытке. На рынке ISO-NE горизонт поставок также соответствует трем годам, однако для отбора мощности используется разновидность голландского аукциона. Поставщики подают заявки с указанием объемов, которые они готовы поставить по начальной цене. Если предлагаемый объем превышает спрос, то цена снижается, и проходит новый раунд сбора заявок. Результаты аукциона определяются в тот момент, когда величина предложения мощности снижается до прогнозируемого объема спроса. На рынке Бразилии каждая распределительная компания, которая является субъектом оптового рынка, самостоятельно объявляет и проводит аукцион по покупке мощности. Периоды поставки обычно составляют от пяти до тридцати лет, а торги проводятся за один-пять лет до начала периода поставки. На рынках PJM и ISO-NE для «новой» мощности существует возможность заморозки цен: цена, которая сформировалась на первом аукционе, где участвовал новый генерирующий объект, может по желанию поставщика быть сохранена на протяжении трех (PJM) или пяти (ISO-NE) лет. Долгосрочный рынок мощности позволяет системному оператору заблаговременно обеспечить необходимый объем резервов мощности, а инвесторам в строительство генерации – принимать решения в условиях большей прозрачности и определенности. Кроме того, поскольку проекты строительства новых мощностей на долгосрочных аукционах могут напрямую конкурировать с существующей генерацией, на рынке повышается конкуренция. В то же время, рынок становится зависимым от прогноза спроса на мощность, определяемого системным оператором на несколько лет вперед – в случае завышенных ожиданий по росту энергопотребления потребителям придется оплачивать больший объем мощности, нежели нужен для поддержания надежности в энергосистеме. Кроме того, форвардные обязательства увеличивают риски неисполнения генераторами своих обязательств. Рынок мощности в России В истории российского рынка применялись различные модели рынка мощности – регулируемые платежи, краткосрочные централизованные отборы мощности. Модель рынка, которая действует в настоящее время, по формальным признакам может быть отнесена к централизованным долгосрочным рынкам мощности. В то же время, моделью предусмотрен ряд механизмов, присущих другим конструкциям рынка: договоры о предоставлении мощности (ДПМ) являются аналогами договоров, которые заключают системные операторы для поддержания требуемых объемов резервов мощности на рынках без ее обращения; ценовое ограничение при отборе мощности (КОМ) фактически создает регулирование цен на мощность. Таким образом, в России фактически действуют регулируемые цены на мощность, с отдельным уровнем цен для «старой» и «новой» мощности. Также, в модели российского рынка предусмотрены механизмы, явно противоречащие рыночной логике, такие как: преференции определенным типам электростанций (ГЭС и АЭС) в виде надбавок за мощность; ограничения двухсторонних отношений между потребителями и поставщиками – владельцами ГЭС во второй ценовой зоне ОРЭМ; высокие тарифы на мощность для вынужденной генерации, «невидимые» для потенциальных проектов строительства новой мощности. В целом, российская модель рынка мощности может быть охарактеризована как удобный инструмент для регулятора по обеспечению наличия требуемых резервов мощности. Она позволяет обеспечить бесперебойную работу энергосистемы, и в краткосрочном периоде позволяет снизить ценовую нагрузку на потребителей. Однако, в связи с практическим отказом от рыночных механизмов, говорить об ее долгосрочной эффективности не приходится. Выводы Опыт организации рынков электроэнергии в других странах позволяет сделать несколько выводов, применимых и для России. Во-первых, «чистые» рынки электроэнергии применяются только в некоторых развитых странах, и в то же время многие из них предусматривают резервные «ручные» механизмы покупки мощности. На всех рынках, сталкивающихся с ростом энергопотребления и угрозой дефицита генерации, в том или ином виде внедрен рынок мощности. Таким образом, если есть угроза недостатка мощности, рынок мощности необходим. Во-вторых, рынок без оборота мощности не позволяет снизить цену, которую потребитель платит за надежность энергоснабжения: одинаковый уровень резервов будет достигнут при одном уровне выручки генерации. В одном случае потребитель оплатит надежность в составе пиковой цены на электроэнергию, в другом – в виде явных платежей за мощность. Регулирование рынка также не становится проще: хотя у регулятора отсутствует необходимость определять спрос и цену на мощность, ему необходимо корректно определить потолок цены на рынке на сутки вперед и распознавать случаи манипулирования ей. В-третьих, оптимального способа организации рынка мощности на текущий момент не существует. Двухсторонний рынок мощности снижает прозрачность рынка и затрудняет положение небольших участников, централизованные торги содержат риски манипулирования и вызывают сопротивление со стороны покупателей. Краткосрочный рынок решает задачу сохранения на рынке существующей генерации, но не создает достаточных стимулов для привлечения инвесторов в строительство новых мощностей. Долгосрочный рынок мощности в значительной мере зависит от точности прогнозов роста электропотребления, а также требует от участников соответствующего горизонта планирования. Использование той или иной модели рынка в конкретной стране связано с вызовами, которые стоят перед региональной энергосистемой. Список использованных источников: «Economics and Design of Capacity Markets for the Power Sector». Peter Cramton, Axel Ockenfels. Май 2011 г. «Capacity Markets for Britain?». Ray Tomkins, Economic Consulting Associates Limited. Январь 2011 г. «Best Practices in Resource Adequacy». Johannes Pfeifenberger, Kathleen Spees, The Brattle Group. Январь 2010 г. «Capacity Markets That Work». Larry Kellerman, Goldman Sachs. Октябрь 2009 г. «Comparison of PJM’s RPM with Alternative Energy and Capacity Market Designs». Johannes Pfeifenberger, Kathleen Spees, Adam Schumacher, The Brattle Group. Сентябрь 2009 г. «Comparing Capacity Market & Payment Designs for Ensuring Supply Adequacy». Robert Stoddard, Richard Tabors. Январь 2009 г. «Legal Framework for Electricity Capacity Markets». Commissioner Steve Gaw, Missouri Public Service Commission. Март 2006 г. «Resource Adequacy and Capacity Markets in California». John Jurewitz, Southern California Edison. Апрель 2005 г. www.bigpowernews.ru 4.3. Организация скандинавского рынка электроэнергии4.3. Организация скандинавского рынка электрической энергииПервым шагом к созданию конкурентного внутреннего рынка электрической энергии скандинавских стран стало одобрение в 1990 году парламентом Норвегии нового закона о реформе электроэнергетики, который вступил в силу 1 января 1991 года. Закон, в частности, предусматривал разграничение функций передачи электроэнергии и управления работой системы, а также ввел свободу выбора потребителями энергоснабжающей организации. В 1993 году была создана электроэнергетическая биржа стран Скандинавии в виде независимой компании. В июле 1993 года внедрена котировка цен на электрическую энергию в режиме «на сутки вперед», а также первая в мире биржевая торговля фьючерсными контрактами. В 1997 году была отменена плата за изменение поставщика электрической энергии, а начиная с 1998 года каждый потребитель получил возможность избрать нового поставщика через неделю после подачи сообщения. Второй этап формирования внутреннего скандинавского рынка электрической энергии начался с одобрения в мае 1992 года парламентом Швеции нового закона о реформе электроэнергетики, в котором был заложен фундамент создания оптовой конкуренции, а также разработан план последующих дополнительных мероприятий. Закон, в частности, требовал юридического разделения генерации и управления работой электрических сетей, и после его принятия было решено создать норвежско-шведскую электроэнергетическую биржу под названием Nord Pool, которая начала свою работу 1 января 1996 года. В Норвегии и Швеции процесс либерализации энергетического рынка шел почти параллельно, но в Норвегии реформа в части внедрения конкурентных отношений проводилась более быстрыми темпами. Одним из важных факторов проведения реформы в Швеции был достаточно суровый экономический спад, который наблюдался в то время. В результате был сделан сильный акцент на сокращение расходов на электроэнергию, которые были достаточно значительными, учитывая большую долю тяжелой энергоемкой промышленности в Швеции. Следующим этапом развития скандинавского рынка электрической энергии была интеграция в данный рынок Финляндии. Этот процесс также начался с одобрения нового закона о реформе электроэнергетики, который вступил в силу 1 июня 1995 года и предоставлял регулируемый доступ к сети всем третьим сторонам, кроме покупателей, потребление которых было меньше 500 кВт. Но с 1 января 1997 года этот барьер был отменен. В 1995 году в рамках реализации частных коммерческих проектов в Финляндии были созданы две электроэнергетические биржи, которые впоследствии в 1996 году объединились в одну. С 1 июня 1998 года эта финская биржа стала представительством рынка Nord Pool в Финляндии. Таким образом, Финляндия успешно вышла на внутренний скандинавский рынок с котировками цен на сутки вперед. Последним шагом в создании объединенного скандинавского рынка электрической энергии стала двухэтапная интеграция в этот рынок Дании. Движущей силой либерализации в Дании были принятие в 1999 году закона о снабжении электрической энергией, расширение пределов рынка совместно с другими странами Скандинавии, а также первая Директива ЕС относительно рынка электрической энергии. Таким образом, в 1993 году членами Nord Pool стали Норвегия и Швеция, в 1998 году – Финляндия, а последней из стран Скандинавии в 2000 году к Nord Pool присоединилась Дания. Внутренние рынки электрической энергии стран Скандинавии. На внутренних рынках электрической энергии скандинавских стран работают национальные производители, поставщики и потребители электрической энергии. В Норвегии производством электрической энергии занимаются государственная компания «Stattkraft» и крупные муниципальные компании. Около 220 региональных поставщиков обеспечивают электроэнергией конечных потребителей. Передачу электроэнергии в стране осуществляет электросетевая компания «Statnett», которая принадлежит государству. В Швеции производство электрической энергии осуществляют несколько генерирующих компаний (государственных и частных). Около 50% рынка генерации принадлежат государственной компании «Vattnfall». Компании «Sydkraft» принадлежат около 20% рынка, и еще 15% – компании «Stockholm Energi_gullspang». На оставшейся части рынка присутствуют около 250 местных энергоснабжающих компаний. Передачу электроэнергии осуществляет государственная электросетевая компания «Svenska Kraftnat». На рынке электрической энергии Дании также представлены производители электроэнергии, региональные поставщики и конечные потребители. Передачей электроэнергии в стране занимаются две компании – «Eltra» в западной области и «Elkraft» – в восточной. Рынок электроэнергии в Финляндии представлен 120 производителями электроэнергии. При этом на две наибольшие генерирующие компании приходится больше половины производимой в стране электроэнергии. Генерирующие компании заключают договоры снабжения электроэнергией с оптовыми продавцами, которые в свою очередь поставляют ее или крупным промышленным потребителям, или розничным продавцам. Передача электроэнергии осуществляется компанией «Fingrid» – оператором национальной энергосети, 10 операторами региональных энергосетей и более чем 100 распределительными компаниями. Nord Pool – первая в мире биржа электрической энергии. Nord Pool стал первой электроэнергетической биржей, которая объединила рынки нескольких стран. Норвежская компания «Statnett SF» и шведская «Svenska Kraftnat», осуществляющие функции системных операторов, владеют по 50% акций Nord Pool. Правовые основы деятельности биржи были заложены парламентом Норвегии. Свою деятельность энергетическая биржа осуществляет на основе лицензии, выданной норвежским Директоратом по водным ресурсам и энергетике, который является независимым регулирующим органом биржи в соответствии с Законом об энергетике Норвегии 1991 года. Органами управления биржи являются Совет директоров и Рыночный совет. Nord Рool работает в трех направлениях: организация рынка и торговли, клиринг (расчеты) и предоставление информации участникам. На скандинавском рынке электроэнергии производители, поставщики и потребители электрической энергии имеют возможность заключать двусторонние контракты на куплю-продажу электрической энергии как на самой бирже, так вне ее. Около 70% объема электроэнергии поставляется по прямым двусторонним договорам, а приблизительно 30% договоров на поставку электроэнергии заключаются на бирже. Важнейшим условием функционирования объединенного скандинавского электроэнергетического рынка стала унификация правил и условий деятельности субъектов рынка. Общий скандинавский рынок электрической энергии имеет ряд характерных особенностей: унифицированы правила торговли, отсутствует трансграничная пошлина на покупку и продажу электрической энергии, имеется возможность осуществлять плату за электроэнергию в валюте любой страны – члена общего рынка. При этом торговля электроэнергией на бирже осуществляется в двух формах – физическое снабжение электроэнергии и с помощью финансовых инструментов. Сначала на скандинавский бирже возник рынок физических поставок, который со 2 января 2002 года работает как самостоятельное структурное подразделение биржи – Nord Pool Spot AS. Рынок физических поставок распределен на два сектора: Elspot и Elbas. Elspot является рынком электрической энергии и мощности, на котором продаются контракты на физическое снабжение «на сутки вперед». Цена на электроэнергию формируется на основе баланса спроса и предложения участников торгов. На рынке физических поставок Elbas торговля осуществляется непосредственно перед снабжением с целью балансирования спроса и предложения электрической энергии. Эта часть рынка стала эффективно функционировать с 1998 года и на сегодня есть возможность выводить энергобаланс производства и потребления за 2 часа до момента снабжения электроэнергией. Поскольку целью Nord Pool является создание эффективного рынка с высоким уровнем надежности для участников, фьючерсные и форвардные контракты, имеющие хождение на рынке Eltermin, предназначены для хеджирования рисков участников торгов. Контракты на фьючерсных и форвардных рынках заключают на срок не более чем 3 года. Разница в торговле фьючерсными и форвардными контрактами заключается в расчете изменений в стоимости контракта. Для фьючерсных контрактов стоимость портфеля рассчитывается ежедневно и суммы выигрышей и проигрышей определяются и перечисляются продавцам и покупателям ежедневно. Фьючерсы могут быть однодневными, недельными, блочными (4 недели) и квартальными. По мере приближения даты платежа квартальные операции дробятся на блочные, недельные и суточные. Детально процедура трансформации контрактов описана в Соглашении об участии в Nord Pool. Форвардные операции являются исключительно квартальными. По форвардным контрактам расчеты не проводятся до начала периода поставки. Расчеты накапливаются ежедневно на протяжении всего периода торговли контрактами. Законодательные рамки торговли финансовыми инструментами установлены норвежским законодательством – Законом о торговле ценными бумагами (Norwegian Securities Trading Act) и Новым законом о биржах (The New Norwegian Exchange Act), принятыми соответственно в 1997 и 2000 годах. energetika.in.ua |
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
