Новый сегмент рынка электроэнергии в России. Рынок электроэнергии в россииРынок мощности в электроэнергетике России (Статья 1)Для нормальной работы электростанциям необходимо оплачивать затраты на выработку электроэнергии (условно-переменные затраты) и затраты, связанные с поддержанием оборудования в готовности для возможности выработки электроэнергии (условно-постоянные затраты). Необходимо разделять условно-переменные и условно-постоянные затраты, т.к. оптимизировать режим работы энергосистемы возможно только зная фактические затраты электростанций, отраженные в ценовых заявках на выработку электроэнергии. Немного истории. С момента появления первых электрических станций и до 2009 г. в России электростанциям оплачивали установленную мощность, с 2010 г. — располагаемую (при этом тариф на мощность увеличился на коэффициент отношения установленной мощности к располагаемой при неизменной величине оплаты за мощность). Федеральная служба по тарифам (ФСТ) рассматривала сметы затрат электростанций на выработку планового объема электроэнергии и утверждала каждой станции тариф на электроэнергию и на мощность. Начиная с 2007 г. под руководством А. Чубайса, бывшего в то время председателем правления РАО ЕЭС, и Ю. Удальцова, бывшего руководителем оперативного штаба Центра управления реформой, началось активное реформирование системы оплаты мощности электростанциям. Посмотрим, что получилось в итоге.
Сегодня для определения тарифа на мощность используется конкурентный отбор мощности (КОМ). Рассмотрим общий порядок проведения КОМ. На основе прогноза потребления Системный оператор определяет потребность в мощности электростанций на следующий год по каждой зоне свободного перетока (ЗСП). Электростанции подают Системному оператору заявки, в которых указывают располагаемую мощность на каждый месяц предстоящего года и желаемую цену оплаты 1 МВт мощности. Предельный размер цены на мощность утверждает Правительство РФ. Федеральная антимонопольная служба (ФАС) до проведения КОМ определяет ЗСП, в которых КОМ проводится с использованием предельного размера цены на мощность. Затем вступает в действие процедура конкурентного отбора мощности. В графическом виде алгоритм отбора ценовых заявок поставщиков хорошо иллюстрирует презентация «Конкурентный отбор мощности на 2014 год» (рис. 1), представленная Ф. Опадчим, заместителем Председателя Правления Системного оператора, на Всероссийском семинаре-совещании «Тарифное регулирование в 2013 году и задачи органов государственного регулирования на 2014 год». Опишем принцип определения цены КОМ. Системный оператор составляет ранжированный список ценовых заявок электростанций для покрытия потребления в данной ЗСП. Отбрасываются наиболее дорогие ценовые заявки, покрывающие 15% потребления (15% потребления в Первой ценовой зоне, 10% во Второй ценовой зоне) и ценовая заявка, являющаяся последней перед «дорогими» заявками — цена «срезки». Цена КОМ устанавливается равной максимальной ценовой заявке в оставшемся списке ценовых заявок. Оплата мощности станций, подавших «дорогие» заявки, а также последней перед «дорогими» станции осуществляется по цене заявки участника рынка. Цена КОМ — это цена оплаты мощности всех остальных ТЭС, в том числе подавших «ценопринимающие» заявки, на предстоящий год. Станциям, заключившим «свободные договоры на поставку мощности», мощность оплачивается по цене договора. Оплата мощности станциям, поставляющим мощность в вынужденном режиме, производится по тарифу ФСТ. Есть нюансы, но это основные правила. Попробуем их проанализировать. Первое, что вызывает вопрос, — обоснование построения системы оплаты мощности по схеме КОМ. Никаких теоретических выкладок, преимуществ перед предыдущей системой (определение тарифов Федеральной службой по тарифам) авторы КОМ не приводят (видимо, их просто не существует), а просто предлагают регламент без какихлибо доводов и объяснений. Не проводится также и критический анализ правил проведения КОМ (причины неустойчивого ценообразования, сравнение суммарной величины платы за мощность по сравнению с платой, определенной по тарифам ФСТ, и др.). Второе — любое изменение правил должно отталкиваться от недостатков предыдущей системы. Какие недостатки были в прежней системе определения тарифов на мощность? Насколько может судить автор, главный недостаток состоял в том, что тариф на мощность определялся в регулирующем органе для каждой электростанции «вручную», для рассмотрения смет большого количества электростанций требовалось много времени и трудозатрат, следовательно, имели место субъективные подходы и связанные с ними ошибки. Кроме того, у поставщиков не было стимулов к снижению издержек. Не было методики вывода с рынка устаревших мощностей. Возможно, существовали еще какието слабые места, о которых автор не знает. Новая система должна была исправить недостатки предыдущей системы расчета тарифов на мощность: исключить субъективный подход при установлении тарифов, стимулировать электростанции к снижению издержек и предложить способ избавления от устаревшего оборудования, сохраняя положительные стороны прежней системы — обеспечение электростанций средствами на поддержание работоспособности электростанций при нормативной рентабельности. Система определения тарифов на мощность с помощью КОМ решила в основном первую задачу — уход от «ручного» определения тарифов. Увы, решив незначительную проблему алгоритмизации назначения тарифа, получили другие проблемы, более существенные. А именно: все тепловые электростанции, получившие тариф КОМ, совершенно разные по типу и величине установленной мощности, объективны — в силу конструктивных особенностей имеющие разные условно-постоянные затраты (затраты на обслуживание, ремонт и т.д.) получают одинаковый тариф на мощность. Более того, поставщики могут подавать так называемые ценопринимающие заявки на оплату мощности. То есть средства на оплату условно-постоянных затрат, которые и называются постоянными, в условиях действующей системы оплаты могут принимать совершенно разную величину! Станции, подавшие ценопринимающие заявки, получают тариф, который может не покрывать/перекрывать с большой переплатой условно-постоянные затраты. И то, и другое — плохо. В список станций, не прошедших КОМ, а стало быть, не получивших оплату за мощность, попали многие ТЭЦ. Электростанции, отапливающие города, с КПД использования топлива более 80%, существенно более высоким, чем у конденсационных (~30—45%), оказываются «неэффективными». Не получив плату за мощность, но работая дальше в обязательном порядке (для отопления города), ТЭЦ лишаются необходимых для модернизации оборудования финансов, и в результате ситуация только ухудшается. Процедура определения тарифов на оплату мощности называется «конкурентный отбор мощности». А в чем, собственно, заключается конкуренция? При избытке мощности на рынке не оказаться хуже всех при подаче ценовой заявки в КОМ? При дефиците мощности (как во второй ценовой зоне) никакой конкуренции не существует в принципе. Станция с любой ценовой заявкой пройдет КОМ, ее мощность будет оплачена либо по тарифу ценовой заявки, рассмотренной и утвержденной ФСТ (в случае подачи «дорогой» заявки), либо по тарифу выше подаваемой заявки — по цене КОМ (в случае подачи заявки ниже тарифа КОМ).При организации оптового рынка электроэнергии на основе двусторонних договоров мощность, видимо, тоже будет оплачиваться по этим же договорам. Возникнет ситуация: кто будет ближе к дешевым поставщикам, в том числе ГЭС, тот будет в выигрыше. У покупателей возникнет стимул заполучить «дешевых» поставщиков. Какие при этом будут применяться методы? Очень возможно, что коррупционные. А кто будет заключать договоры с «дорогими» поставщиками — честные неудачники? Складывается впечатление, что авторы реформы оплаты мощности взяли за основу систему ценообразования на рынке электроэнергии (ценопринимание, маржинальное ценообразование, уравнивание цены для электростанций разных типов), систему, которая сейчас активно критикуется, признана неудовлетворительной, обсуждаются вопросы ее замены. Рынок мощности в существующем виде привел к нижеприведенным результатам. 1. Увеличена суммарная плата за мощность поставщикам покупателями относительно того, если бы оплата производилась по тарифам ФСТ. 2. Станции, получившие тариф КОМ, получают одинаковый тариф вне зависимости от объективно необходимых затрат. 3. Тариф на мощность, определенный по итогам КОМ, может существенно зависеть от ценовых заявок одногодвух поставщиков, что приводит к неоправданной волатильности цены КОМ. 4. Ухудшается финансовое положение ТЭЦ — наиболее экономичных при производстве электроэнергии и тепла электростанций, — не прошедших КОМ. 5. Возникли нерешаемые вопросы по теплоснабжению. Если по итогам определения тарифов на мощность ТЭЦ не прошла КОМ, но не подлежит закрытию по условиям теплоснабжения, то было бы логичным потребовать от станции план мероприятий по модернизации оборудования с последующим рассмотрением в ФСТ и финансовым обеспечением. То, что сегодняшний рынок мощности не предлагает решения проблемы неэффективной генерации, признают и его разработчики.
Ф. Опадчий на уже упомянутом Всероссийском семинаре-совещании «Тарифное регулирование в 2013 году и задачи органов государственного регулирования на 2014 год» указал, что пока не существует механизмов вывода из эксплуатации неэффективной генерации, привязанной к выработке тепла (рис. 2). КОМ определяет эффективность/неэффективность ТЭЦ только на основании тарифов на мощность при выработке электроэнергии, а ведь ТЭЦ строились как наиболее эффективный комбинированный источник электроэнергии и тепла. И оценивать, является станция эффективной или неэффективной, необходимо с точки зрения эффективности использования топлива (выработки электроэнергии и тепла). Организация рынка мощности, учитывающая расходы на содержание мощности для выработки только электроэнергии, неправильна в принципе. Вследствие неправильной организации определения тарифов на мощность многие ТЭЦ оказываются «неэффективными», ставится вопрос о выводе электростанции из эксплуатации, что в свою очередь рождает множество серьезных проблем.
Одной из задач КОМ является вывод неэффективных электростанций из эксплуатации. В презентации Ф. Опадчего показано, что КОМ данную задачу не решает, но решать ее надо. Как же быть? Автор статьи предлагает следующий путь. Эффективность работы каждой электростанции можно оценить по нескольким параметрам: КПД использования топлива, платежный баланс, ценовые заявки на выработку электроэнергии и оплату мощности, состояние оборудования, условия работы персонала, вопросы теплоснабжения, выработка электроэнергии и др. Если установить каждому параметру свой весовой коэффициент, то при анализе отчетных форм, обобщая все коэффициенты, можно определить станции, работа которых неэффективна. Работу электростанций, по данным отчетности признанными неэффективными, должна анализировать комиссия, состоящая из представителей собственника станции, местных властей, ФСТ, Системного оператора и, возможно, еще каких-либо участников. После всестороннего анализа финансов, эффективности менеджмента, вопросов теплоснабжения, состояния оборудования и т.п. комиссия должна принимать решение о дальнейшей судьбе электростанции — модернизировать оборудование, выводить из эксплуатации, изменять финансовые потоки и т.д. Зарубежный опыт организации рынков мощности А как обстоят дела с оплатой мощности электростанций за рубежом? Конструкция энергетического рынка каждой страны (региона) является уникальной, и не существует признанного стандарта в способе оплаты мощности электростанций. В соответствии с обеспечением надежности энергосистемы все существующие в мире рынки можно разделить на пять групп [1]: 1) рынок без оборота мощности; 2) рынок с регулируемыми платежами за мощность; 3) двусторонний рынок мощности; 4) краткосрочный централизованный рынок мощности; 5) долгосрочный централизованный рынок мощности. Рынки без оборота мощности К рынкам, где торгуется только электроэнергия, потребители не оплачивают готовность генерирующих объектов, а поставщики электроэнергии не получают платежей за мощность. В периоды низкого спроса цена на электроэнергию находится на относительно низком уровне. В период пикового потребления востребованными являются практически все мощности энергосистемы и цены могут возрастать в десятки раз, тем самым позволяя генераторам получать возмещение постоянных затрат и прибыль. Пример подобного ценового всплеска приведен на рис. 3: цены на эстонском рынке (является частью Nord Pool) на несколько часов выросли с уровня 50 до 2000 евро/МВт·ч. Хотя данный всплеск по своей величине нельзя назвать типичным, он в целом хорошо отражает логику работы рынка электроэнергии. 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 2000 евро/МВт·ч, на канадском рынке AESO— 1000 долл./МВт·ч, на австралийском NEM — 7850 долл./МВт·ч. Рынки без оборота мощности имеют относительно простую конструкцию, но в то же время обладают существенными недостатками:
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.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 мегаватт-часа, который обращается на рынке. Преимущества: · наличие удобного механизма, позволяющего регулятору в «ручном» режиме регулировать объем 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. Недостатки: эффективность рынка ставится в зависимость от «ручного» воздействия регулятора, определяющего размеры тарифов; отсутствие прозрачных правил определения тарифа на мощность создает дополнительные риски для инвесторов, что приводит к увеличению требуемой ими премии за риск; · «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 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. Если старые станции платежей за мощность не получают, то 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. Двусторонний краткосрочный рынок мощности Фактически это рынок мощности, состоящий из двусторонних контрактов между его участниками. Стандартизованного 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. Преимущества: · в явном виде заданы требования по величине необходимой мощности для участников рынка, что позволяет обеспечить необходимый уровень надежности энергосистемы; · поскольку участники рынка мощности большую часть потребностей в мощности 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. Недостатком является то, что 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 изза 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 Системный оператор определяет спрос на мощность для каждого участника рынка как сумму его прогнозного пикового потребления электроэнергии и требуемого объема резервов.Из спроса на мощность вычитаются объемы мощности, которые принадлежат участнику на праве собственности, а также приобретенные им в рамках двусторонних 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. Следует отметить, что централизованный аукцион является лишь дополнительным инструментом покупки и продажи мощности. Участники рынка не ограничиваются в заключении двусторонних договоров либо в строительстве собственной мощности. По сравнению с двусторонними 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, несмотря на то, что 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. 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 В отличие от предыдущей модели на данных рынках покупатели обязаны приобретать мощность за несколько лет до начала периода поставок. Цена по результатам торгов определяется в точке пересечения кривой спроса, определяемой регулятором, и точки предложения, которая формируется на основе ценовых заявок поставщиков. Цена наклонной кривой спроса на мощность растет при недостатке мощности и снижается при ее избытке. Из достоинств можно выделить то, что 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 существуют недостатки: 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 тот, который нужен для поддержания надежности в энергосистеме. Форвардные обязательства увеличивают риски неисполнения генераторами своих обязательств. Как видно из приведеной таблицы, не существует какой-либо единственно правильной системы оплаты мощности. Концепции оплаты мощности не привязаны к какой-либо определенной модели рынка электроэнергии. В каждой стране система оплата мощности электростанций выбиралась исходя из конкретных задач, стоящих перед разработчиками правил рынка в определенный период времени. Выводы: 1. Рынок мощности ЕЭС России в существующем виде не решает актуальных задач электроэнергетики России (финансирование строительства новых электростанций, вывод из эксплуатации/реконструкция устаревших теплогенерирующих мощностей), приводит к неоптимальной оплате существующих мощностей и должен быть отменен. 2. До разработки правил, свободных от недостатков КОМ, определение тарифов на мощность для электростанций целесообразно передать ФСТ. electricalnet.ru Розничные рынки электрической энергии | Ассоциация «НП Совет рынка»1. Что такое розничные рынки электрической энергии? Розничные рынки электрической энергии - это сфера обращения электрической энергии в рамках Единой энергетической системы России в границах единого экономического пространства Российской Федерации с участием производителей, покупателей электрической энергии (мощности) и иных лиц, которые не являются субъектами оптового рынка электрической энергии (мощности). Требования к производителям и покупателям, которые разграничивают субъектов оптового рынка и розничных рынков устанавливаются Правительством Российской Федерации.
Правила функционирования розничных рынков в переходный период утверждены постановлением Правительства Российской Федерации № 530 от 31 августа 2006 года "Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики" (Правила розничных рынков). Помимо этого, отношения на розничных рынках регулируются следующими постановлениями Правительства РФ и приказами ФСТ России:
2. Субъекты розничных рынков.
Основными субъектами розничных рынков являются:
a. Гарантирующий поставщик
Введение требования о запрете совмещения конкурентных и монопольных видов деятельности в электроэнергетике привело к разделению деятельности по передаче электроэнергии от деятельности по ее продаже и производству. При этом для сохранения основ надежного электроснабжения потребителей был создан институт гарантирующих поставщиков (ГП). ГП – энергосбытовая компания, обязанная заключить договор с любым обратившимся к ней клиентом в зоне ее деятельности Договор энергоснабжения (купли – продажи).
Договоры, заключаемые ГП с потребителями, носят публичный характер.
Участие уполномоченных органов власти в процедурах назначения и смены гарантирующего поставщика, а также контроля за деятельностью и финансовым состоянием гарантирующих поставщиков, гарантирует потребителям электроэнергии надежное энергоснабжение.
ГП действует в таком качестве в рамках определенной зоны деятельности. Вне ее он может выступать как энергосбытовая организация. Зоны деятельности гарантирующих поставщиков не пересекаются.
b. Энергосбытовая организация
В отличие от ГП, Энергосбытовая организация свободна в заключении договоров с потребителям и определении цены, за исключением случаев, если она одновременно снабжает потребителей-граждан.
В таком случае, она обязана соблюдать установленный порядок определения объемов поставки по регулируемым и нерегулируемым ценам, предельных уровней нерегулируемых цен.
c. Энергоснабжающая организация
Энергоснабжающими в рамках действующих правил являются те организации, которые продолжают совмещать деятельность по купле-продаже с деятельностью по передаче электрической энергии.
Такое совмещение допускается в границах территорий, не включенных в ценовые зоны оптового рынков, в технологически изолированных случаях.
В остальных случаях совмещение указанных видов деятельности является нарушением законодательства и может быть предметом воздействия со стороны антимонопольных органов.
d. Производители электрической энергии, не являющиеся участниками оптового рынков
Специфика деятельности производителей в розничном рынке зависит от их установленной мощности.
Станции свыше 25 МВт могут продавать э/э и мощность только ГП. Цены и условия договоров при этом должны определяться с учетом цен оптового рынков.
Прочие вправе поставлять э/э и мощность любым потребителям или ЭСК в границах зоны деятельности того ГП, на чьей территории они расположены. Все, что не продано потребителям или ЭСК, поставляется ГП.
3. Договорная конструкция розничных рынков
Гарантирующие поставщики, энергосбытовые компании могут заключать два вида договоров с потребителем:
Гарантирующие поставщики в основном заключают договоры энергоснабжения вследствие его преемственности к прежней системе отношений. При этом он обязан урегулировать отношения с сетевой организацией в интересах обслуживаемых потребителей.
Энергосбытовые организации в большинстве случаев заключают договоры купли-продажи.
При заключении и расторжении договоров на розничном рынке стороны руководствуются следующими правилами:
Это необходимые требования для того, чтобы исключить ситуации, в которых потребитель получает из сети электрическую энергию, которую нигде не приобретает.
Порядок заключения, исполнения и расторжения публичных договоров, заключаемых гарантирующим поставщиком, регулируется Правилами розничных рынков и предполагает, что с потребителями-гражданами договоры энергоснабжения могут заключаться в отсутствие письменной формы, то есть без наличия формуляра договора, подписанного с двух сторон. Заключение договора гражданином подтверждается оплатой в пользу гарантирующего поставщика. В свою очередь гарантирующий поставщик должен довести до сведения потребителей - граждан текст договора путем размещения в пунктах приема платежей, рассылки вместе с платежными квитанциями, в прессе и на сайте в сети Интернет - по желанию. Если гарантирующий поставщик этого не сделал, то в судебных спорах условиям договора будут рассматриваться на основании примерного договора энергоснабжения (купли-продажи), являющегося приложением к Правилам.
Другие потребители заключают договор в письменной форме, и для этого должны обратиться с заявкой, вместе с которой представить информацию о присоединении энергопринимающих устройств потребителя к электрической сети сетевой организации, их надлежащем техническом состоянии. Г www.np-sr.ru Новый сегмент рынка электроэнергии в РоссииПрограмму ведет Александр Гостев. Принимает участие корреспондент Радио Свобода Сергей Сенинский. Александр Гостев: В конце прошлой недели в России появился еще один новый сектор рынка электроэнергии, где она впервые будет продаваться по конкурентным рыночным ценам. Теоретически уже в ближайшем будущем почти 20 процентов всей электроэнергии в стране может продаваться по ценам, определяемым не государством, а спросом и предложением. Эту тему продолжит Сергей Сенинский. Сергей Сенинский: Новый сегмент рынка электроэнергии в России, который официально открылся 20 октября, энергетики называют балансирующим. Прежде всего, почему его назвали именно так? Баланс чего именно он призван определять и устанавливать? Наш первый собеседник в Москве, аналитик инвестиционной копании "Проспект" Алексей Соловьев. Алексей Соловьев: Мне кажется, его название произошло от слова "баланс", чтобы сохранялся баланс между потреблением и производством электроэнергии. В целом балансирующий рынок - это не что-либо новое. По крайней мере, он должен заменить существующий регулируемый в секторе оптового рынка электроэнергии так называемый сектор отклонений, где производится покупка и продажа электроэнергии, которая произведена либо потреблена выше установленных норм, когда кто-то производит больше, чем до этого подавал заявку. Вот это отклонение, соответственно, перетекает в сектор отклонений в настоящее время. В целом балансирующий рынок призван изменить сектор отклонений, где цена была регулируемой. Цена в этом секторе будет устанавливаться с помощью рыночных механизмов. Сергей Сенинский: Из каких сегментов теперь в целом состоит рынок электроэнергии в России? Алексей Соловьев: В настоящее время в целом вся электроэнергия продается на так называемом федеральном оптовом рынке электроэнергии, который состоит из нескольких частей - это регулируемый сектор, где цены устанавливаются государством, и сектор свободной торговли или конкурентный сектор так называемый "5-15", где цены устанавливаются на основании рыночного механизма, а также существовавший ранее сектор отклонения. В настоящее время его заменил балансирующий рынок. Сергей Сенинский: А какова доля каждого из этих сегментов? Алексей Соловьев: Сектор свободной торговли составляет порядка 8-9 процентов, балансирующий рынок составляет порядка 2-3 процентов, может в будущем достигнуть 5 процентов, а все остальное занимает регулируемый сектор, то есть получается порядка 85-90 процентов. Сергей Сенинский: Конкурентный или так называемый рынок "5-15" существует в России с ноября 2003 года. Идея в том, что производители электроэнергии могут продавать здесь от 5 до 15 процентов всей своей выработки не по регулируемым, то есть назначаемым государством ценам, а по конкурентным, рыночным. Поначалу эту возможность имели только те энергетические компании, которые работают на территории Европейской части России и на Урале, но с мая нынешнего года такая возможность появилась и у энергокомпаний из Сибири. Здесь, правда, свои особенности. В отличие от энергетики Европейской части России и Урала, в регионах Сибири более половины всей электроэнергии вырабатывается именно на гидроэлектростанциях. А эта энергия значительно дешевле, чем та, которую вырабатывают электростанции, работающие на газе или мазуте. Поэтому гидростанции Сибири могут продавать на конкурентном рынке вдвое меньше электроэнергии, чем тепловые - 2,5 процента общей выработки против 5 процентов для тепловых. Тем не менее, пока в России этот конкурентный сегмент рынка электроэнергии ни в Европейской части страны, ни за Уралом не достиг даже изначально определенного максимума, то есть 15 процентов. Почему? Эта тема отдельного разговора. Но ведь предполагалось, что 15-процентный лимит будет постепенно повышаться. И вот теперь в дополнение к рынку "5-15" появился рынок балансирующий. Если говорить о реформе российской электроэнергетики в целом, какое именно место в ней он занимает? Аналитик финансовой корпорации УРАЛСИБ Матвей Тайц. Матвей Тайц: Процесс создания балансирующего рынка - это процесс перехода к более современному, более эффективному рынку электроэнергии, поскольку создаются предпосылки для более обоснованной оплаты отклонений всеми участниками. Алексей Соловьев: В целом балансирующий рынок является полноценной и необходимой частью целевой модели оптового рынка электроэнергии, то есть это не какая-то часть, которая в дальнейшем будет ликвидирована. Нет, это составляющая часть оптового рынка электроэнергии. А оптовый рынок электроэнергии в свою очередь является одним из направлений, в котором в настоящее время идет процесс реструктуризации отрасли. Сергей Сенинский: Министр промышленности и энергетики России Виктор Христенко подтвердил недавно, что в дальнейшем, имея в виду реформирование отрасли, участие иностранных инвесторов в сегменте тепловой генерации, то есть тепловых электростанций, на которых вырабатывается две трети всей электроэнергии в России, ограничиваться не будет. Тем не менее, такие ограничения, по его словам, сохранятся для атомной и гидроэнергетики. Что касается атомной энергетики, то особых вопросов пока не возникает - стратегическая отрасль, закрытые технологии и так далее. Но почему государство так стремится сохранить почти полный контроль над большинством гидроэлектростанций? Их доля в общем объеме выработки электроэнергии в стране не превышает 15-17 процентов. Примерно столько же приходится на долю атомных электростанций. Может быть, потому что на гидростанциях самая дешевая электроэнергия? Матвей Тайц: Думаю, что здесь две причины. Основная - это низкие операционные затраты на производство электроэнергии на гидроэлектростанциях. Поэтому после либерализации рынка возникающие сверхдоходы, скажем так, генерирующих компаний могут быть использованы как ресурс для вложений. Поэтому государство не заинтересовано терять такой значительный денежный поток. Еще одной причиной можно назвать также безопасность, поскольку здесь речь идет о плотинах, о поддержании их в безопасном состоянии, что тоже, наверное, какую-то роль играет. Более того, текущее законодательство предполагает, что доля государства в компании, владеющей гидроэлектростанциями, не может быть снижена в том случае, если эта доля составляет свыше 50 процентов. Алексей Соловьев: С моей точки зрения, государство будет всегда стремиться сохранить какую-либо генерацию, с помощью которой можно будет продавать дешевую электроэнергию населению. По крайней мере, государство не будет отказываться от данного инструмента.www.svoboda.org РРЭМ (розничный рынок электроэнергии и мощности)Розничный рынок электроэнергии и мощности Розничные рынкиВ рамках розничных рынков электрической энергии реализуется электроэнергия, приобретенная на оптовом рынке электроэнергии и мощности, а также электроэнергия генерирующих компаний, не являющихся участниками оптового рынка. Правила функционирования розничных рынков в переходный период утверждены постановлением Правительства Российской Федерации № 530 от 31 августа 2006 года "Об утверждении Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии " (Основные положения). Субъектами розничных рынков являются: потребители электрической энергии;гарантирующие поставщики;энергосбытовые организации;производители электрической энергии, не имеющие права на участие в оптовом рынке, осуществляющие продажу электрической энергии на розничном рынке;исполнители коммунальных услуг, приобретающие электрическую энергию в целях оказания гражданам коммунальных услугсетевые организации и иные владельцы объектов электросетевого хозяйствасистемный оператор и иные субъекты оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах.
Сбытовые компании Сбыт электроэнергии конечным потребителям осуществляют сбытовые компании: гарантирующие поставщики, энергосбытовые организации, энергоснабжающие организации. Гарантирующий поставщик (ГП) – сбытовая компания, обязанная заключить с любым обратившимся к ней клиентом в зоне ее деятельности договор энергоснабжения (купли – продажи). Наличие ГП в конструкции розничного рынка гарантирует, что потребитель не окажется в ситуации, когда с ним отказались заключать договор энергоснабжения (купли-продажи) все сбытовые организации. Договоры, заключаемые ГП с потребителями, носят публичный характер, их условия, включая порядок ценообразования, регламентируется Правительством РФ. ГП действует в рамках определенной зоны деятельности. За пределами своей зоны деятельности он может выступать как энергосбытовая организация. Зоны деятельности гарантирующих поставщиков не пересекаются. В отличие от ГП, энергосбытовые организации свободны в выборе покупателя, с которым они готовы заключить договор энергоснабжения (купли-продажи) электрической энергией. Производители электрической энергии, не являющиеся участниками оптового рынков Производители электрической энергии, установленная генерирующая мощность которых составляет менее 25 МВт или равна либо превышает 25 МВт, но при этом на них не распространяется требование законодательства Российской Федерации об электроэнергетике о реализации производимой электрической энергии (мощности) только на оптовом рынке, продают электроэнергию на розничных рынках. Производить элекроэнергии на розничном рынке имеет право продавать электрическую энергию (мощность) на розничном рынке по ценам и в объеме, определяемым по соглашению сторон соответствующих договоров, любому потребителю, расположенному в зоне деятельности гарантирующего поставщика, в которой расположен генерирующий объект данного производителя, в том числе и самому гарантирующему поставщику. Договорная конструкция розничных рынков Гарантирующие поставщики, энергосбытовые компании могут заключать два вида договоров с потребителем: Договор купли-продажи, при этом потребитель должен самостоятельно урегулировать отношения по передаче электроэнергии с сетевой организацией.Договор энергоснабжения, включающий в себя как условия купли-продажи электроэнергии, так и все существенные условия договоров оказания услуг по передаче электроэнергии. При заключении и расторжении договоров на розничном рынке стороны руководствуются следующими правилами: договор вступает в силу с даты начала оказания услуг по передаче электрической энергии;в свою очередь договоры об оказании услуг по передаче электрической энергии исполняются только при наличии договора купли-продажи электрической энергии;в случае если гарантирующий поставщик не сообщил своевременно о расторжении договора купли-продажи (поставки) электрической энергии или договора энергоснабжения с потребителем, сетевая организация продолжает оказывать услуги по передаче электроэнергии до даты получения уведомления гарантирующего поставщика. При этом гарантирующий поставщик обязан оплатить оказанные сетевой организацией услуги по передаче электрической энергии.потребитель вправе расторгнуть договор в одностороннем порядке при условии отсутствия задолженности и выполнении иных обязательных требований. Законодательство предусматривает указанные требования для исключения бездоговорного потребления электроэнергии. При выявлении фактов потребления электрической энергии, осуществляемого юридическими или физическими лицами в отсутствие заключенного в установленном порядке договора энергоснабжения (договора купли-продажи (поставки) электрической энергии) и (или) с использованием энергопринимающих устройств, присоединенных к электрической сети сетевой организации с нарушением установленного порядка технологического присоединения энергопринимающих устройств (бездоговорное потребление электрической энергии), сетевая организация вводит в установленном порядке полное ограничение режима потребления электрической энергии в отношении лиц, осуществляющих бездоговорное потребление электрической энергии. Порядок заключения, исполнения и расторжения публичных договоров, заключаемых гарантирующим поставщиком, регулируется Основными положениями и предполагает, что с потребителями-гражданами договоры энергоснабжения могут заключаться в отсутствие письменной формы, то есть без наличия формуляра договора, подписанного с двух сторон. Заключение договора с гражданином подтверждается оплатой в пользу гарантирующего поставщика. Другие потребители заключают договор в письменной форме, и для этого должны обратиться с заявкой, вместе с которой представить информацию о присоединении энергопринимающих устройств потребителя к электрической сети сетевой организации, их надлежащем техническом состоянии.В течение 30 дней со дня получения заявки о заключении договора энергоснабжения (договора купли-продажи (поставки) электрической энергии) гарантирующий поставщик обязан ее рассмотреть и направить заявителю подписанный со своей стороны проект договора, а в случае если заявителем представлен проект договора - подписать его или направить ему протокол разногласий. Гарантирующий поставщик может отказать в заключении договора потребителю, в случае если он расположен вне его зоны деятельности или отсутствует технологическое присоединение в установленном порядке энергопринимающих устройств потребителя к электрическим сетям. В случае отказа от заключения договора энергоснабжения (договора купли-продажи (поставки) электрической энергии) по указанным основаниям, гарантирующий поставщик должен в 5-дневный срок со дня обращения заявителя в письменной форме уведомить его об отказе от заключения договора с указанием причин такого отказа. Ценообразование на розничном рынке В соответствии с Основными положениями с 1 января 2011 года продажа электрической энергии (мощности) на розничных рынках по регулируемым ценам (тарифам) осуществляется для снабжения населения и приравненных к нему категорий потребителей. А) Ценовые зоны:Продажа остальных объемов электрической энергии (мощности) на территориях субъектов Российской Федерации, включенных в ценовые зоны оптового рынка, осуществляется по нерегулируемым ценам. Б) Неценовые зоны:Продажа остальных объемов электрической энергии (мощности) на территориях субъектов Российской Федерации, включенных в неценовые зоны оптового рынка, осуществляется по регулируемым ценам. Регулируемые цены Регулируемые цены устанавливаются на основании одобренного Правительством Российской Федерации прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на очередной год. ФСТ России устанавливает предельные минимальные и максимальные уровни регулируемых тарифов на электрическую энергию для населения и приравненных к нему категорий потребителей. Предельные максимальные и минимальные уровни тарифов могут устанавливаться с календарной разбивкой как в среднем по субъектам РФ, так и отдельно для гарантирующих поставщиков, и других энергоснабжающих организаций с учетом региональных и иных особенностей. Предельные минимальные и (или) максимальные уровни регулируемых тарифов на электрическую энергию (мощность), поставляемую гарантирующими поставщиками, энергоснабжающими организациями и энергосбытовыми организациями, к числу потребителей которых относится население и (или) приравненные к нему категории потребителей, устанавливаются исходя из полных объемов потребления электрической энергии (мощности), утвержденных при формировании сводного баланса. В рамках предельных уровней тарифов региональные службы по тарифам (РСТ) субъектов РФ устанавливают на розничном рынке регулируемые тарифы на электрическую энергию (мощность) для граждан-потребителей и приравненным к ним категориям потребителей. В неценовой зоне оптового рынка с 1 марта 2011 года при определении цен на электрическую энергию (мощность), поставляемую на розничных рынках конечным потребителям, применяются принципы трансляции цен оптового рынка, установленные Правилами розничных рынков, а также Правилами 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 (далее – правила применения цен (тарифов)). Трансляция цен оптового рынка осуществляется в отношении всех конечных потребителей, за исключением населения и приравненных к ним категорий потребителей. Цены, рассчитываемые сбытовыми компаниями в соответствии с Правилами применения цен (тарифов) являются регулируемыми. Трансляция в неценовых зонах оптового рынка осуществляется в два этапа: доведение цены оптового рынка до конечных потребителей – «базовая часть трансляции» и оплата отклонений розничными потребителями.При оперативном управлении режимами, руководствуясь критерием минимизации стоимости вырабатываемой электрической энергии, системный оператор задаёт плановый диспетчерский график для объектов генерации, который не совпадает со сводным прогнозным балансом. Недопоставка поставщиками мощности, покупка недостающих объемов мощности потребителями, не запланированных в балансе, также влияет на стоимость оплачиваемой мощности сбытовой компании на оптовом рынке. Указанные выше факторы учитываются в «базовой» части трансляции, т.е. факторы изменения цен на оптовом рынке учитываются при определении стоимости фактических объемов потребления каждого потребителя, покупающего электрическую энергию на розничном рынке у сбытовой компании. При этом стоимость отклонений, оплачиваемых на оптовом рынке сбытовыми компаниями не учитывается при определении цен «базовой» трансляции. Отклонения фактического объема потребления от договорного оплачивается потребителями отдельно. В основу трансляции отклонений положен принцип индивидуальной ответственности каждого потребителя за соблюдение почасовых объемов потребления (потребители с присоединенной мощностью более 750 кВА обязаны планировать собственное потребление в почасовом режиме). Таким образом, в случае точного планирования собственного потребления, на потребителя не возлагается ответственность за оплату стоимости отклонений, определенных для сбытовых компаний на оптовом рынке. Потребители с присоединенной мощностью 750 кВА и менее не планируют собственное почасовое потребление и отклонения не оплачивают. Нерегулируемые цены На розничных рынках, функционирующих на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, гарантирующие поставщики осуществляют продажу электрической энергии (мощности) (за исключением объема электрической энергии (мощности), поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей) по нерегулируемым ценам не выше предельных уровней нерегулируемых цен. Предельный уровень нерегулируемых цен на розничном рынке складывается из суммы следующих составляющих:средневзвешенная нерегулируемая цена покупки электроэнергии (мощности) на оптовом рынке, определяемая ОАО «АТС»;размер платы за услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией данного потребителя (покупателя), включая сбытовую надбавку гарантирующего поставщика, а также размер платы за услуги по передаче электрической энергии в случае поставки электрической энергии по договору энергоснабжения;плата за комплексную услугу по расчету требований и обязательств участников оптового рынка, оказываемую организацией коммерческой инфраструктуры оптового рынка. Коммерческий оператор оптового рынка в отношении каждого гарантирующего поставщика - участника оптового рынка определяет и публикует не позднее 4 дней по окончании расчетного периода на своем официальном сайте в сети Интернет следующие составляющие предельных уровней нерегулируемых цен:дифференцированная по диапазонам числа часов использования мощности средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке;дифференцированная по зонам суток расчетного периода средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке;средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке;дифференцированные по часам расчетного периода нерегулируемые цены на электрическую энергию;приходящиеся на один киловатт-час электрической энергии величины разницы предварительных требований и обязательств, рассчитанных на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и конкурентного отбора заявок для балансирования системы;средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке. Плата за регулируемые услуги рассчитывается и публикуется в установленном порядке не позднее 31 декабря года, предшествующего году поставки органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов. С 1 января 2012 г. предельные уровни нерегулируемых цен на розничных рынках рассчитываются гарантирующим поставщиком по следующим ценовым категориям:первая ценовая категория - для объемов покупки электрической энергии (мощности), учет которых осуществляется в целом за расчетный период;вторая ценовая категория - для объемов покупки электрической энергии (мощности), учет которых осуществляется по зонам суток расчетного периода;третья ценовая категория - для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых в расчетном периоде осуществляется почасовой учет и стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу в одноставочном выражении;четвертая ценовая категория - для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых в расчетном периоде осуществляется почасовой учет и стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу в двухставочном выражении;пятая ценовая категория - для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых в расчетном периоде осуществляются почасовое планирование и учет и стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу в одноставочном выражении;шестая ценовая категория - для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых в расчетном периоде осуществляются почасовое планирование и учет и стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу в двухставочном выражении. Выбор ценовой категории осуществляется потребителем самостоятельно посредством уведомления гарантирующего поставщика в течение 1 месяца с даты принятия решения об установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии в соответствующем субъекте Российской Федерации. Третью - шестую ценовые категории потребитель вправе использовать в расчетном периоде при условии уведомления гарантирующего поставщика за 10 рабочих дней до начала расчетного периода. При этом гарантирующий поставщик обязан производить расчеты с таким потребителем по указанной в уведомлении ценовой категории. В отношении потребителей с присоединенной мощностью энергопринимающих устройств свыше 750 кВА, выбравших для расчетов с гарантирующим поставщиком пятую и шестую ценовые категории, стоимость отклонений фактического объема потребления электрической энергии от договорного объема потребления компенсируется в соответствии с порядком определения и применения нерегулируемых цен. Оплата потребленной электрической энергии потребителями с присоединенной мощностью до 750 кВА включительно, не выбравшими для расчетов с гарантирующим поставщиком пятую и шестую ценовые категории, производится исходя из фактических объемов потребления в соответствующем периоде, подтвержденных показаниями приборов учета за указанный период. Компенсация стоимости отклонений фактического объема потребления электрической энергии от договорного объема потребления такими потребителями не производится. Энергосбытовые организации продают электрическую энергию (мощность) на розничных рынках на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, по ценам и в объеме, определяемым по соглашению сторон соответствующих договоров. nueskenergo.ru Рынок электроэнергии в России — DocumentationМатериал из Documentation.С 1 января 2011 года российская реформа электроэнергетики вступила в свою решающую стадию, оптовый рынок электроэнергии был полностью либерализован, за исключением отдалённых регионов, где нет замкнутой энергосистемы.[1]   Динамика экспорта электроэнергии из России в 1994—2017 годах, в млрд кВт*ч и $млн В 1994 году из России было экспортировано 28,4 млрд кВт*ч электроэнергии на сумму $546 млн, в 1999 году — 15,4 млрд кВт*ч на сумму $318 млн, в 2004 году — 19,2 млрд кВт*ч на сумму $487 млн, в 2008 году — 20,7 млрд кВт*ч на сумму $1,09 млрд.[2] В 2009 году экспорт электроэнергии из России сократился на 13,4 % по сравнению с 2008 годом и составил 17,97 млрд кВт.ч. В стоимостном выражении объём экспорта снизился на 27,5 % — до $791 млн.[3] За первые семь месяцев 2010 года Россия экспортировала на 17,9 % больше электроэнергии, чем за аналогичный период 2009 года — 10,5 млрд кВт.ч. Объём экспорта составил $545,3 млн (рост на 47,2 %). В страны СНГ за этот период было экспортировано 529 млн кВт.ч электроэнергии на $23,7 млн. В страны дальнего зарубежья продано 9,96 млрд кВт.ч на $521,6 млн.[4] За первые 10 месяцев 2011 года из России было экспортировано 18,2 млрд кВт*ч электроэнергии, что на 18 % больше, чем за аналогичный период 2010 года.[5] В 2011 году объём экспорта электроэнергии из России составил более 23 млрд кВт*ч.[6] В 2006 году импорт электроэнергии в Россию составил 5,1 млрд кВт•ч. По данным РАО ЕЭС, в 2006 году в Россию больше всего импортировано электроэнергии из Казахстана (3,6 млрд кВт•ч). Из Литвы импортировано 500 млн кВт•ч, с Украины — 498 млн, из Азербайджана — 317 млн, из Белоруссии — 55 млн, из Латвии — 45 млн, из Монголии — 16 млн.[7] В апреле 2007 года технический директор РАО ЕЭС Борис Вайнзихер, представляя базовые принципы генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, прогнозировал падение импорта и рост экспорта к 2020 году. Исходя из его прогнозов, к 2020 году импорт электроэнергии в России должен быть полностью прекращен, зато экспорт должен возрасти почти в семь раз.[8]
newsruss.ru |
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
