Рынок электроэнергии и мощности

Оптовый рынок электрической энергии и мощности

Оптовый рынок электрической энергии и мощности (ОРЭМ) – сфера обращения особых товаров (электрической энергии и мощности) в рамках Единой энергетической системы России в границах единого экономического пространства Российской Федерации. Правовые основы функционирования оптового рынка устанавливаются Федеральным законом от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности (постановление Правительства Российской Федерации от 27.12.2010 №1172) и иными нормативными правовыми актами, предусмотренными правилами оптового рынка.

В ценовых зонах оптового рынка купля - продажа электрической энергии и мощности осуществляется по свободным (нерегулируемым) ценам. Выделяют две ценовые зоны. Это обусловлено особенностями планирования и ведения режима из-за различий состава генерирующего оборудования и существующими сетевыми ограничениями на переток активной мощности из одной ценовой зоны в другую. Первая ценовая зона включает территории Европейской части России и Урала (Центрального, Северо-Западного (за исключением территорий, относящихся к неценовым зонам), Южного, Северо-Кавказского, Приволжского и Уральского федеральных округов), вторая — территорию Сибири (Сибирского федерального округа).

Оптовый рынок электроэнергии и мощности функционирует на территории регионов, объединенных в ценовые и неценовые зоны.

Неценовые зоны (Архангельская область, Калининградская область Республика Коми, регионы Дальнего Востока) – это территории, где по технологическим причинам организация рыночных отношений пока невозможна, и реализация электроэнергии и мощности осуществляется по особым правилам. С 1 января 2019 года Западный и Центральный районы электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия) были включены в состав территорий, которые объединены в неценовую зону Дальнего Востока.

Субъекты оптового рынка

Торговля электрической энергией и мощностью на оптовом рынке осуществляется генерирующими, сбытовыми, сетевыми (в части приобретения электроэнергии для покрытия потерь при передаче) компаниями, крупными потребителями-участниками оптового рынка. Крупнейшими генерирующими компаниями являются: ПАО «Русгидро (федеральная гидрогенерирующая компания), АО «Концерн Росэнергоатом» (оператор атомных электростанций), ПАО «Интер РАО ЕЭС» – (энергетический холдинг, а также единственный оператор экспорта-импорта электроэнергии), ООО «Газпром энергохолдинг», АО «ЕвроСибЭнерго» и др.

Субъекты оптового рынка могут выступать в роли как продавцов, так и покупателей электроэнергии и мощности.

Обязательным условием для участия в купле-продаже электрической энергии и мощности на оптовом рынке является вступление в саморегулируемую организацию участников оптового рынка электроэнергии и мощности (Ассоциация «НП Совет рынка»), подписание Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии и мощности (ДОП) и получение статуса субъекта ОРЭМ. Подписывая ДОП субъект оптового рынка принимает на себя обязательства по соблюдению всех правил, закрепленных в Регламентах. Регламенты оптового рынка – приложения к ДОП – разрабатываются, принимаются и изменяются Ассоциацией «НП Совет рынка», путем принятия соответствующих решений Наблюдательным советом Ассоциации «НП Совет рынка».

АО «АТС» осуществляет ведение Реестра субъектов оптового рынка, в том числе ежемесячное формирование изменений перечня субъектов оптового рынка, получивших право (лишившихся права) участия в торговле электрической энергией и (или) мощностью с начала следующего календарного месяца.

Рынок электроэнергии

Электрическая энергия в пределах ценовых зон оптового рынка электроэнергии и мощности может продаваться по регулируемым ценам (в рамках регулируемых договоров) и по конкурентным (нерегулируемым) ценам (на рынке на сутки вперед, на балансирующем рынке, в рамках свободных договоров).

Объемная структура торговли электроэнергией в 2019 году

С 2011 года регулируемые договоры (РД) заключаются только в отношении объемов электроэнергии и мощности, предназначенных для поставок населению, приравненным к населению группам потребителей, а также покупателям, функционирующим на территориях, для которых установлены особенности функционирования оптового и розничных рынков электрической энергии и мощности (республики Северного Кавказа, республики Тыва, Карелия и Бурятия). Цены (тарифы) на поставку электрической энергии и мощности по регулируемым договорам рассчитываются по формулам индексации цен, определяемым ФАС России. Объемы поставки электроэнергии и мощности по РД устанавливаются в рамках формируемого ФАС России сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии. Поставки по РД не должны превышать 35% от полного объема поставки электрической энергии (мощности) на оптовый рынок, определенного в балансовом решении для соответствующего производителя.

Объемы электроэнергии, не покрываемые регулируемыми договорами, реализуются по нерегулируемым ценам в рамках свободных договоров, рынка на сутки вперед (РСВ) и балансирующего рынка (БР). При заключении свободных договоров участники рынка самостоятельно определяют контрагентов, цены и объемы поставки электрической энергии.

Выбор состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО) проводится в целях определения системным оператором состава генерирующего оборудования, в том числе находящегося в горячем резерве, для учета в конкурентном отборе рынка на сутки вперед. ВСВГО проводится ежедневно на трехдневный период в сутки Х-2 в отношении суток Х, Х+1, Х+2 и заканчивается за 24 часа до начала суток поставки. По результатам ВСВГО могут быть дополнительно оплачены пуски генерирующего оборудования (оплата пусков осуществляется в стоимости договора купли продажи рынка на сутки вперед). Для проведения ВСВГО системный оператор использует: информацию из уведомлений поставщиков о составе и параметрах генерирующего оборудования; ценовые заявки поставщиков; актуальные данные по ожидаемому потреблению электроэнергии, топологии сети, системным ограничениям, необходимым объемам резервов.

Рынок на сутки вперед (РСВ) представляет собой конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. Конкурентный отбор проводится коммерческим оператором (АО «АТС»). На РСВ осуществляется маржинальное ценообразование, т.е. цена определяется на основании баланса спроса и предложения и распространяется на всех участников рынка. Цена РСВ определяется для каждого из более чем 8500 узлов обеих ценовых зон. При этом в первую очередь в объемы планового производства включаются объемы электроэнергии, в отношении которых поданы заявки с предложением наиболее низких цен, а в объемы планового потребления – объемы, которые покупатели готовы купить по наиболее высокой цене или включенные в ценопринимающие заявки (отражает готовность покупателя купить объем электроэнергии по любой, сложившейся на РСВ цене).

Ценообразование на РСВ

Индексы цен и объемы торговли на РСВ публикуются в ежедневном режиме на сайте АО «АТС».

РСВ за сутки до поставки определяет плановые объемы производства и потребления, однако фактическое потребление неизбежно отличается от планового. Торговля отклонениями фактических объемов производства/потребления от плановых осуществляется в режиме реального времени на балансирующем рынке. При этом за каждые 3 часа до часа фактической поставки системный оператор проводит дополнительные конкурентные отборы заявок поставщиков с учетом уточненного прогнозного потребления в энергосистеме, экономической эффективности изменения загрузки станций и требований системной надежности.

Отклонения фактического потребления от планового квалифицируются собственными или внешними инициативами. Отклонение по собственной инициативе возникает по причине действий участника рынка (потребителя или поставщика), по внешней – в результате команд Системного оператора. Отличие фактического объема производства электроэнергии от запланированного на РСВ в меньшую сторону (поставщик выработал меньше графика – отклонение вниз) приводит к покупке им на БР объема электроэнергии, равного соответствующему отклонению. При выработке объема, превышающего запланированный на РСВ (отклонение вверх), поставщик продает на БР соответствующее отклонение. Аналогичным образом объемы покупки и продажи отклонений на БР определяются для покупателей с той разницей, что покупатель, потребивший больше планового объема РСВ, покупает электроэнергию на БР, а потребивший меньше – продает. Стоимость отклонений формируется таким образом, чтобы стимулировать участников к более точному исполнению планового потребления и производства электроэнергии, определенного на РСВ, и к выполнению команд системного оператора. Таким образом, на БР «штрафуются» участники рынка, допускающие наибольшие отклонения фактических объемов потребления и выработки от плановых по собственной инициативе, и «премируются» участники, придерживающиеся планового потребления и максимально точно выполняющие команды Системного оператора. На основе стоимости отклонений определяются предварительные требования и предварительные обязательства БР, разница между которыми формирует небаланс балансирующего рынка. Отрицательный небаланс распределяется между участниками пропорционально их собственным инициативам. Положительный небаланс распределяется между поставщиками, пропорционально величине исполнения внешних инициатив, и потребителями, максимально точно придерживающимися планового потребления. Такая система распределения небаланса является дополнительным стимулирующим и дисциплинирующим фактором для участников рынка.

Рынок мощности

Мощность – особый товар, покупка которого предоставляет участнику оптового рынка право требования к продавцу мощности поддержания в готовности генерирующего оборудования для выработки электроэнергии установленного качества в объеме, необходимом для удовлетворения потребности в электрической энергии данного участника.

Существует несколько механизмов реализации мощности на оптовом рынке:

покупка/продажа мощности, отобранной по итогам конкурентного отбора мощности, по договорам купли-продажи мощности, заключенным по итогам конкурентного отбора мощности, в том числе, по итогам конкурентного отбора мощности новых генерирующих объектов (КОМ НГО);

покупка/продажа мощности по свободным договорам купли-продажи мощности (СДМ);

покупка/продажа мощности по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) и по договорам купли-продажи мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций, аналогичным ДПМ;

покупка/продажа мощности генерирующих объектов, отнесенных к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме, по причинам, связанным с обеспечением надежности электроснабжения и теплоснабжения;

покупка/продажа мощности по регулируемым договорам (в объемах поставки населению и приравненным категориям);

покупка/продажа мощности, производимой квалифицированными генерирующими объектами, функционирующими на основе использования ВИЭ, по договорам о предоставлении мощности, заключенным по результатам конкурсных отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе ВИЭ;

покупка/продажа мощности, отобранной по итогам отборов проектов модернизации генерирующего оборудования тепловых электростанций (КОММОД), по договорам купли-продажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов.

Оплата мощности распределяется следующим образом: финансовая нагрузка по оплате мощности генерирующих объектов, отобранных на КОМ и КОММОД, а также мощность объектов, получающих оплату по ДПМ, распределяется по всем потребителям ценовой зоны. Мощность объектов, отнесенных к вынужденным генераторам в связи с угрозой наступления дефицита электроснабжения, оплачивается потребителями соответствующей зоны свободного перетока. Мощность объектов, отнесенных к вынужденным генераторам в связи с угрозой наступления дефицита теплоснабжения, оплачивается потребителями соответствующего субъекта Российской Федерации.

Конкурентный отбор мощности (КОМ), проводимый системным оператором, лежит в основе рынка мощности и определяет, какая мощность будет оплачиваться на оптовом рынке.

КОМ проводится ежегодно по ценовым зонам на год поставки, наступающий через 5 лет (на 6 лет вперед). Спрос определяется по ценовым зонам на основании схемы и программы развития ЕЭС России с учетом резерва. Генерирующие компании (поставщики) подают ценовые заявки как по существующим, так и по проектируемым генерирующим объектам, а потребители могут подавать ценопринимающие заявки на ценозависимое снижение потребления. Мощность генерирующих объектов, работа которых необходима для поддержания технологических режимов работы энергосистемы или поставок тепловой энергии (вынужденные генераторы), и мощность, планируемая к поставке в соответствующем году по договорам ДПМ и аналогичным договорам с новыми АЭС и ГЭС, при проведении КОМ учитывается как обязательная к отбору (включается в ценопринимающую часть предложения).

Спрос на конкурентном отборе мощности задается наклонной кривой спроса: по более низкой цене покупатели готовы приобрести больший объем мощности, по более высокой цене – меньший. График функции спроса представляет прямую линию, проходящую через две точки, значения которых определяются отдельно для каждой ценовой зоны и для каждого КОМ. В первой точке объем спроса определяется методикой Минэнерго исходя из прогноза пикового потребления в ценовой зоне и планового коэффициента резервирования. Объем спроса во второй точке соответствует объему спроса в первой, увеличенному на 12%.

Цена КОМ соответствует максимуму из цен в отобранных заявках и цены, при которой функция спроса принимает значение, равное совокупному объему отобранной мощности (включая мощность, подлежащую оплате вне зависимости от результатов КОМ). Цена КОМ для каждой ценовой зоны одинакова для всех отобранных генерирующих объектов. Мощность, не прошедшая конкурентный отбор, не оплачивается.

По мере приближения к году поставки в случае превышения уточненного спроса на мощность над объемом генерирующей мощности, подлежащей оплате, возможно проведение корректирующего конкурентного отбора мощности. Обязательной оплате, не зависящей от результатов КОМ, подлежит мощность, введенная по ДПМ и аналогичным договорам с новыми АЭС и ГЭС, а также вынужденных генераторов.

Поставка мощности в вынужденном режиме, осуществляется вынужденными генераторами по цене, установленной уполномоченным федеральным органом (или Правительством Российской Федерации) не выше определенной для них цены мощности в предшествующем году при продаже по результатам конкурентного отбора мощности или в вынужденном режиме. Решение об отнесении генератора к вынужденным принимается до проведения КОМ.

ДПМ

В декабре 2010 года завершилась кампания по подписанию договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Объект тепловой генерации, введенный по договору о предоставлении мощности, получает гарантию оплаты мощности на 10 лет (20 лет для договоров, аналогичных ДПМ, заключаемых в отношении мощности новых АЭС и ГЭС), обеспечивающую возврат капитальных и эксплуатационных затрат и установленный уровень доходности. Размеры эксплуатационных и капитальных затрат, а также принципы расчета цены мощности по ДПМ, определены в постановлении Правительства РФ № 238 от 13.04.2010.

ДПМ ВИЭ

В соответствии с постановлением Правительства РФ от 28.05.2013 № 449 «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности» с 2013 года проводятся конкурсные отборы инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии (далее – ОПВ). ОПВ проводится на 5 лет вперед отдельно для каждого вида генерирующих объектов, функционирующих на основе использования разных видов ВИЭ: солнечные электростанции, ветряные электростанции и малые ГЭС. Целевые показатели величин объемов ввода объектов ВИЭ и предельные величины капитальных затрат, используемые в целях проведения ОПВ, определены распоряжением Правительства Российской Федерации от 8 января 2009 года № 1-р. По результатам ОПВ заключаются договоры о предоставлении мощности квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования ВИЭ (ДПМ ВИЭ), цена в которых определяется исходя из капитальных затрат на строительство объекта ВИЭ, с учетом степени локализации такого объекта и прибыли от продажи электрической энергии. Период поставки мощности по договорам о предоставлении мощности квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования ВИЭ, на оптовый рынок заканчивается по истечении 15 календарных лет с указанной в договоре даты начала поставки мощности.

По результатам конкурсных отборов, проведенных в 2013—2019 годах, с учетом отказов от исполнения обязательств по ДПМ ВИЭ, в России за период с 2014 по 2024 год в рамках поддержки ВИЭ-генерации на оптовом рынке должно быть построено 228 объектов генерации суммарной установленной мощностью 5527 МВт. В 2019 году аттестовано 553,5 МВт новых мощностей СЭС, таким образом, с начала действия программы поддержки ВИЭ-генерации на оптовом рынке по состоянию на 01.01.2020 введены в эксплуатацию и начали поставку мощности по ДПМ ВИЭ 75 объектов (1062,7 МВт) солнечной генерации и три объекта (85 МВт) ветрогенерации.

КОММОД

Постановлением Правительства Российской Федерации от 25.01.2019 №43 «О проведении отборов проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций» на оптовом рынке введен новый механизм торговли мощностью, стимулирующий привлечение инвестиций в модернизацию генерирующих объектов тепловых электростанций. Отбор проектов модернизации действующего оборудования ТЭС проводится на конкурсной основе с учетом территориальных ограничений только в отношении «старого» (большой возраст котла, большая наработка турбин) и востребованного оборудования (>40% дней в работе). Обязательно наличие крупных работ по основному оборудованию. Задача - модернизация (замена) существующего оборудования, а не новые стройки, поэтому существует ограничение на изменение установленной мощности по итогам реализации проекта модернизации (от -50% до +20%).

Итоговый перечень модернизируемых генерирующих объектов утверждается распоряжением Правительством РФ. Период реализации мероприятий по модернизации составляет от 6 до 36 месяцев: в течение указанного периода мощность оборудованием, находящимся в модернизации, не поставляется.


Забыли пароль?

Данные по новому паролю, отправленны на указанную почту.