1 Текущее положение в энергетической отрасли России

1 Текущее положение в энергетической отрасли России

Необходимость государственного регулирования обусловлена следующими факторами: • • электроэнергетика – сложнейший высокоавтоматизированный технологический комплекс, все системы которого тесно связаны и функционируют синхронно в масштабах всей энергосистемы; определяющее влияние на процесс энергоснабжения оказывают потребители; отрасль имеет уникальный социальный статус; энергетика является ключевой отраслью, обеспечивающей развитие экономики страны и ее стратегическую безопасность; электроэнергетика является естественной монополией, тарифы на услуги которой регулируется государственными органами; существует противоречие между интересами бизнеса и долгосрочными общественными целями; функционирование энергокомпаний оказывает влияние на окружающую среду. 2

Электроэнергия обладает особенностями, 3 обусловленными её физическими свойствами, которые необходимо учитывать при организации рынка: • совпадение во времени процессов производства и потребления электроэнергии и равенство объема выработанной и потреблённой электроэнергии в каждый момент времени; • невозможность запасания электроэнергии в достаточных в масштабе энергосистемы количествах; • невозможность заранее точно оговорить объемы генерации и потребления электроэнергии; • невозможность с физической точки зрения определить, кто произвёл электроэнергию, использованную тем или иным потребителем.

Взаимодействие поставщика и потребителя электроэнергии в США и России 4 • В США: –первый антимонопольный закон принят в 1890 г. акт Шермана, в 1914 г. принят закон Клейтона, регулирующий деятельность трестов; –федеральным законом 1935 года об ЭХК (PUHCA) частным энергокомпаниям было запрещено выходить за пределы границ штатов, поэтому сформировались сбалансированные ЭС, но писутствовали слабые межсистемные связи; – в сфере экономических взаимоотношений наблюдался «диктат» потребителя. • В России: –в 1917 г. существовавшие вертикально интегрированные естественные Сильное различие в энергомонополии России были слиты в единую государственную монополию; исходных издержках на производство единицы –присутствовало резкое деление административных регионов на электроэнергии по энергоизбыточные и энергонедостаточные; экономико-географическим – создана мощная Единая энергосистема; регионам и видам топлива: до 4 раз в США и до 10 раз – в сфере экономических взаимоотношений наблюдался «диктат» поставщика. в России

Реформирование электроэнергетики – мировые тенденции 5

Методы государственного регулирования в энергетике: Ценообразование – определение нормативов рентабельности, экономически обоснованных тарифов, предельных уровней тарифов; Управление государственной собственностью – управление пакетами акций энергокомпаний, контроль и перераспределение государственной и частной собственности; согласование и утверждение планов строительства объектов генерации и сетевого строительства; Планирование – формирование целевых комплексных программ (включая поставки тепло- и электроэнергии для государственных нужд); лицензирование; Государственная поддержка инвестиционной деятельности – гарантии государства и территориальных органов власти, финансирование целевых программ и др. ; контроль и обеспечение надежности и качества энергоснабжения; управление природоохранной деятельностью.

Организации задействованные в обращении электроэнергии и мощности на оптовом рынке : Министерство энергетики – государственный орган, ответственный за функционирование отрасли ФСТ – федеральная служба по тарифам, государственный орган устанавливающий тарифы для поставщиков и покупателей на оптовом рынке и тарифы для инфраструктурных организаций ФАС – федеральная антимонопольная служба, государственный орган осуществляющий контроль за работой рынка ФСК – федеральная сетевая компания, обеспечивает работу Единой национальной сети СО – Системный оператор НП «Совет рынка» – некоммерческое партнерство в состав которого входят все участники оптового рынка. Выполняет регламентирующую функцию – основная часть взаимоотношений на оптовом рынке определена т. н. Договором о присоединении к торговой системе, который утверждается Наблюдательным советом НП «Совет рынка» ОАО АТС – администратор торговой системы непосредственно обеспечивает функционирование рынка - регистрацию участников, заключение договоров, проведение торгов и организацию финансовых расчетов на оптовом рынке Участники оптового рынка, поставщики электроэнергии (5 МВт и более) и крупные потребители (более суммарно 20 МВА и более каждая точка 750 к. ВА), выполнивших требования оптового рынка и прошедшие процедуру регистрации Участники розничного рынка – остальные поставщики и потребители электроэнергии. 7

Этапы развития оптового рынка в РФ 8 01. 2011 Целевая модель Регулируемый рынок с сектором свободной торговли 01. 09. 06 Запуск НОРЭМ 01. 07. 08 Рынок мощности Регулируемый рынок 01. 11. 03 Запуск ССТ 24 октября 2003 г 26 марта 2003 г 11 июня 2001 г. 01. 06 Выход на ОРЭ региональной генерации и ФСК 20. 10. 05 Балансирующий рынок 01. 05 ССТ в Сибири Постановление Правительства № 643 «О Правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» Федеральный закон № 35 -ФЗ «Об электроэнергетике» Постановление Правительств № 526 «Об основных направлениях реформирования электроэнергетики» Либерализованный рынок с сектором регулируемых договоров Оптовый рынок - электроэнергии - мощности Розничный рынок электроэнергии Ø Рынок системных услуг

Географические границы рынка ЭЭи. М • • • 9 Ценовые зоны оптового рынка электрической энергии (мощности) – территории, в границах которых происходит формирование равновесной цены оптового рынка, объединяющие определенные Правилами оптового рынка территории субъектов Российской Федерации. Первая ценовая зона –Европейская часть страны + Урал. Вторая ценовая зона - ОЭС Сибири. Зоны свободного перетока электрической энергии (мощности) – часть ЕЭС России, в пределах которой электрическая энергия и мощность, производимые или планируемые для поставок на генерирующем оборудовании с определенными техническими характеристиками, могут быть замещены ЭЭи. М, производимыми или планируемыми для поставок с использованием другого генерирующего оборудования с аналогичными техническими характеристиками в той же зоне свободного перетока. При этом совокупные технические характеристики генерирующего оборудования в пределах ЗСП должны соответствовать требованиям, установленным системным оператором и необходимым для обеспечения нормального режима работы соответствующей части энергетической системы. Всего выделено 28 зон свободного перетока, из них: 22 в Первой ценовой зоне, 6 – во Второй.

Зоны оптового рынка ¦ 10 НЕЦЕНОВЫЕ ЗОНЫ (зоны регулируемого оптового рынка) – Калининградская и Архангельская области, Республика Коми, Дальний Восток . Екатеринбур г ¦ ¦ ЦЕНОВЫЕ ЗОНЫ (зоны либерализуемого оптового рынка) – Европейская часть России и Урал + Сибирь ¦ ИЗОЛИРОВАННЫЕ РАЙОНЫ 6

Виды деятельности 11 В соответствии с ФЗ № 36 -ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в ПП и о внесении изменений в некоторые законодательные акты РФ и признании утратившими силу некоторых законодательных актов РФ в связи с принятием федерального закона "Об электроэнергетике"» совмещать деятельность по передаче ЭЭ и оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике с деятельностью по производству и купле-продаже электрической энергии группам лиц и аффилированным лицам в границах одной ценовой зоны оптового рынка запрещается. Естественно-монопольные: передача электрической энергии, оперативнодиспетчерское управление, оказание системных услуг, технологическое присоединение к электрическим сетям; Конкурентные виды деятельности: производство, купля-продажа электрической энергии, сбыт. На территориях, не объединенных в ценовые зоны, где условий для создания конкурентного рынка электроэнергии и мощности пока не создано (неценовые зоны и изолированные энергосистемы Дальнего Востока и Севера России) ограничений на совмещение видов деятельности нет, при этом реализация электроэнергии и мощности осуществляется только по устанавливаемым ФСТ тарифам (холдинг ОАО «РАО Энергетические системы Востока» , действующий на территории Дальневосточного федерального округа, включает генерирующие, сбытовые и сетевые компании. По регулируемым ценам (тарифам) поставляется электроэнергия также в Архангельской и Калининградской областях, Республике Коми, а также (с 2010 года) в республиках Северного Кавказа).

Субъекты оптового рынка электроэнергии Оптовые и территориальные генерирующие компании, операторы импорта ПОСТАВЩИКИ : Коммерческая инфраструктура Совет рынка Администратор торговой системы Системный Оператор Федеральная и региональные сетевые компании Технологическая инфраструктура 12 ПОКУПАТЕЛИ: Крупные потребители Консолидированные потребители (через сбытовые компании) Операторы экспорта

Взаимосвязь оптового и розничного рынков 13 Оптовый рынок Поставщики ЭЭ и мощностивладельцы генерирующего оборудования АТС СО ГП Энерго сбытовые компании ФСК Крупные потребители РСК Гарантирующие поставщики Розничный рынок Потребители Малая генерация Не существует физической границы между оптовым и розничным рынками – граница задается условиями участия на оптовом рынке Всем покупателям розничного рынка транслируется цена формируемая в соответствии с правилами оптового рынка Через сбытовые компании оптовые цены влияют на конечные розничные цены

ОАО "СО ЕЭС» • • • 14 Открытое акционерное общество «Системный оператор Единой энергетической системы» . «СО ЕЭС» единолично осуществляет централизованное оперативно-диспетчерское управление в Единой энергетической системе России. Главные задачи Системного оператора: · управление режимами работы ЕЭС РФ, обеспечение ее надежного функционирования и устойчивого развития; · создание условий для эффективного функционирования рынка электроэнергии (мощности); · обеспечение соблюдения установленных технологических параметров функционирования электроэнергетики и стандартных показателей качества ЭЭ при условии экономической эффективности процесса оперативно-диспетчерского управления и принятия мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом рынке электрической энергии и розничных рынках; · обеспечение централизованного оперативно-технологического управления ЕЭС России. Основные функции Системного оператора (оперативно-диспетчерского управление): · соблюдение установленных параметров надежности функционирования ЕЭС и качества ЭЭ; · управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики в порядке, устанавливаемом основными положениями и правилами оптового рынка; · участие в организации деятельности по прогнозированию объема производства и потребления в сфере электроэнергетики и участие в процессе формирования резерва производственных энергетических мощностей; · согласование вывода в ремонт и из эксплуатации объектов электросетевого хозяйства и энергетических объектов по производству электрической и тепловой энергии, а также ввода их после ремонта и в эксплуатацию;

ОАО "СО ЕЭС» • • • • 15 · выдачу субъектам электроэнергетики и потребителям с управляемой нагрузкой обязательных для исполнения диспетчерских команд и распоряжений, связанных с осуществлением функций СО; · разработку оптимальных суточных графиков работы электростанций и электрических сетей ; · регулирование частоты электрического тока, обеспечение функционирования системы автоматического регулирования частоты электрического тока и мощности, системной и противоаварийной автоматики; · организацию и управление режимами параллельной работы ЕЭС и электроэнергетических систем иностранных государств; · участие в формировании и выдаче присоединении субъектов электроэнергетики к ЕНЭС и территориальным РС технологических требований, обеспечивающих их работу в составе ЕЭС; · координацию и контроль исполнения инвестиционных программ ; · технологический надзор за надежным функционированием ЕЭС России и мониторинг технического состояния и уровня эксплуатации объектов электроэнергетики. Структура Системного оператора: · Исполнительный аппарат. · 7 филиалов – объединенных диспетчерских управлений (ОДУ). · 59 филиалов – региональных диспетчерских управлений (РДУ). · 7 филиалов – региональных предприятий «Энерготехнадзор» . · Дочернее общество ОАО «Научно-исследовательский институт по передаче электроэнергии постоянным током высокого напряжения» (НИИПТ). Структура уставного капитала СО: 100% голосующих акций ОАО «СО ЕЭС» принадлежит РФ.

ОАО «ФСК ЕЭС» • • 16 ОАО «ФСК ЕЭС» является организацией по управлению ЕНЭС с целью ее сохранения и развития. Основные задачи компании: сохранение и укрепление, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике Основные направления деятельности компании: -управление Единой национальной (общероссийской) электрической сетью; -предоставление услуг субъектам оптового рынка ЭЭ по передаче и присоединению к эл. сети; -инвестиционная деятельность в сфере развития ЕНЭС; -поддержание в надлежащем состоянии электрических сетей; -технический надзор за состоянием сетевых объектов. В собственности Российской Федерации находится 79, 11% размещенных акций ОАО «ФСК ЕЭС» , в собственности миноритарных акционеров – 20, 89% акций Федеральной сетевой компании.

ОАО «Холдинг МРСК» • • • 17 Открытое акционерное общество «Холдинг межрегиональных распределительных сетевых компаний» в 2012 году стало филиалом ФСК ОАО «Холдинг МРСК» осуществляет корпоративное управлениe Межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК), функционирующими на большей части территории Российской Федерации. Компания обеспечивает максимальную надежность и доступность распределительной сетевой инфраструктуры для потребителей во всех субъектах РФ, за счет предоставления услуг, соответствующих мировым стандартам качества. Основными элементами стратегического развития Холдинга МРСК, направленными на реализацию данной цели, до 2015 года являются: введение стандартов надежности и качества обслуживания потребителей; снижение износа сетей до уровня развитых стран (50%); доведение показателей операционной эффективности МРСК до уровня СК развитых стран; увеличение доли долгосрочного заемного капитала в структуре финансирования инвестиционных программ МРСК (до 50% от задействованного в МРСК капитала); выведение МРСК на стабильную рентабельность на уровне компаний РФ с сопоставимыми рыночными рисками; увеличение доли рынка электросетевых услуг МРСК на обслуживаемых территориях до 80%; увеличение капитализации МРСК до уровня сопоставимых СК экономически развитых стран. Открытое акционерное общество «Холдинг межрегиональных распределительных сетевых компаний» создано 1 июля 2008 года в результате реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России» . В зоне ответственности компаний Холдинга МРСК эксплуатируются электрические сети десяти классов напряжения от 0, 4 до 220 к. В.

НП «Совет рынка» • • • 18 НП «Совет рынка» организует функционирование и контроль оптового и розничного рынков электроэнергии. Приоритетными направлениями деятельности НП «Совет рынка» являются: - организация функционирования оптового и розничного рынка мощности; - контроль над участниками рынков электроэнергии и мощности, коммерческой и технологической инфраструктуры, а также урегулирование споров между участниками; - аналитическая поддержка в целях более эффективного принятия решений участниками рынков ЭЭ и мощности, органами государственного управления. • НП «Совет рынка» осуществляет «наблюдение» за: ОАО «АТС» , ЗАО «ЦФР» . • В состав НП входят: палата продавцов (А и Б); палата покупателей; палата инфраструктурных организаций; палата экспертов.

Критерии доступа на оптовый рынок Требования к потребителям Требования к поставщикам Суммарная присоединенная мощность – не менее 20 МВА По одной группе точке поставки потребления – 0, 75 МВА Установленная мощность генерирующего оборудования по одной группе точек поставки генерации – не менее 5 МВт Общие требования: 1. Наличие договора с сетевой организацией на услуги по передаче электроэнергии; 2. Заключение пакета договоров о присоединении к торговой системе; 3. Наличие средств коммерческого учета электроэнергии; 4. Оснащение средствами связи с АТС и СО. 19

Оптовый рынок • Рынок электроэнергии Потребители оплачивают переменные затраты электростанций на производство электроэнергии • Рынок мощности Потребители оплачивают условно-постоянные затраты всех востребованных электростанций 20

Временная взаимосвязь планирование режимов энергосистем и проведением торговых процедур на ОРЭ Формирование обязательств по поставке (покупке) электроэнергии (мощности) Этапы планирования Перспективное планирование (развитее) 5 -10 лет Рынок мощности (срок поставки 4 - 5 лет вперед) Долгосрочное планирование (год, квартал, месяц Заключение регулируемых и свободных двухсторонних договоров э/энергия и мощность Краткосрочное планирование (неделя, сутки) Рынок на сутки вперед (РСВ) Оперативное планирование (4 -2 часа) Управление режимом и после (отдача диспетчерских команд) Балансирующий рынок (БР) 21 Определение стоимости отклонений (ИВ/ИС) от ПБР по выработке и о б-ов мощности 2/ 2/ 2 01 8

Задачи реализуемые на этапах планирования режимов энергосистем 1. 2. 3. 4. 5. 2/ 2/ 2 01 8 Перспективное планирование (5 -15 лет): определение совокупного максимума потребления, необходимых объемов ввода генерирующих мощностей, строительства объектов электрической сети. Конкурентный отбор поставщиков мощности и определение тарифа на мощность. Долгосрочное планирование (год, квартал, месяц): формирование балансов электроэнергии (мощности), содержащих для генерации прогнозные объемы выработки э/э значения рабочей мощности и объемы электропотребления э/э и мощности для потребителей (утверждаются ФСТ), производится планирование графиков ремонтов. Определение двухсторонних обязательств по покупке(поставке мощности): РДД, СДД. Краткосрочное планирование: формирование предварительного плана балансирующего рынка (ППБР) на сутки вперед: почасовые (получасовые) значения мощности генерации каждой ГТПГ, для обеспечения баланса электропотребления с учетом топологии сети и сетевых ограничений. СО обеспечивает предоставление АТС данных для формирования торгового графика (ТГ) в РСВ, фиксирующего почасовые обязательства по поставке/покупке электроэнергии для ГТП генерации и потребителей. Оперативное планирование: формирование планов балансирующего рыка (ПБР) – 8 раз с интервалом 3 часа в текущие сутки (Х) с учетом изменения потребления, аварийных отключений генерирующих мощностей и изменений планируемой топологии сети. СО осуществляет формирование индикаторов стоимости электроэнергии, необходимых для определения обязательств по покрытию указанных изменений. Управление режимом: отдача диспетчерских команд изменяющих плановые графики балансирующего рынка, при этом производиться определение инициатив отклонений с разделением на внешнюю и собственную. Стоимость отклонений по правилам ОРЭ, 22 определяется ценовой срезкой из цены РСВ, индикаторов БР, ЦЗ станций и тарифов.

Схема работы конкурентного оптового рынка электроэнергии Торговые сутки Системный оператор Заявки Системные ограничения (состояние сетевого и генерирующего оборудования) Конкурентный отбор РСВ Заявки Расчеты Поставщики Уведомления Двусторонние договоры Операционные сутки 23 Результаты торгов (цены, объемы) Поставка Платежи Аукцион заявок Балансирующий рынок Расчет электрического режима Результаты торгов (цены, объемы) Потребление Сбор Финансовые данных расчеты комучета (итоговые) Платежи Покупатели 14

Механизмы торговли ЭЭ 24 рынок двусторонних договоров (ДД) (в т. ч. биржевая торговля договорными обязательствами) §Свободные (СДД): стороны договоров фиксируют цены и график поставки, оплачивают разницу узловых цен §Регулируемые (РД): цена (тариф) и субъектный состав устанавливается государством, объем ограничен и снижается Краткосрочный рынок «на сутки вперед» (РСВ) • Участники в общем аукционе конкурируют за полный объем выработки генераторов/потребления потребителей на основе поданных ценовых заявок • Узловое маржинальное ценообразование с учетом потерь и системных ограничений • Результаты аукциона - почасовые плановые графики производства/потребления на следующие сутки Балансирующий рынок (БР) • Оплата отклонений факта от плана на основе конкурентного ценообразования • Участвуют заявки РСВ генераторов, потребителей с рег. нагрузкой + оперативные ценопринимающие заявки

Двусторонние договоры на ОРЭ 25 Двусторонний договор Участник 1 Участник 2 Двусторонние договоры являются механизмом долгосрочного планирования производственной деятельности и хеджирования рисков изменения рыночной цены Ø Ø Ø Двусторонний договор реализует принципы физического и финансового договоров (нет прямой физической связи между графиком выработки генератора и потребления потребителя) Участники двустороннего договора оплачивают дополнительно к цене договора разницу узловых цен Обязательная регистрация в АТС с целью учета при планировании режима и проведении финансовых расчетов.

Расчетная модель – технологическая основа оптового рынка 26 Расчетная модель - комплексная информация, содержащая основные характеристики сети и сетевого оборудования, топологию и параметры электрических линий и их эквивалентов. Актуализируется ежедневно для проведения конкурентного отбора на сутки вперед. Параметры расчетной модели: Единая расчетная модель “Европа” + “Сибирь” Узлов 8000 Линий 12000 Выделенных объектов генерации, по которым задается график и технологические ограничения 900 Контролируемых сечений (включая список линий, верхние и нижние ограничения на переток) 500 При формировании цены: • Учитываются системные ограничения • Учитываются нагрузочные потери Объемы проданной и купленной электроэнергии определяются по ценовым заявкам, при этом нагрузки электростанций по результатам аукциона изменяются.

Рынок на сутки вперед 27 Технология актуализации расчетной модели: 1. Участник рынка подает Системному оператору уведомления о параметрах генерирующего оборудования; 2. Участник рынка подает Системному оператору уведомления о максимальном почасовом потреблении; 3. Системный оператор определяет состав генерирующего оборудования и топологию сети. 4. Системный оператор на основании собственных данных и информации, полученной от участников рынка формирует актуализированную расчетную модель; Актуализированная расчетная модель – это сбалансированный электрический режим, с системой ограничений, которые должны быть выполнены.

Определение равновесной цены РСВ (АТС) ЦЕНА Заявки покупателей Равновесная цена рынка Заявки поставщиков 2/ 2/ 2 01 8 Электроэнергия проданная “на сутки вперед” Невостребованное дорогое предложение Спрос, неудовлетворенный из-за низкой заявленной цены ЭЛ. ЭНЕРГИЯ Цели: 1. Минимизации суммарных затрат покупателей электрической энергии. 2. Определение цены и объёма покупки/продажи электроэнергии таким образом, чтобы достичь максимальной взаимной выгоды поставщиков и покупателей.

Рынок электроэнергии Балансирующий рынок 29 Основа балансирующего рынка – конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков электроэнергии Основные принципы организации балансирующего рынка: • Цена покупки электроэнергии в балансирующем рынке не должна быть более выгодна чем на РСВ; • Цена отклонения поставщика по собственной инициативе не должна быть более выгодна чем по внешней; • Поставщик не должен быть заинтересован в уводе мощностей из РСВ в БР На БР определяются: • Фактически заданные объемы производства; • Поузловая цена электроэнергии, покупаемой/продаваемой в БР

Пример ценообразования на БР (1) ТГ=100 МВтч Потребление увеличилось на 10 МВтч => дозагружен генератор на 10 МВтч 3 0 Факт=110 МВтч Цена Индикатор стоимости на БР (i), i>Ц Цена на РСВ (Ц) Объем Поставщик получает стоимость отклонений (продажа на БР) Потребитель оплачивает стоимость отклонений (покупка на БР)

Пример ценообразования на БР (2) Факт=90 МВтч Потребление уменьшилось на 10 МВтч => разгружен генератор на 10 МВтч 31 ТГ=100 МВтч Цена на РСВ (Ц) Индикатор стоимости на БР (i), i<Ц Объем Поставщик возвращает стоимость отклонений (покупка на БР) Потребитель получает стоимость отклонений (продажа на БР)

Розничный рынок: трансляция оптовых цен 32 ОПТОВЫЙ РЫНОК Поставка по регулируемым договорам (тарифы) Регулируемая цена оптового рынка Либерализованная часть Нерегулируемая цена оптового рынка РОЗНИЧНЫЙ РЫНОК Гарантирующий поставщик Население Энергосбытовая компания Потребители на розничном рынке 32

Основные принципы рынка мощности • С 1 июня 2008 года торговля мощностью осуществляется на основе конкурентного отбора мощности (КОМ), проводимого системным оператором. Участники оптового рынка, прошедшие процедуру допуска к КОМ, получили возможность подавать заявки в объеме, не превышающем максимальную располагаемую мощность, учтенную Федеральной службой по тарифам России в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования. Покупатели обязаны оплатить всю мощность, отобранную на КОМ в их ценовой зоне. Поставщики в каждой ценовой зоне несут солидарную ответственность за исполнение обязательств по предоставлению мощности. Если мощность данной электростанции может быть востребована энергосистемой, то условно-постоянные затраты на её содержание должны быть возмещены владельцу объекта генерации. Если по результатам конкурентного отбора в рынке мощности условнопостоянные затраты на содержание объекта генерации оплачены, то его владелец обязан обеспечить готовность оборудования к производству электроэнергии, в т. ч. обеспечить поставку и запасы топлива и выполнить обязательные требования по качеству мощности. Невыполнение обязательных требований означает, что поставщик фактически не предоставил (частично предоставил) мощность и размер оплаты за неё должен быть снижен. 3 3

Рынок мощности Затраты Станция А 34 Выручка Станция Б Станция В Пер еме нны е (топ л Пос тоян иво затрат ы и др. ) ные зат раты Плата за электроэнергию: стоимость проданной электроэнергии по договорам, на РСВ и БР Плата за мощность: стоимость проданной на КОМ мощности Платежи, получаемые с рынка мощности, не должны полностью покрывать постоянные затраты поставщика, поскольку он компенсирует часть своих постоянных затрат в рынке электроэнергии – таким образом обеспечивается конкуренция по совокупным затратам (исключается формирование двух маржинальных цен ) 34

Долгосрочный рынок мощности 3 5 Основные отличия ДРМ от переходного рынка мощности: • В рамках КОМ мощность отбирается на не год вперед, а на 4 года (начиная с 2016 года), что гарантирует оплату мощности поставщику на период строительства новых мощностей; • Ценообразование осуществляется в рамках зон свободного перетока (ЗСП), а не ценовых зон, что позволяет формировать локальные ценовые сигналы для покупателей и поставщиков мощности; • В рамках конкурентного отбора отбирается и оплачивается не вся располагаемая мощность, что способствует усилению конкуренции среди поставщиков мощности. • В долгосрочный рынок мощности включены договоры о предоставлении мощности, позволяющие обеспечить финансирование инвестиций в новую генерацию. • В долгосрочном рынке конкурентный отбор мощности производится исходя из формируемого Системным оператором прогноза спроса на соответствующий период поставки. В случае превышения фактического спроса на мощность над прогнозным возможно проведение корректирующего конкурентного отбора. КОМ проводится Системным оператором, организация договорной системы и финансовых расчетов – Советом рынка и Коммерческим оператором 35

Долгосрочный рынок мощности В числе механизмов реализации мощности ДРМ предусматривает: • покупку/продажу мощности, отобранной по итогам конкурентного отбора мощности, по договорам купли-продажи мощности, заключенным по итогам конкурентного отбора мощности; • покупку/продажу мощности по свободным договорам купли-продажи мощности (СДМ), в том числе на бирже; • покупку/продажу мощности по договорам о предоставлении мощности и по договорам купли-продажи мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций, аналогичным ДПМ; • покупку/продажу мощности генерирующих объектов, отнесенных к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме; • покупку/продажу мощности по регулируемым договорам (в объемах поставки населению и приравненным категориям); • покупку/продажу мощности, генерирующих объектов, определенных по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов, проводимого в случае, когда объем мощности, отобранной по результатам конкурентного отбора мощности, в какой-либо зоне свободного перетока, не обеспечивает удовлетворения спроса на мощность; • покупка продажа мощности, генерирующих объектов, определенных по результатам конкурсов инвестиционных проектов на формирование перспективного технологического резерва мощностей (механизм гарантирования инвестиций - МГИ).

Пример участия поставщика в рынке мощности 37 Максимальный объем располагаемой мощности Отобранная, но не аттестованная мощность, продается КО по цене в заявке и покупается по цене, увеличенной на 30% Баланс ФСТ Заявка на КОМ Мощность, отобранная на КОМ Аттестация мощности Аттестованная мощность Продажа мощности: РД СДД

3 8 Покупка мощности • Покупатель имеет на оптовом рынке обязательства по покупке объема мощности, равного произведению его пикового потребления э/э и фактического коэффициента резервирования По цене, равной средневзвешен ной цене мощности, продаваемой поставщиками по цене в заявке Объем мощности, определенный для покупки Обязательства по покупке не покрыты РД, договорами с ГЭС/АЭС и СДД РД ГЭС/АЭС СДД Покупка через КО По РД, договорам с ГЭС/АЭС и СДД покупается больше мощности, чем нужно РД ГЭС/АЭС СДД излишки Продажа излишков через КО: - излишки, обусловленные покупкой по РД и у АЭС/ГЭС, продаются по средневзвешенной цене РД -излишки, обусловленные покупкой по СДД, продаются по цене, равной средневзвешенной цене в заявках всей отобранной мощности

Обязательные требования к генерирующему оборудованию Параметры контроля: 1. 2. 3. 4. 5. Участие в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ); Участие во вторичном регулировании (для ГЭС); Участие в регулировании напряжения (предоставление диапазона регулирования реактивной мощности); Обеспечение готовности оборудования к работе; Соблюдение диспетчерской дисциплины; + неиспользование монопольного положения 3 9

Обязательные требования к генерирующему оборудованию 40 Контроль участия в общем первичном регулировании частоты На основе информации, представленной участниками ОРЭ, а в случае непредставления (неполного представления) указанной информации на основании имеющихся в распоряжении СО данных регистрируется по каждой единице генерирующего оборудования участника ОРЭ тип участия генерирующего оборудования в ОПРЧ: - генерирующее оборудование, готовое к участию в ОПРЧ; генерирующее оборудование, не имеющее технической возможности участия в ОПРЧ. Контроль осуществляется по результатам расследования случаев значимого изменения частоты электрического тока (превышающих ± 0, 2 Гц)

Обязательные требования к генерирующему оборудованию Участие во вторичном регулировании (для ГЭС) Участники ОРЭ, имеющие в собственности генерирующее оборудование ГЭС, обязаны предоставить указанное оборудование для участия во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности (далее вторичное регулирование), а ГЭС с установленной мощностью 100 МВт и более, кроме того, для участия в автоматическом вторичном регулировании Для ТЭС участие в автоматическом вторичном регулировании предполагается, что будет системной услугой 41

Обязательные требования к генерирующему оборудованию 42 Предоставление диапазона регулирования реактивной мощности • Генерирующее оборудование участника ОРЭ должно находиться в постоянной готовности предоставления полного диапазона регулирования реактивной мощности • Под полным диапазоном регулирования реактивной мощности понимается заявленный участником рынка, на основании документально подтвержденных данные о техническом состоянии каждого из генераторов, диапазон регулирования по состоянию на 01. 2006 В настоящее время рассматривается вопрос об увеличении стимулирующего эффекта действующего механизма распределения штрафов по мощности

Контроль готовности генерирующего оборудования к выработке электроэнергии 43 Обеспечение готовности оборудования к работе 1. Соответствие плановых и фактических объемов ремонтов; 2. Отсутствие случаев «экономического» не предоставления мощности, т. е. : обеспечена подача ценовых заявок на полную мощность; 3. Отсутствие случаев технического не предоставления мощности, т. е. обеспечены: соблюдение выбранного СО состава оборудования; соблюдение заявленных параметров оборудования; выполнение заданного графика генерации. 4. Соблюдение диспетчерской дисциплины.

Контроль готовности генерирующего оборудования к выработке электроэнергии 44 Снижение оплаты мощности: • • В случае, если снижение мощности: - включено в годовой график ремонтов – оплата мощности не снижается, - включено в месячный график ремонтов – оплата мощности в отношении часов ремонта снижается незначительно (2%), - заявлено за неделю – оплата мощности в отношении часов ремонта снижается на 30% (оплачивается 70% мощности), - заявлено за двое суток – оплата мощности в отношении часов ремонта снижается на 100% (мощность не оплачивается), - заявлено ранее, чем за 4 часа до часа фактической поставки - мощность в отношении часов ремонта не оплачивается и дополнительно накладывается штраф (30%), - заявлено позже, чем за 4 часа - мощность в отношении часов ремонта не оплачивается и дополнительно накладывается значительный штраф, соизмеримый с величиной оплаты мощности (75%). В настоящее время рассматривается вопрос об увеличении штрафных санкций

Рынок системных услуг Организация функционирования: 1. Системный оператор определяет требуемый энергосистеме объем услуги, порядок её предоставления и объявляет условия конкурса; 2. Поставщик услуги - победитель конкурса заключает договор с Системным оператором, при необходимости выполняет модернизацию оборудования и в соответствии с условиями конкурса получает оплату за готовность (от 5 до 10 лет), либо за предоставление услуги; 3. ФСТ определяет обоснованность затрат Системного оператора на системные услуги и устанавливает тариф (на год), по которому должны быть возмещены затраты СО. 45

Рынок системных услуг 46 Возможный перечень системных услуг: • Нормированное первичное регулирование частоты электрического тока • Автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной электрической мощности • Дополнительное регулирование реактивной электрической мощности в сети • Установка и содержание элементов централизованных систем противоаварийного регулирования • Постановление Правительства РФ от 03. 2010 N 117 "О порядке отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, а также об утверждении изменений, которые вносятся в акты Правительства РФ по вопросам оказания услуг по обеспечению системной надежности" • Утверждены Правила отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг

Формирование регулируемых и нерегулируемых цен на розничных рынках электроэнергии • В соответствии с законодательством РФ 01. 2011 года закончился переходный период в электроэнергетике, в связи с чем вся электрическая энергия, поставляемая потребителям с оптового рынка электрической энергии (мощности) (далее ОРЭМ), за исключением населения (и групп потребителей, приравненных к населению), покупается по нерегулируемым государством тарифам. • Конечный тариф на электроэнергию для потребителей состоит из двух частей: • Регулируемая часть тарифа: • 47 плата за услуги по передаче ЭЭ по ЕНЭС (ОАО «ФСК ЕЭС» ) – регулируется ФСТ России; инфраструктурные платежи (ОАО «АТС» , ЗАО «ЦФР» , ОАО «СО – ЕЭС» ) – регулируется ФСТ России; плата за услуги по передаче ЭЭ по сетям региональных сетевых организаций (РСК, ТСО) – регулируется РЭК; плата за услуги энергосбытовых организаций (ЭСК) регулируется региональными ЭК. • • Нерегулируемая часть тарифа – покупка электрической энергии на ОРЭМ. Цена на покупку электроэнергии с ОРЭМ ежемесячно определяется ОАО «АТС» по результатам конкурентного отбора ценовых заявок поставщиков и покупателей оптового рынка.

Формирование регулируемых и нерегулируемых цен на розничных рынках электроэнергии 48

49 СО ЕЭС СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ !