Основные принципы модели оптового рынка

08.04.2011
Основные принципы модели оптового рынка
электрической энергии и мощности
4 апреля 2011 года официально опубликовано постановление
Правительства РФ №1172 «Об утверждении Правил оптового рынка
электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые
акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации
функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности»,
ПП РФ №1172 устанавливает новые принципы оптовой торговли
электрической энергией и мощностью в связи с завершением переходного
периода реформирования электроэнергетики с 1 января 2011 года.
Новые Правила оптового рынка электрической энергии и мощности
(ОРЭМ) во многом соответствуют принципам функционирования оптового
рынка в модели переходного периода, но вместе с тем содержат ряд важных
изменений, в числе которых:
- уточнение порядка определения объема мощности, фактически
поставленного на оптовый рынок, и порядок покупки/продажи
электроэнергии и мощности вынужденных генераторов;
- установление с 1 января 2012 года обязанности продавать
производимую электрическую энергию (мощность) только на оптовом рынке
для субъектов электроэнергетики, владеющих на праве собственности или
ином законном основании объектом (объектами) по производству
электрической энергии (мощности), присоединенным к ЕЭС, установленная
генерирующая мощность каждого из которых равна или превышает 25 МВт;
- установление критериев для субъектов оптового рынка производителей энергии (мощности), обязанных заключить регулируемые
договоры поставки с гарантирующими поставщиками энергоснабжающими и
энергосбытовыми организациями, к числу покупателей которых относится
население и приравненные к нему категории потребителей; а также с
субъектами оптового рынка - покупателями электрической энергии
(мощности), функционирующими на отдельных территориях ценовых зон
оптового рынка, для которых Правительством РФ установлены особенности
функционирования оптового и розничных рынков. Правилами также
определяется порядок заключения и учета регулируемых договоров:
- введение требования для поставщиков по подаче ценопринимающих
заявок на объемы, производимые с использованием технологического
минимума генерирующего оборудования электростанций, и уточнение
принципов расчета стоимости производимой поставщиком электроэнергии в
08.04.2011
случае установления системным оператором дополнительных ограничений
на минимальные объемы производства электроэнергии на генерирующем
оборудовании поставщика.
В связи с утверждением новых Правил, НП «Совет рынка»
подготовлены информационные материалы об основных принципах модели
оптового рынка электрической энергии и мощности.
Содержание:
1.1.
1.2.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
1.9.
1.10.
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
2.5.
2.6.
2.7.
2.8.
1.
Рынок электрической энергии
Расчетная модель электроэнергетической системы
Группа точек поставки
Выбор состава включенного генерирующего оборудования
Рынок «на сутки вперед»
Ценовая заявка участника оптового рынка
Регулируемые договоры
Свободные двусторонние договоры
Распределение фонда разницы узловых цен РСВ
Балансирующий рынок
Особенности осуществления экспорта/импорта электроэнергии
2.
Рынок мощности
Механизмы торговли мощностью
Конкурентные отборы мощности
Поставка мощности на оптовый рынок
Обязательства покупателей по покупке мощности на оптовом
рынке
Покупка и продажа мощности по свободным договорам
Договоры о предоставлении мощности
Договоры купли-продажи мощности новых атомных станций и
гидроэлектростанций
Продажа и покупка мощности по итогам конкурентного отбора
мощности
1. РЫНОК ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
1.1. Расчетная модель электроэнергетической системы
В целях определения технологически реализуемого режима
производства и потребления электроэнергии и соответствующие им
равновесные цены на территории ценовых зон оптового рынка
электроэнергии и мощности в РФ используется так называемая расчетная
модель электроэнергетической системы. Расчетная модель в качестве
необходимой
составляющей
включает
расчетную
схему
2
08.04.2011
электроэнергетической системы, данные о параметрах генерирующего
оборудования (максимальные и минимальные объемы производства э/э на
объектах генерации, скорость сброса/набора нагрузки, пр.) и системные
ограничения,
описывающие
предельно
допустимые
значения
технологических параметров функционирования Единой энергетической
системы России (в том числе сетевые ограничения на перетоки
электроэнергии по выделенным группам линий).
Расчетная схема энергетической системы включает набор узлов
нагрузки и потребления, соединенных линиями, моделирующими линии
электропередач.
Генерирующее
оборудование
производителей
и
энергопринимающие устройства потребителей электроэнергии являются
отнесенными к соответствующим узлам расчетной модели.
В результате расчета рынка «на сутки вперед» и балансирующего
рынка определяются соответственно узловые равновесные цены на
электроэнергию и индикаторы стоимости электроэнергии в узлах расчетной
модели.
При этом указанные узловые цены и индикаторы стоимости
учитывают нагрузочные потери электроэнергии (потери электроэнергии,
зависящие от передаваемой по линии электропередач электрической энергии)
и системные ограничения. Вследствие того, что объемы производства
электроэнергии в вынужденных режимах моделируются как ограничения при
расчете рынка «на сутки вперед» и балансирующего рынка, при низком
спросе на электроэнергию возможно формирование нулевых узловых
равновесных цен на электроэнергию и индикаторов стоимости
электроэнергии в отдельных узлах расчетной модели.
1.2. Группа точек поставки
Финансовые обязательства и требования участников оптового рынка
определяются по группам точек поставки.
Точкой поставки электрической энергии называется место в
электрической сети, в котором определяется объем произведенной или
потребленной электрической энергии участником оптового рынка.
Совокупность точек поставки электрической энергии, состоящая из
одной или нескольких точек поставки, относящихся к одному узлу расчетной
модели и (или) к единому технологически неделимому энергетическому
объекту, ограничивающая территорию, в отношении которой покупка или
продажа электрической энергии (мощности) на оптовом рынке
осуществляются только данным участником оптового рынка, и используемая
для определения и исполнения обязательств участником оптового рынка,
связанных с поставкой и оплатой электрической энергии (мощности)
называется группой точек поставки электрической энергии (мощности)
(далее ГТП). Каждой ГТП соответствует система коммерческого учета
электроэнергии, на основе данных которой определяются фактические
объемы производства и потребления электроэнергии.
3
08.04.2011
Каждая группа точек поставки оптового рынка электроэнергии может
быть только одного из следующих типов:
группа точек поставки генерации (ГТП генерации) – если сальдо
перетоков данной группы точек поставки может быть только отрицательным
(генерирующим) за любой период времени;
группа точек поставки потребления (ГТП потребления) - если сальдо
перетоков данной группы точек поставки в основном является
положительным (потребляющим). В случае если в соответствии с актом
согласования ГТП в указанную группу точек поставки потребления
включено генерирующее оборудование, не представленное на оптовом рынке
группой точек поставки генерации, сальдо перетоков данной группы точек
поставки в различные периоды времени могут быть как положительными
(потребляющими), так и отрицательными (генерирующими).
ГТП экспорта/импорта - группа точек поставки, в отношении которых
участник рынка осуществляет покупку/продажу электроэнергии для
дальнейшего использования в целях экспорта/импорта.
При этом важно отметить, что в отношении одного и того же
юридического лица на оптовом рынке электроэнергии может быть
зарегистрирован ряд ГТП потребления и ГТП генерации.
Каждая группа точек поставки относится к узлам расчетной модели
согласно определенным в установленном порядке коэффициентам отнесения.
1.3. Выбор состава включенного генерирующего оборудования
В силу экономических и технологических ограничений на пуск/останов
генераторов, процедура выбора состава включенного генерирующего
оборудования осуществляется Системным оператором на неделю вперед с
проведением одного уточняющего расчета в течение недели. Указанный
выбор осуществляется на основе ценовых заявок поставщиков (с указанием
стоимости пуска и затрат на производство электроэнергии), технических
параметров генерирующего оборудования, прогноза электропотребления, с
учетом величины необходимых резервов мощности. Оплата стоимости
пусков генерирующих единиц осуществляется покупателями на основе
неравномерности их месячных графиков почасового потребления
посредством соответствующего увеличения их обязательств в РСВ.
1.4. Рынок «на сутки вперед»
Рынок «на сутки вперед» (РСВ) основан на механизме конкурентного
ценообразования - аукциона ценовых заявок покупателей и продавцов
электроэнергии. Аукцион проводится ежедневно за сутки до реального
времени и одновременно на каждый час указанных суток. По его результатам
формируются
сбалансированные
плановые
почасовые
объемы
производства/потребления и определяются равновесные цены с учетом
системных ограничений и потерь электроэнергии при передаче. Главный
4
08.04.2011
критерий отбора заявок – максимизация совокупного выигрыша участников
РСВ. По итогам аукциона Администратор торговой системы определяет
объемы планового почасового потребления покупателей и объемы планового
почасового производства поставщиков в РСВ, а также равновесные узловые
цены в узлах расчетной модели. Указанные узловые цены агрегируются до
уровня ГТП и формируют цены РСВ в ГТП участников оптового рынка.
1.5. Ценовая заявка участника оптового рынка
Основной инструмент, используемый при расчете РСВ, - ценовая
заявка участника оптового рынка, в которой указываются желаемые объемы
и цены, по которым участник готов купить/продать электроэнергию на
оптовом рынке.
Ценовая заявка покупателя означает готовность участника включить
указанные в заявке объемы в объемы планового почасового потребления в
случае если цена РСВ не превышает указанную в заявке цену.
Ценовая заявка поставщика означает готовность участника включить
указанные в заявке объемы в объемы планового почасового производства в
случае если цена РСВ не ниже указанной в заявке цены.
1.6. Регулируемые договоры
С 2011 года в ценовых зонах регулируемые договоры формируются
только для поставки электрической энергии (мощности) населению и
приравненным к нему категориям потребителей, а также субъектам оптового
рынка - покупателям электрической энергии (мощности), функционирующим
в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, для которых
Правительством Российской Федерации установлены особенности
функционирования оптового и розничных рынков.
Регулируемые договоры основываются на принципе «take or pay», то
есть обязательной поставки и покупки. Поставщик обязан либо произвести
указанный в договоре объем электроэнергии самостоятельно, либо купить
его по нерегулируемым ценам на рынке на сутки вперед или по
заключенному с другим поставщиком свободному двустороннему договору.
Покупатель обязан заплатить за объем электроэнергии, включенный в
регулируемый договор, вне зависимости от того, был ли им потреблен весь
объем или нет. Если покупатель потребляет объем, меньше объема
электроэнергии, включенного в регулируемые договоры, он продает
превышение (разницу) по нерегулируемым ценам на рынке на сутки вперед
(либо по свободному двустороннему договору). Если объем потребления
больше объема регулируемого договора, покупатель докупает необходимую
электроэнергию по нерегулируемой цене.
5
08.04.2011
1.7. Свободные двусторонние договоры
Одним из механизмов торговли электроэнергией на оптовом рынке
является заключение участниками свободных двусторонних договоров
купли-продажи электроэнергии в рынке «на сутки вперед» (СДД). При этом
договорные цены и объемы поставки устанавливаются сторонами свободного
договора. Для сохранения финансового баланса рынка «на сутки вперед»
контрагенты по СДД оплачивают стоимость нагрузочных потерь
электроэнергии и системных ограничений, соответствующую данному
договору. Последняя рассчитывается как произведение договорного объема
на разницу между ценой РСВ в ГТП покупателя по договору и ценой РСВ в
ГТП продавца по договору.
1.8. Распределение фонда разницы узловых цен РСВ
Вследствие наличия нагрузочных потерь электроэнергии, системных
ограничений, особенностей оплаты ФСК потребленной электроэнергии,
перетоков с неценовыми зонами, оплатой стоимости пусков генераторов,
рассчитанные по итогам расчета РСВ финансовые требования отличаются от
финансовых обязательств участников на так называемую величину фонда
разницы узловых цен (ФРУЦ), которая распределяется между участниками
оптового рынка. При этом алгоритм указанного распределения должен
сохранять ценовые сигналы, определяемые ценами РСВ. В действующей
технологии сформированный по итогам расчетного периода ФРУЦ
распределяется на участников РСВ пропорционально их плановому
почасовому потреблению (производству) электроэнергии.
1.9. Балансирующий рынок
Объемы отклонений фактического производства/потребления от
почасовых плановых объемов для каждого участника продаются/покупаются
на балансирующем рынке (БР). Технология расчета балансирующего рынка
аналогична технологии, применяемой для расчета РСВ. В результате расчета
балансирующего
рынка
определяются
индикаторы
стоимости
электроэнергии в режиме реального времени. При этом для стимулирования
более точного планирования покупателями - участниками оптового рынка
своего потребления, а также выполнениями поставщиками команд
Системного оператора ставки на отклонения рассчитываются исходя из
максимальных/минимальных значений из цен РСВ, индикаторов, цен в
заявках участников, тарифов, пр.
Вследствие применения в БР указанных ставок суммарные
обязательства участников БР отличаются от суммарных требований.
Возникающий в БР финансовый небаланс распределяется на

участников, которые следовали командам системного оператора,
а также участников, которые наиболее точно спланировали свое потребление
– в случае если указанный небаланс положительный;
6
08.04.2011

участников, по которым были зафиксированы отклонения по
производству/потреблению электроэнергии по собственной инициативе - в
случае если указанный небаланс отрицательный.
1.10. Особенности
осуществления
экспорта/импорта
электроэнергии
Особенности купли-продажи электрической энергии в целях экспорта и
импорта устанавливаются договором о присоединении к торговой системе
оптового рынка.
В настоящее время торговлю электрической энергией с целью экспорта
и импорта со стороны России осуществляет один участник оптового рынка –
ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС".
Основными партнерами России по экспорту-импорту электроэнергии
являются страны СНГ и Прибалтики, а также – Финляндия.
Говоря о взаимоотношениях с зарубежными энергосистемами, следует
отдельно выделить необходимость обеспечения надежной совместной
работы ЕЭС России и электроэнергетических систем иностранных
государств, работающих в синхронной зоне. С российской стороны
ответственность за организацию параллельной работы с зарубежными
энергосистемами возложена на ОАО «ФСК ЕЭС». С большинством
энергосистем, находящихся в одной синхронной зоне, заключены договоры
о параллельной работе, различные соглашения между системными
операторами и т.д., которые имеют разную степень актуализации на текущий
момент.
2. РЫНОК МОЩНОСТИ
2.1. Механизмы торговли мощностью
Моделью долгосрочного рынка мощности предусмотрены следующие
основные механизмы торговли мощностью:
 покупка/продажа мощности по итогам конкурентного отбора
мощности;
 покупка/продажа мощности по свободным договорам куплипродажи мощности;
 покупка/продажа мощности по договорам о предоставлении
мощности и по договорам купли-продажи мощности новых атомных станций
и гидроэлектростанций;
 покупка/продажа мощности генерирующих объектов, отнесенных
к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном
режиме;
 покупка/продажа мощности по регулируемым договорам (в
объемах поставки населению и приравненным к нему категориям
потребителей, а также субъектам оптового рынка - покупателям
7
08.04.2011
электрической энергии (мощности), функционирующим в отдельных частях
ценовых зон оптового рынка, для которых Правительством Российской
Федерации установлены особенности функционирования оптового и
розничных рынков);
 покупка
продажа
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.
2.2. Конкурентные отборы мощности
Долгосрочные конкурентные отборы мощности проводятся за четыре
полных года до года поставки отбираемой мощности, иными словами,
долгосрочные конкурентные отборы мощности проводятся на четыре года
вперед. Четырехлетний срок соответствует сроку, за который может быть
построена новая тепловая электростанция.
Моделью долгосрочного рынка мощности предусмотрено в
четырехлетний период между долгосрочным конкурентным отбором и годом
поставки отобранной на нем мощности
проведение уточняющих
(корректировочных) конкурентных отборов мощности. На таких отборах в
случае необходимости мощность отбирается в дополнение к уже отобранной
на долгосрочном отборе.
Полная потребность энергосистемы в мощности характеризуется
определяемой Системным оператором величиной спроса на мощность.
Величина спроса на конкурентном отборе мощности учитывает
прогнозируемый пик потребления в году, на который проводится
конкурентный отбор, и резерв мощности, необходимый для обеспечения
надежности энергоснабжения. Спрос на мощность определяется в разбивке
по территориям, называемым зонами свободного перетока. Деление
территории ценовых зон оптового рынка на зоны свободного перетока
осуществляется системным оператором с учетом существующих системных
ограничений, планов развития сетей до года, на который проводится
конкурентный отбор мощности, и соответствующих изменений пропускной
способности линий.
На конкурентном отборе мощности отбираются такие генерирующие
объекты, мощность которых удовлетворит спрос на мощность в каждой зоне
свободного перетока, с учетом возможностей поставки мощности из одной
зоны в другую, а также обладающие такими техническими
характеристиками, которые позволят обеспечить выработку электрической
энергии в режиме, повторяющем суточные и сезонные колебания
потребления.
Также при проведении конкурентного отбора мощности
учитывается, что существует ряд генерирующих объектов, мощность
которых в соответствии с Правилами оптового рынка поставляется вне
8
08.04.2011
зависимости от результатов конкурентного отбора. Мощность этих
генерирующих объектов частично покроет спрос на мощность в тех зонах
свободного перетока, в которых они располагаются (или будут
располагаться). Это генерирующие объекты, мощность которых продается в
соответствии с договорами о предоставлении мощности и договорами куплипродажи мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций.
Перед проведением конкурентного отбора мощности ФАС России
производит анализ уровня конкуренции по зонам свободного перетока. По
итогам анализа ФАС России определяет перечень зон свободного перетока с
ограниченной конкуренцией. В этих зонах свободного перетока при
проведении конкурентного отбора мощности используется предельный
уровень, значение которого устанавливается Правительством Российской
Федерации.
Правилами и регламентами оптового рынка предусматривается ряд
особенностей формирования поставщиками цен в заявках на конкурентный
отбор мощности. Для генерирующих объектов, расположенных в зонах
свободного перетока, в которых конкурентный отбор проводится с
применением предельного уровня цены на мощность, единственным
требованием к значению цены в заявке поставщика является непревышение
предельного уровня цены на мощность. В остальных зонах свободного
перетока предусмотрены следующие особенности. Если поставщик (или
группа афиллированных поставщиков) владеет генерирующими объектами,
расположенными в одной зоне свободного перетока, совокупная
установленная мощность которых составляет значительную долю в
совокупном объеме установленной мощности всех генерирующих объектов в
соответствующей зоне свободного перетока, то такой поставщик должен в
отношении части своих генерирующих объектов подать ценопринимающие
заявки на конкурентный отбор мощности (заявки, отражающие, что
поставщик готов продать мощность по любой цене, которая сложится по
итогам конкурентного отбора мощности). Под значительной доле мощности
понимается доля мощности, равная или превышающая 15% для первой
ценовой зоны оптового рынка и 10% для второй ценовой зоны. Объем
установленной мощности генерирующих объектов с «обязательным
ценоприниманием» должен составлять не менее разницы совокупного
объема установленной мощности генерирующих объектов таких
поставщиков (поставщика) и объема, составляющего 15% для первой
ценовой зоны (10% для второй ценовой зоны) объема установленной
мощности всей генерации в этой зоне свободного перетока.
Заявки, не удовлетворяющие установленным требованиям, не
рассматриваются при проведении конкурентного отбора, а значит – не
отбираются.
Для зоны свободного перетока, в которой в соответствии с решением
ФАС России конкурентный отбор мощности проводится с применением
9
08.04.2011
предельного уровня, цены, определенные по итогам конкурентного отбора
мощности для всех покупателей в данной зоне и для всех поставщиков,
отобранных в данной зоне, одинаковы и равны максимальной из цен,
указанных в отобранных заявках поставщиков в отношении генерирующих
объектов, расположенных в данной зоне свободного перетока. При этом
такая единая цена не может быть больше предельного уровня цены на
мощность и не может быть меньше нижнего предельного уровня –
минимально допустимой цены.
Для зоны свободного перетока, в которой конкурентный отбор
проводится без предельного уровня, правилами оптового рынка установлены
другие принципы определения цен. Во-первых, цена конкурентного отбора
мощности для покупателей определяется ценой, рассчитанных без учета
необходимости выполнения требования по удовлетворению технических
параметров отобранной генерации заданным значениям. Во-вторых, доля
наиболее дорого предложения в зоне свободного перетока, равная 15% в
зонах первой ценовой зоны и 10% - второй ценовой зоны, не участвует в
формировании цены для покупателей. Генерирующие объекты, отобранные
на конкурентном отборе, по принципу определения для них цены
конкурентного отбора можно разделить на три группы:
1) генерирующие объекты с ценой в заявке не больше цены,
определенной для покупателей – для таких объектов цена конкурентного
отбора определяется равной цене покупателей в данной зоне свободного
перетока;
2) генерирующие объекты с ценой в заявке больше цены,
определенной для покупателей, и при этом не вошедшие в 15% (10%)
наиболее дорогого предложения в зоне свободного перетока – для таких
объектов цена конкурентного отбора равна цене, указанной в ценовой заявке,
поданной в отношении объекта;
3) генерирующие объекты вошедшие в 15% (10%) наиболее
дорогого предложения в зоне свободного перетока – для них цена
конкурентного отбора равна цене, минимальной из
- цены, указанной в ценовой заявке, поданной в отношении такого
объекта;
- цены, установленной для такого генерирующего объекта ФСТ
России.
Кроме того, правилами оптового рынка предусматриваются
особенности формирования цены по итогам конкурентного отбора мощности
для генерирующих объектов атомных станций и гидроэлектростанций. В
2011 – 2012 годах ФСТ России может быть установлена надбавка к цене
мощности АЭС и ГЭС первой ценовой зоны, отражающая инвестиционную
составляющую этой цены. ГЭС второй ценовой зоны продают мощность по
тарифам, установленным ФСТ России.
10
08.04.2011
После проведения конкурентного отбора мощности системный
оператор публикует его итоги:
 перечень отобранных генерирующих объектов;
 цены мощности для покупателей по зонам свободного перетока;
 цены мощности для поставщиков.
Генерирующие объекты, не отобранные на конкурентном отборе,
не будут получать оплату мощности по результатам конкурентного отбора.
Если такие объекты не могут быть выведены из эксплуатации до года, на
который был проведен конкурентный отбор мощности, если их мощность и
электрическая энергия необходимы в энергосистеме или если такие объекты
вырабатывают тепло и участвуют в теплоснабжении населенных пунктов, то
такие генерирующие объекты относятся к генерирующим объектам,
мощность которых поставляется в вынужденном режиме и их мощность
оплачивается по цене, установленной ФСТ России, учитывающей
маржинальный доход, получаемый такими поставщиками на рынке
электроэнергии. Мощность генерирующих объектов, поставляющих
мощность в вынужденном режиме, оплачивается покупателями,
расположенными в той же зоне свободного перетока. Эта мощность
распределяется между покупателями пропорционально их фактическому
пиковому потреблению.
2.3. Поставка мощности на оптовый рынок
Объемы мощности, фактически поставленные поставщиком на
оптовый рынок, определяются по итогам месяца в зависимости от степени
готовности генерирующего объекта в соответствующем месяце к выработке
электрической энергии.
Фактический объем поставки мощности определяют три основных
фактора:
1) аттестованный объем мощности (или предельный объем
мощности) – определяется системным оператором до начала поставки
мощности и отражает потенциальную возможность генерирующего объекта
выработать соответствующий объем электрической энергии за час;
2) выполнение поставщиком в течение месяца требований по
готовности генерирующего оборудования к выработке электрической
энергии;
3) объема потребления на собственные и хозяйственные нужды
генерирующего объекта.
Фактически поставленный объем мощности рассчитывается как
аттестованный объем, уменьшенный на объем недопоставки мощности из-за
невыполнения требований по готовности, и уменьшенный на среднее за
месяц пиковое потребление на собственные и хозяйственные нужды
электростанции.
11
08.04.2011
Если аттестованный объем мощности меньше объема мощности,
который поставщик должен поставить на оптовый рынок (объема мощности,
отобранного на конкурентном отборе или включенного в договор о
предоставлении мощности), то поставщик выплачивает штраф.
Степень снижения объема поставки в зависимости от невыполнения
каждого требования определяется коэффициентами, установленными
Правилами оптового рынка.
2.4. Обязательства покупателей по покупке мощности на
оптовом рынке
Все покупатели на оптовом рынке имеют обязательства по покупке
определенного объема мощности. Эти обязательства обеспечивают
поставщикам оплату поставляемой ими мощности.
Объем мощности, который должен купить каждый покупатель
определяется исходя из его фактического пикового потребления –
потребления электрической энергии в пиковые часы, установленные
системным оператором. Полный объем мощности поставщиков, которая
была ими поставлена и должна быть оплачена на оптовом рынке,
распределяется между покупателями с учетом их фактического пикового
потребления. Объем покупки мощности на оптовом рынке равен
произведению коэффициента фактического наличия мощности и
фактического пикового потребления.
Коэффициент фактического наличия мощности определяется для
каждой зоны свободного перетока исходя из следующих принципов.
Мощность фактически поставленная поставщиками во всей ценовой зоне по
всем механизмам, кроме поставки мощности в вынужденном режиме,
распределяется между всеми зонами свободного перетока этой ценовой зоны
пропорционально совокупному фактическому пиковому потреблению
покупателей в этих зонах свободного перетока. В зонах свободного перетока,
в которых есть вынужденные генераторы, к полученному объему мощности
добавляется мощность, поставленная в вынужденном режиме. Так для
каждой зоны свободного перетока определяется объем мощности, который
должен быть оплачен покупателями зоны. Коэффициент фактического
наличия мощности равен отношению объема мощности, подлежащего оплате
в зоне свободного перетока, и совокупного фактического пикового
потребления покупателей в этой зоне свободного перетока.
2.5. Покупка и продажа мощности по свободным договорам
Свободные договоры купли-продажи мощности – механизм торговли
мощностью, в котором объемы, цены и иные условия договора определяются
по соглашению сторон – продавца и покупателя. Существует ряд требований
к свободному договору. Основным является требование о том, что поставщик
и покупатель по такому договору должны быть участниками оптового рынка
12
08.04.2011
и их генерирующее и энергопотребляющее оборудование должны быть
расположены в одной зоне свободного перетока. Договор должен быть
зарегистрирован до начала периода поставки мощности по этому договору.
Поставка и покупка мощности по зарегистрированному свободному
договору купли-продажи мощности учитываются для поставщика и
покупателя соответственно при определении объемов мощности,
продаваемых и покупаемых по результатам конкурентного отбора мощности,
путем их уменьшения.
При этом объем мощности, проданный по свободному договору, не
может превысить фактически поставленный на оптовый рынок объем
мощности, не проданный по иным механизмам и приходящийся на этот
договор. Аналогичная ситуация для покупателя – объем мощности,
покупаемый по свободному договору, не может превысить часть фактически
потребленного объема мощности, не купленного по другим механизмам,
приходящегося на данный договор.
Иными словами, окончательный объем мощности в свободном
договоре купли-продажи мощности определяется по факту с учетом
фактически поставленной поставщиком и фактически потребленной
покупателей мощности. Этот объем может быть снижен, относительно
объема мощности, указанного при регистрации свободного договора.
2.6. Договоры о предоставлении мощности
Договоры о предоставлении мощности заключаются поставщиками –
организациями, созданными в результате реорганизации в 2008 году ОАО
РАО «ЕЭС России», в отношении генерирующих объектов, перечисленных в
утвержденном
Правительством
Российской
Федерации
перечне
(Распоряжение Правительства Российской Федерации от 11.08.2010 г. №
1334-р).
Заключая договоры о предоставлении мощности, поставщик
принимает на себя обязательства по строительству, вводу в эксплуатацию и
поставке мощности генерирующих объектов, в отношении которых
заключены эти договоры. Причем параметры этих генерирующих объектов
должны соответствовать заданным значениям, указанным в договорах. С
другой стороны, поставщик получает гарантию оплаты мощности, которая
будет поставлена с использованием таких генерирующих объектов, в течение
10 лет по ценам, обеспечивающим возврат капитальных затрат на их
строительство с определенной нормой доходности на вложенный капитал и
компенсацию эксплуатационных затрат. Величины эксплуатационных затрат
и капитальных затрат, используемые при расчете цены мощности новых
генерирующих объектов по договору о предоставлении мощности,
определены в постановлении Правительства Российской Федерации от
13.04.2010 г. № 238. Капитальные затраты дифференцированы по типам
генерирующих объектов и значению их установленной мощности. Также
13
08.04.2011
постановлением
предусматривается
применение
повышающих
коэффициентов, если генерирующий объект строится в регионе со сложными
климатическими условиями, а также в сейсмичных районах.
При невыполнении поставщиком обязательств, предусмотренных
договорами о предоставлении мощности, поставщик выплачивает штраф,
размер которого определен договором для различных нарушений.
Мощность, производимая с использованием генерирующих объектов,
включенных в договоры о предоставлении мощности, оплачивается всеми
покупателями, расположенными в ценовой зоне оптового рынка,
пропорционально их пиковому потреблению.
2.7. Договоры купли-продажи мощности новых атомных
станций и гидроэлектростанций
Договоры купли-продажи мощности новых атомных станций и
гидроэлектростанций могут быть заключены в отношении генерирующих
объектов атомных станций и гидроэлектростанций,
включенных в
Программу деятельности Государственной корпорации по атомной энергии
«Росатом» или в программу строительства гидроэлектростанций (в том числе
гидроаккумулирующих электростанций), реализуемую ОАО «РусГидро».
В отличие от договоров о предоставлении мощности, договоры
купли-продажи мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций
заключаются сроком на 20 лет, а цены в них устанавливаются ФСТ России.
2.8. Продажа и покупка мощности по итогам конкурентного
отбора мощности
По итогам конкурентного отбора продается мощность только тех
генерирующих объектов, которые были отобраны на конкурентном отборе
мощности на соответствующий год. Объем мощности, продаваемый по
результатам конкурентного отбора мощности, рассчитывается как часть
фактически поставленного на оптовый рынок объема мощности, не
проданная по иным механизмам.
По итогам конкурентного отбора мощности покупатель приобретает
мощность в случае, если он не купил объем мощности, составляющий его
обязательства по покупке мощности, по другим существующим механизмам.
Таким образом, объем мощности, покупаемый по результатам конкурентного
отбора мощности, рассчитывается для покупателя, так же, как и для
поставщика, по остаточному принципу.
Стоимость мощности продаваемой и покупаемой по итогам
конкурентного отбора мощности определяется исходя из цен, определенных
по итогам конкурентного отбора мощности с учетом их ежегодной
индексации. Поскольку эти цены могут отличаться для поставщиков и
покупателей, возникнет несоответствие обязательств и требований,
рассчитанных по ценам конкурентного отбора мощности – так называемый,
14
08.04.2011
стоимостной небаланс. Стоимость покупки и продажи мощности по
результатам конкурентного отбора мощности корректируется с учетом
распределения этого небаланса.
15