Москва, ноябрь 2010 г. ОА« О Ценообразование на ОРЭ в 2011 году Заместитель директора департамента развития бизнеса и нормативного регулирования Орешкин. - презентация

1 Москва, ноябрь 2010 г. ОА« О Ценообразование на ОРЭ в 2011 году Заместитель директора департамента развития бизнеса и нормативного регулирования Орешкин Е.Н.

2 Ключевые изменения на ОРЭ с 2011 года Запуск рынка мощности Формирование регулируемых договоров только для населения, а также только в отдельных субъектах РФ Рынок электроэнергии – без существенных изменений 2

3 Оплата мощности на ОРЭ с 2011 года Рынок мощности: Мощность, отобранная по итогам конкурентного отбора мощности (КОМ) на соответствующий год, продаваемая по договорам коммерческого представительства, заключенным по итогам КОМ Мощность, в отношении которой заключены свободные договоры купли- продажи мощности (СДМ) – при условии, что она отобрана на КОМ Мощность генерирующих объектов, в отношении которых заключены ДПМ Мощность новых АЭС и ГЭС, в отношении которых заключены договоры купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС Мощность вынужденных генераторов (генерирующих объектов, не отобранных на конкурентном отборе, но продолжение работы которых необходимо по технологическим и иным причинам) Регулируемый сектор: Оплата мощности по регулируемым договорам, заключаемым в целях поставки населению 3

4 4 З Долгосрочный рынок мощности В рамках конкурентного отбора ежегодно на четыре года вперед: Системный оператор определяет (с учетом заявок потребителей) прогноз и структуру потребления, величину необходимого резерва и задает кривую спроса Поставщики подают ценовые заявки, формируя ценовое предложение По итогам конкурентного отбора определяются: генерирующие объекты, мощность которых необходима в году поставки цены продажи мощности по итогам конкурентного отбора цены покупки мощности по итогам конкурентного отбора по ЗСП и формируются обязательства поставщиков по поставке мощности Период поставки и оплаты - 1 год Строительство новой, поддержание действующей мощности 4 года Заключение ДПМ и договоров с новыми АЭС и ГЭС КОМ на 4 года вперед На первые годы: конкурентный отбор проводится менее, чем за 4 полных года на 2011 год – до 1 октября 2010 года (если вступили в силу все нормативно- правовые акты) на 2012, 2013, 2014 и 2015 годы – до 1 июля 2011 года Конкурентный отбор мощности 4

5 5 З Антимонопольное регулирование На этапе подготовки к конкурентному отбору ФАС России проводит анализ конкуренции в зонах свободного перетока и определяет зоны свободного перетока с ограниченной конкуренцией –при проведении отбора мощности предельный уровень, утверждаемый Правительством РФ зоны свободного перетока, в которых есть конкуренция – отбор проводится без предельного уровня Участники оптового рынка направляют в ФАС России сведения об аффилированности (после выхода постановления о правилах антимонопольного контроля) ФАС может определить особые условия участия в конкурентном отборе некоторых поставщиков При проведении отбора Контроль экономической обоснованности цен в заявках После проведения отбора При выявлении ФАС случаев манипулирования ценами возможность отмены результатов конкурентного отбора по решению Наблюдательного совета НП «Совет рынка» и проведения повторного отбора 5

6 6 З Предельные уровни При выявлении ФАС оснований для установления и применения максимальной цены в 2011 году применяется: Максимальная цена на мощность на 2011 год: 112,5 тыс.руб. за МВт для первой ценовой зоны (118,125 тыс.руб/МВт с учетом СН) 120,35 тыс.руб. за МВт для второй ценовой зоны (126,37 тыс.руб/МВт с учетом СН) Для проведения конкурентных отборов на последующие годы значения максимальной цены на мощность устанавливаются Правительством РФ по предложению ФСТ России Минимальная цена продажи мощности по результатам конкурентного отбора: Минимальный тариф тепловой генерации в ценовой зоне с ежегодной индексацией – 37,4 тыс.руб за МВт для первой ценовой зоны – 52,2 тыс.руб за МВт для второй ценовой зоны Применяется только в тех ЗСП, где при проведении конкурентного отбора применяется Максимальная цена на мощность 6

7 7 З Конкурентный отбор мощности при наличии ценового ограничения Цена конкурентного отбора Предельный уровень цены Спрос Отобранный объем мощности Мощность не прошла отбор – не будет оплачена, если не отнесена к «вынужденным» генераторам Мощность не прошла отбор – не будет оплачена, если не отнесена к «вынужденным» генераторам Цена Объем Приоритетно учитываются объемы обязательных инвестиционных проектов (ДПМ, новые АЭС и ГЭС) При проведении конкурентного отбора: Поставщики подают заявки с ценами, не выше предельного уровня цены на мощность, формируя кривую предложения (заявки с ценами выше предельного уровня не рассматриваются) Отбирается мощность, генерирующих объектов, технические параметры которых обеспечивают функционирование энергосистемы 7

8 8 З Особенности конкурентного отбора в отсутствие ценового ограничения Спрос 15% самого дорогого предложения Цена Объем Приоритетно учитываются ДПМ, новые АЭС и ГЭС Ценопринимающие заявки Приоритетно учитываются ДПМ, новые АЭС и ГЭС Ценопринимающие заявки Особенности проведения конкурентного отбора без ценового ограничения: Поставщик, владеющий значительной долей генерации в ЗСП, может подать ценовую заявку только на объем мощности, не превышающий 15% (10% во 2-ой ценовой зоне) мощности в ЗСП, а на остальной объем – подается ценопринимающая заявка 15% наиболее дорогого предложения (10% во 2-ой ценовой зоне) не формирует маржинальную цену конкурентного отбора Отбирается мощность, генерирующих объектов, технические параметры которых обеспечивают функционирование энергосистемы, НО цена отбора определяется без учета технических параметров Маржинальная цена конкурентного отбора Определение цены без учета технических параметров Объем Отбор с учетом технических параметров Не отобраны Оплата по маржинальной цене Оплата по минимуму из заявки и тарифа 8

9 9 З Если на конкурентном отборе не отобрано достаточно мощности Цена конкурентного отбора Цена Объем Отбор новой мощности на условиях ДПМ Учет ДПМ Предложение на конкурентном отборе не покрывает спрос 9 СПРОС Отобранный объем мощности Отобранный объем мощности В отношении инвестиционные проекты, отобранных на дополнительном отборе, заключаются договоры, аналогичные ДПМ, цена в которых соответствует цене в заявке на отбор (но не выше, чем цена мощности в ДПМ для объекта соответствующего типа) 9

10 10 З Результаты КОМ По итогам проведения КОМ СО формирует результаты КОМ перечень отобранных ГЕМ объем отобранной мощности в отношении каждой ГЕМ цена продажи мощности для каждой ГЕМ цена покупки мощности для каждой ЗСП После проведения КОМ АТС рассчитывает предварительные цены по ЗСП для покупателей с учетом «небаланса» ГЕМ, мощность которых не отобрана на КОМ Не продают мощность и могут вывестись из эксплуатации Не могут быть выведены из эксплуатации – ВЫНУЖДЕННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ Продажа и э/э и мощности по ценам, установленным ФСТ Продажа э/э по ценам РСВ/БР без продажи мощности Мощность вынужденных генераторов оплачивается покупателями ЗСП (увеличивается коэффициент резервирования). Мощность вынужденных из-за теплоснабжения – покупателями субъекта РФ 10

11 11 З Оплата мощности покупателями Объем покупки мощности на оптовом рынке: объем покупки пропорционален фактическому пиковому потреблению для крупных потребителей – возможность самостоятельного планирования (с ответственностью за непревышение плана) и фиксации объема покупки мощности заранее – с учетом планового коэффициента резервирования оплата новой мощности по ДПМ – равномерно потребителями ценовой зоны оплата отобранной на конкурентном отборе мощности по ценам в ЗСП (ценовые сигналы локализованы) оплата новой мощности, отобранной при нехватке предложения на конкурентом отборе, – равномерно потребителями зоны свободного перетока (ценовые сигналы локализованы) Механизмы покупки мощности по ДПМ и договорам с новыми АЭС и ГЭС покупка мощности генерации, поставляющей мощность в вынужденном режиме по свободным договорам по цене конкурентного отбора мощности 11

12 12 З Оплата мощности ДПМ ДПМ заключаются в отношении всех ГТП потребления в ценовой зоне (в т.ч. ГТП потребления на собственные нужды станций) При заключении ДПМ в каждом договоре фиксируется исходный объем мощности исходя из пикового потребления за 1-ый квартал 2010г., но не менее 1 кВт По итогам месяца – распределение фактически поставленного объема объекта ДПМ пропорционально фактическому пиковому потреблению (сверх норматива собственных нужд) Фактически поставленный объем объекта ДПМ определяет СО исходя из аттестованного объема и выполнения требований по готовности (минус потребление на собственные нужды в рамках норматива) Штрафы начисляются на объем неаттестованной мощности Ген.объект ДПМ ГТП потребления ГТП потребления ГТП потребления Начальный объем – распределение установленной мощности ДПМ пропорционально пиковому потреблению 1-го квартала 2010 года за вычетом норматива потребления на собственные нужды 12

13 13 З Свободные договоры Свободные договоры купли-продажи мощности (СДМ) регистрируются до начала периода поставки мощности если СДМ зарегистрирован до КОМ, то ценопринимающая заявка на КОМ имеет больший приоритет Объем мощности, продаваемый/покупаемый по СДМ учитывается при определении для покупателя объема мощности, который он должен купить по цене конкурентного отбора мощности, путем его уменьшения при определении для поставщика объема мощности, который он продает по цене конкурентного отбора мощности, путем его уменьшения Объем мощности, продаваемый по СДМ не может превышать объема мощности, фактически произведенной поставщиком (приходящегося на данный СДМ) объема мощности, фактически потребленной покупателем, и не покрытый иными механизмами (приходящегося на данный СДМ) 13

14 14 З Очередность выполнения обязательств по покупке мощности По итогам месяца определяется объем мощности, подлежащий покупке на оптовом рынке Различные механизмы покупки мощности ДПМ, АЭС/ГЭС ДПМ, АЭС/ГЭС Вынуж- денные СДМ КОМ Объем покупки по ценам КОМ определяется по остаточному принципу Пик·k Зарегистрированный СДМ Фактический СДМ 1 МВт 14

15 15 З СДЭМ Рынок мощности переходного периода: Заключение СДЭМ существенно влияет на цену покупки мощности на ОРЭ: Существует большая дифференциация между гарантированным уровнем оплаты мощности для поставщиков (различные тарифы) Существует возможность перепродажи мощности, излишне приобретённой по СДЭМ ДРМ: Заключение СДЭМ существенно НЕ влияет на цену покупки мощности на ОРЭ: Большинство производителей имеют одинаковый гарантированный уровень оплаты мощности Нет возможности перепродажи мощности, излишне приобретённой по СДЭМ Существенные стимулы для заключения СДЭМ Стимулы для заключения СДЭМ практически отсутствуют 15

16 ОА« О Действующий порядок трансляции нерегулируемых цен оптового рынка

17 17 З Основные принципы трансляции нерегулируемых цен на электроэнергию Объём э/э, купленный ГП по регулируемым ценам (на оптовом и розничном рынках) = объём э/э проданный по регулируемым ценам потребителям Население – 100 % по тарифам Оставшийся объём, купленный ГП по регулируемым ценам, распределяется между остальными потребителями частичные участники оптового рынка – пропорционально договорному объёму на розничном рынке остальные покупатели – пропорционально факту потребления То, что не поставлено по тарифам – по нерегулируемым ценам в рамках соответствующих предельных уровней 17

18 18 З Определение предельного уровня нерегулируемых цен Предельный уровень нерегулируемой цены: средневзвешенная стоимость покупки э/э (мощности) на оптовом рынке – публикуется ОАО «АТС» стоимость инфраструктурных услуг Стоимость инфраструктурных услуг определяется вычитанием их конечного тарифа тарифа покупки на ОРЭ + Тариф покупки на ОРЭ (на розничном рынке) Сбытовая надбавка Услуги по передаче Перекрестное субсидирование Прочие инфраструктурные платежи (АТС, ЦФР, СО) Стоимость инфраструктурных услуг Нерегулируемая цена с сайта АТС Предельный уровень нерегулируемых цен ГП включает в себя перекрёстное субсидирование 18

19 19 З Расчёт одноставочной нерегулируемой цены Существует три варианта расчёта одноставочной нерегулируемой цены: Соотношение нерегулируемых объёмов э/э и мощности ГП на ОРЭ – базовый вариант Диапазоны ЧЧИ в соответствии с Методикой 20-э/2 Вариант 1 Применяется в случае, если ГП прислал соответствующее уведомление в ОАО «АТС» с приложением решения РЭК об установлении тарифов, предусматривающее дифференцацию по ЧЧИ, предусмотренной Методикой 20-э/2 ЧЧИ, учтённое РЭКом в конечных тарифах Вариант 2 Применяется в случае, если ГП прислал соответствующее уведомление в ОАО «АТС» с приложением справки от РЭК, содержащей среднее ЧЧИ, учтённое при устанолвнении тарифов для одноставочных потребителей 19

20 20 З Потребители > 750 кВА Должны обеспечить почасовое планирование и учет Отвечают за отклонения по часам Отклонения «вверх» - через нерегулируемую цену Отклонения «вниз» - через компенсацию отклонения факта от плана Могут влиять на стоимость приобретаемой электроэнергии (мощности) посредством: Точного планирования Переноса потребления в часы с более низкими ценами 20

21 21 З Оплата отклонений крупными потребителями тариф цена РСВ цена БР Факт ППП Факт ППП тариф цена РСВ Факт Компенсация Факт тарифцена БР ППП Факт Компенсация Разница цен: БР(покупка) - РСВ Разница цен: РСВ – БР (продажа) 21

22 22 З Расчёт нерегулируемой цена ОАО «АТС» ОАО «АТС» рассчитывает и публикует следующие виды нерегулируемых цен: Одноставочная нерегулируемая цена (один из трёх вариантов) Зонная одноставочная нерегулируемая цена Нерегулируемая цена на электрическую энергию Нерегулируемая цена на мощность Нерегулируемые почасовые цены, применяемые для потребителей, осуществляющих почасовое планирование 22

23 ОА« О Механизмы трансляции цен ОРЭ на розничных потребителей с января 2011 г.

24 Нормативное регулирование С 1 января 2011 года должны вступить в силу Основные положение функционирования розничных рынков Правила функционирования розничных рынков переходного периода с 1 января 2011 года автоматически силу не утрачивают Положения Правил функционирования розничных рынков переходного периода в части расчёта стоимости поставляемой электроэнергии (мощности) с 2011 года не применимы: с 2011 года не нужно рассчитывать коэффициент «бета» Тарифы используются для определения стоимости услуг 24

25 25 З Формирование предельного уровня нерегулируемой цены 2010 год2011 год Стоимость инфраструктурных услуг – определяется регулятором Вариант 1 Вариант 2 Нерегулируемая цена с сайта АТС РЭКи публикуют стоимость услуг для целей расчёта предельных уровней Предельный уровень – сумма компонент 25

26 Предельный уровень нерегулируемых цен Предельный уровень нерегулируемых цен: Нерегулируемая цена покупки электрической энергии (мощности) на оптовом рынке - определяется ОАО «АТС» Стоимость инфраструктурных услуг - определяется региональным регулирующим органом услуги по передаче сбытовая надбавка оплата услуг АТС, ЦФР, СО + 26

27 27 З Варианты расчёта предельных уровней нерегулируемых цен (предложение НП ГП) Ценовая категория Цена АТССтоимость услуг перваяОдноставочная, дифференцированная по ЧЧИ одноставочная втораяОдноствочная, дифференцированная по зонам суток одноставочная третьяДвухставочнаяодноставочная четвёртаяДвухставочнаядвухставочная пятаяПочасовые ценыодноставочная шестаяПочасовые ценыдвухставочная 27

28 Расчёт цен, дифференцированных по ЧЧИ (предложение НП ГП) Номер диапазонаГраницы диапазона, в часахКоэффициент оплаты мощности нижняя границаверхняя граница , , , , , , , , , , , , Диапазоны ЧЧИ: В годах региональные регулирующие органы вправе принимать решение: об объединении диапазонов согласно тарифному решению на 2010 год о расчёте одноствочной цен по среднему ЧЧИ 28

29 Порядок отнесения к диапазонам ЧЧИ Порядок определения ЧЧИ 1. исходя из годового объёма потребления э/э и заявленной мощности; 2. исходя из среднего и максимального объёма мощности; 3. исходя из графика работы покупателя; 4. исходя из вида экономической деятельности; 5. исходя из результатов контрольного замера; 6. согласованный ГП и покупателем способ. 29

30 30 З Расчёты с потребителями, осуществляющими почасовое планирование (предложение НП «ГП») Многоставочный тариф (на примере шестой ценовой категории): 30 База для применения ставкиЧто включает Фактический объём потребленияЦена РСВ, ставка на э/э стоимости услуг Сумма почасовых превышений фактического потребления над плановым Разница между БР+ и РСВ Сумма почасовых превышений планового потребления над фактическим Разница между РСВ и БР- Суммарное плановое потреблениеНебаланс РСВ Суммарное отклонение фактического потребления от планового Небаланс БР Величина потребления мощностиМощность ОРЭ, ставка на мощность стоимости услуг

31 31 З Принципы расчёта нерегулируемых цен АТС с 2011 года Нерегулируемая цена на электроэнергию: Сохранение действующего порядка Трансляция БР в размере 6% (предложение НП ГП). Нерегулируемые цены на мощность: Трансляция мощности, купленной по ДПМ, мощности новых АЭС/ГЭС, мощности станций работающих в вынужденном режиме в полном объёме Изменение принципов трансляции СДЭМ: СДМ не влияют на нерегулируемую цену (трансляция по цене КОМ) + 31

32 32 З Спасибо за внимание! 32