Новая модель ОРЭ с 01.04.2006 Россия, 123610, Москва, Краснопресненская набережная, д.12, подъезд 7 www.np-ats.ru Тел: +7 (495) 967-00-05 Баркин О.Г. НП. - презентация

1 Новая модель ОРЭ с Россия, , Москва, Краснопресненская набережная, д.12, подъезд 7 Тел: +7 (495) Баркин О.Г. НП «АТС»

2 © НП «АТС» 2 Долгосрочный рынок двусторонних договоров (ДД) Свободные (СДД): стороны договоров фиксируют цены и график поставки, оплачивают разницу узл.цен Регулируемые (РД): цена (тариф) и субъектный состав устанавливается государством, объем ограничен и снижается Краткосрочный рынок «на сутки вперед» (РСВ) Балансирующий рынок (БР) 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 Оплата отклонений факта от плана на основе конкурентного ценообразования Участвуют заявки РСВ генераторов, потребителей с рег.нагрузкой + оперативные ценопринимающие заявки Основные секторы ОРЭ

3 © НП «АТС» 3 Кроме этого, в новой модели ОРЭ планируется поэтапное развитие: рынка мощности рынка системных услуг рынка производных финансовых инструментов рынка прав на пропускную способность (FTR)

4 © НП «АТС» 4 Субъектный состав новой модели ОРЭ Нет разделения на свободный и регулируемый сектора, поэтому существует единственный статус «участник ОРЭ», его получают: субъекты, включенные в баланс ФСТ – на 100% участвуют на ОРЭ потребители - участники ССТ, не включенные в баланс ФСТ – в новой модели могут покупать на ОРЭ не более 15% («частичный» покупатель), остальное в рознице у своей энергосбытовой компании. Установление тарифа и включение в баланс ФСТ для частичного покупателя не требуется. В последующем, при поэтапном решении проблемы перекрестного субсидирования доля частичных покупателей может увеличиваться. Количественные и технические требования к участникам ОРЭ сохраняются такими же, как в существующей модели.

5 © НП «АТС» 5 Регулируемые договоры

6 © НП «АТС» 6 Преобразование рег.сектора в систему РД (1) Система регулируемых договоров (РД) строится на следующих принципах: 1.РД – договор на поставку электроэнергии и мощности (2 товара), заключаемый и исполняемый в рамках организованной системы торговли на ОРЭ 2.«take or pay» - -покупатель обязан оплатить установленный в договоре объем независимо от реального объема своего собственного потребления -поставщик обязан поставить договорной объем либо от собственной генерации, отобранной в рамках РСВ, либо путем покупки этого объема э/э у других поставщиков (на РСВ или по свободным договорам)

7 © НП «АТС» 7 Преобразование рег.сектора в систему РД (2) 3. РД заключаются на основе стандартной формы, являющейся приложением к Договору о присоединении (утверждается НС АТС) 4.НП «АТС» является 3-ей стороной в РД с целью: -контроль за соблюдением условий изменения объемов РД покупателями -организации фин.расчетов и контроля за ними 5.Платежи по РД проводятся через НКО «Расчетная палата РТС» 6.График платежей по РД может быть изменен по обоюдному согласию продавца и покупателя

8 © НП «АТС» 8 Преобразование рег.сектора в систему РД (3) 7.Сроки действия РД: -в 2006г. с до (за исключением пилотных договоров) -с 2007г. от 1 до 5 лет в зависимости от категории покупателя (будут определены к 2007г. Правительством) 8.Внутри года будет 2 срока для выхода на ОРЭ с заключением РД для частичных покупателей: 1 января и 1 июля (2006г: 1 апреля и 1 сентября) 9.Выход из РД: -возможен со стороны покупателя только сразу из всего пакета и без возможности вернуться -невозможен в одностороннем порядке для поставщика по РД

9 © НП «АТС» 9 Преобразование рег.сектора в систему РД (4) 10.Цена в РД: -устанавливается на уровне тарифов на электроэнергию и мощность поставщика по РД -средняя цена э/э по всему пакету РД для покупателя будет соответствовать тарифу данного покупателя по балансу ФСТ (для 2006 и 2007гг.), совокупная стоимость мощности для покупателя по РД также соответствует балансу ФСТ -для частичного покупателя обеспечивается цена, равная тарифу покупки с ОРЭ для ГП данной территории -с 2008г. (пилоты – с 2007г.) цены в РД рассчитываются путем индексации базовых тарифов с учетом инфляции, изменения цен топлива, налогов и др. составляющих -в любой период по обоюдному согласию поставщика и покупателя цена в их РД может быть изменена -стороны РД не оплачивают разницу узловых цен

10 © НП «АТС» 10 Преобразование рег.сектора в систему РД (5) 11.Объемы РД: -электроэнергия в виде почасового графика (по типовым часам), мощность – помесячно (при почасовой фиксации качества) -в 2006г. электроэн-гия в объеме от 85 до 100% от баланса ФСТ (для частичных покупателей – от 0 до объема «частичного» участия на ОРЭ), конкретное значение определяет покупатель, впоследствии он его может также снизить в одинаковой пропорции по всему пакету и без возможности обратного увеличения -в 2006г. мощность в объеме 100% включенной в баланс ФСТ (для частичных покупателей – в объеме «частичного» участия на ОРЭ) -с 2007г и далее объемы э/э и мощности в РД ежегодно снижаются на величину от 5 до 15% (значение, одно для всех РД, устанавливается Минэкономразвития совместно с Минпромом, ФСТ и ФАС до 1 сентября предшествующего года) -почасовая разбивка объемов РД осуществляется НП «АТС» на основе статистики за предыдущий год -во всех РД учитывается норматив потерь 3% (в виде дополнительного объема поставщика)

11 © НП «АТС» 11 Преобразование рег.сектора в систему РД (6) 12.Определение пар контрагентов по РД («привязка»): -осуществляется в отношении каждой отдельной ГТП -осуществляется через расчет, проводимый НП «АТС», с учетом следующих ограничений: индивидуальных объемов и цен (тарифов) э/э и мощности участников соблюдения физического и стоимостного баланса в целом по ОРЭ соблюдения системных ограничений (оцениваются на планируемый период исходя из наиболее пессимистических прогнозов) соблюдения технологических ограничений по минимальной и максимальной мощности генерации с учетом плановых ремонтов генерирующего и сетевого оборудования (или вводов/выводов оборудования)

12 © НП «АТС» 12 Энергосбыт (ГП) Иллюстрация схемы РД ~ ГТП 1 ~ ГТП 2 ~ ГТП 3 ~ ГТП 4 ~ ГТП 5 ~ ГТП 6 ~ ГТП 7 ГТП А Частичный ГТП Б РД до 15% не менее 85% ГТП В сетевое ограничение

13 © НП «АТС» 13 Рынок на сутки вперед (РСВ)

14 © НП «АТС» 14 Основные принципы РСВ В рамках РСВ: планируются полные объемы производства и потребления по ГТП участников ОРЭ – соответственно, заявки в РСВ подаются на полные объемы планируемого производства или потребления условия ценовой заявки определяют включение или не включение поставщика (потребителя) в плановый график производства (потребления) в случае не включения в результате конкурентного отбора части или всего объема планируемого производства/потребления участник может либо ограничить свое производство/потребление на уровне торгового графика, либо потребить/выработать недостающий объем на балансирующем рынке (БР), т.е. после конкурентного отбора нет возврата в рег.сектор и любых иных возможностей приобрести э/э, кроме БР с учетом 100% оплаты мощности, в цене РСВ участники будут ориентироваться только на стоимость электроэнергии до уровня тех.минимума в заявке генератора указывается ценопринимание

15 © НП «АТС» 15 Связь РСВ с РД и свободными двусторонним договорами (СДД) В рамках РСВ: участнику дается возможность купить/продать недостающие/излишние объемы электроэнергии по РД, а также исполнить обязательства по РД или СДД не собственным производством, а покупкой у иных поставщиков (по ценам РСВ) правила заключения и исполнения СДД такие же, как в существующей модели, с дополнительными возможностями: –продавцом по договору может выступать потребитель, покупателем – генератор (возможно и любое другое сочетание) –пары по договору могут сами выбирать точку поставки по договору (таким образом, например, распределяя между собой оплату разницы узл.цен) при конкурентом отборе указанное участником ценопринимание по объему РД имеет более высокий приоритет, чем ценопринимание по СДД

16 © НП «АТС» 16 Изменения в планировании физических объемов генерации/потребления В действующей модели: СО составляет предварит. диспетчерский график (ПДГ) без формализованных стоимостных критериев В рамках 15% ПДГ АТС проводит оптимизацию (сектор свободной торговли) ! 85% ПДГ остается без изменений В новой модели: СО определяет только системные условия (сетевые ограничения, межсистемные перетоки и пр.) Поставщики подают ценовые заявки на весь максимально возможный объем производства Потребители подают ценовые заявки на плановое потребление АТС проводит оптимизацию по критерию минимизации стоимости удовлетворения спроса – определяет почасовые плановые объемы и равновесные цены на следующие сутки Кто и сколько будет производить/потреблять определяется за сутки до реального времени (Х-1):

17 © НП «АТС» 17 Рынок на сутки вперед и варианты исполнения двустороннего договора ТЭЦ 1 ТЭЦ 2 ГЭС выгоднее произвести выгоднее купить Наличие двусторонних договоров ещё более усиливает стимулы для поставщика подавать «конкурентную» ценовую заявку, отражающую его переменные затраты выгоднее купить Себестоимость э/э:

18 © НП «АТС» 18 Балансирующий рынок

19 © НП «АТС» 19 Балансирующий рынок – основные принципы Ценовые заявки, поданные поставщиками в РСВ, транслируются в БР Системный Оператор: –проводит оптимизацию в режиме, близком к реальному времени, и определяет равновесные цены (индикаторы) внешние инициативы участников –выдает команды поставщикам с учетом оптимизационного расчета Также к оптимизации на БР поставщиками дополнительно могут быть поданы оперативные ценопринимающие заявки. За фактические отклонения участники рассчитываются по индикаторам, определенным в процессе оптимизации Отклонения факта от плана определяются и оплачиваются в рамках балансирующего рынка (БР) ! Сегодня плата за отклонения по собственной инициативе зависит в том числе от регулируемого тарифа - в новой модели БР тарифы в этом случае не используются

20 © НП «АТС» 20 БР: отличие от сектора отклонений Сектор отклоненийБалансирующий рынок Составная часть регулируемого сектора Самостоятельный рынок (отдельная система договоров) Объемы ПБР лежат в пределах: от 0,95 ПДГ до 0,95 ПДГ+0,05 Nуст Объемы ПБР могут изменяться в любом диапазоне Плановые объемы: По генерации = ТГ По потреблению = ППП Плановые объемы по генерации и по потреблению определяются по итогам РСВ В ставках, используемых для определения стоимости инициатив используются: цены и тарифы, утвержденные ФСТ В ставках, используемых для определения стоимости инициатив используются цены (в отдельных случаях цены по РД)

21 © НП «АТС» 21 Взаимосвязь секторов

22 © НП «АТС» 22 Иллюстрация взаимосвязи секторов ОРЭ (1) План на годТорговые сутки Операционные сутки БР На установленный % от планового баланса на ГОД по э/э (м) – обязательство! 1.Определение почасового графика поставки; 2.Определение графика оплаты РД Take or pay Недостающие/лишние объемы на РСВ Отклонения в БР РСВ РД время ТГ балансовый объем отклонение КДУ+ПБРКДУ+ПБР план на сутки вперед

23 © НП «АТС» 23 Иллюстрация взаимосвязи секторов ОРЭ (2) План на годТорговые сутки Операционные сутки БР СДД Take or pay Недостающие/лишние объемы на РСВ Оплата разницы узловых цен по СДД Отклонения в БР РСВ СДД время ТГ отклонение КДУ+ПБРКДУ+ПБР план на сутки вперед

24 © НП «АТС» 24 Иллюстрация взаимосвязи секторов ОРЭ (3) План на годТорговые сутки Операционные сутки БР Все объемы на РСВ Отклонения в БР РСВ время ТГ отклонение КДУ+ПБРКДУ+ПБР план на сутки вперед

25 © НП «АТС» 25 Иллюстрация взаимосвязи секторов ОРЭ (4) План на годТорговые сутки Операционные сутки БР Отклонения в БР время отклонение план на сутки вперед ТГ=0

26 © НП «АТС» 26 Зачем нужен переход к новой модели Проблемы действующей переходной модели Решение в новой модели Искажение ценовых сигналов (арбитраж регулируемого и свободного сектора) решается Небаланс регулируемого сектора решается Полная зависимость участников рынка от системы регулирования частично решается, закладывается постепенное решение Перекрестное субсидирование ситуация не ухудшается, проблема требует параллельного решения Препятствия энергоснабжающих организаций выходу субъектов на ОРЭ частично решается (при принятии мер по перекрестке), в части злоупотреблений монопольным положением требует параллельного решения Нарушение инвестиционных циклов генерации (неоплата части мощности) частично решается, требуются дополнительные механизмы (введены через систему гарантирования инвестиций) Отсутствие возможности постепенного расширения конкурентных отношений решается, модель позволяет плавно достичь 100% либерализации рынка

27 © НП «АТС» 27 Зачем нужен переход к новой модели Проблемы действующей переходной модели Решение в новой модели Технологические и методологические разрывы между долгосрочным, среднесрочным и краткосрочным планированием решается в большей части Недостаточное развитие технологий «экономического» планирования и ведения режимов частично решается, требует параллельного решения Высокая степень монопольности генерации проблема может обостриться, в модели будут предусмотрены дополнительные механизмы антимонопольного регулирования Низкая надежность системы платежей на ОРЭ (использование в основном административного ресурса) решается частично, требуется дополнительное развитие системы гарантирования платежей и санкций к неплательщикам Высокая погрешность системы фактических измерений, слабость правовой базы новых решений в модели не предусмотрено, требуется параллельное решение

28 © НП «АТС» 28 Сравнение с целевой моделью ОРЭ Новая модель = целевая модель оптового рынка по: –Планированию и ведению режимов –По участию поставщиков и покупателей в этих процессах –По учету двусторонних договоров на оптовом рынке –По формированию равновесных цен и объемов на рынке на сутки вперед и на БР –По принципам учета инициатив и оплаты отклонений Новая модель пока «отстает» от целевой модели: –По «развитости» рынка мощности и рынка системных услуг –По ограничению прав поставщиков и покупателей в определении условий двусторонних договоров (в части РД) –По «развитости» антимопольного регулирования –По наличию перекрестного субсидирования в тарифах –По ограничениям со стороны розничного рынка –По «надежности» системы платежей

29 © НП «АТС» 29 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ