Основные принципы модели оптового рынка электрической энергии и мощности

Оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ)
Виды товаров на ОРЭМ
На оптовом рынке торгуются два товара – электроэнергия и мощность.
Нормативная база ОРЭМ
Купля и продажа электроэнергии и мощности на ОРЭМ осуществляется в соответствии с :
Правилами работы оптового рынка электроэнергии и мощности, установленными постановлением Правительства Российской Федерации №1172 от 27.12.2010 года;
Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии и мощности.
Подписание Договора о присоединении и вступление в саморегулируемую организацию участников оптового рынка электроэнергии и мощности (Некоммерческое партнерство «Совет рынка») является обязательным условием участия в купле-продаже электроэнергии и мощности на оптовом рынке.

Ценовые зоны и зоны свободного перетока мощности ОРЭМ (география ОРЭМ)
Модель рынка мощности действует на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка (I – Европа, Урал и II – Сибирь) (за исключением регионов Приморского и Хабаровского краев, Амурской, Магаданской, Сахалинской, Камчатской, Калининградской и Архангельской областей, Еврейской автономной области, республик Якутия и Коми)
Ценовые зоны в свою очередь разбиваются на зоны свободного перетока мощности, которые учитывают планируемые ограничения поставок мощности между ними. Сейчас на рынке сформировано 30 зон.
Ценовые зоны оптового рынка
Зоны свободного перетока мощности оптового рынка

Субъекты ОРЭМ
Субъекты ОРЭМ
Участники обращения электрической энергии и электрической мощности (участники торговли)
Инфраструктурные организации ОРЭМ
Поставщики и покупатели:
Генерирующие компании
Крупные потребители
Энергосбытовые организации
Гарантирующие поставщики
Операторы экспорта-импорта
Федеральная сетевая компания
Коммерческая инфраструктура:
Совет рынка;
Администратор торговой системы
Центр финансовых расчетов;
Товарная биржа
Технологическая инфраструктура:
Системный оператор
Федеральная сетевая компания
Межрегиональные сетевые компании

Основное взаимодействие
инфраструктурных и регулирующих организаций ОРЭМ
АТС, ЦФР
привязка по РД,
проведение торгов РСВ,
расчет финансовых обязательств,
доведение результатов торгов до участников рынка
оказание консультационно - информационных услуг
Биржа СДЭМ
Объёмы и контрагенты по СДЭМ
Свободные объёмы участников и актуальные ограничения
Материалы по подозрению в манипулировании
на рынке
Утвержденный прогнозный баланс энергии и мощности, тарифы РС
Заявки участников на торги в БР
Результаты торгов в РСВ
Нормативно-методические материалы по функционированию рынка
Актуализация расчетной модели РСВ,
результаты торгов в БР
Утвержденный прогнозный баланс энергии и мощности

Структура оптового рынка электроэнергии (ОРЭ)
Сектор регулируемых договоров (РД)
Ценообразование – тариф, установленный ФСТ
Объем – формируются АТС в рамках баланса ФСТ (не выше 35 % от объема в балансе)
С 2011 года в пределах ценовых зон оптового рынка электроэнергии и мощности регулируемые договоры (РД) заключаются только в отношении объемов электроэнергии и мощности, предназначенных для поставок населению, приравненным к населению группам потребителей, а также гарантирующим поставщикам, действующим на территории республик Северного Кавказа, Республики Тыва и республики Бурятия.
Рынок на сутки вперед (РСВ)
Ценообразование – свободное, маржинальное, результат конкурентного отбора, проводимого АТС
Объем – результат конкурентного отбора, проводимого АТС
Балансирующий рынок (БР)
Ценообразование – свободное, маржинальное, результат конкурентного отбора, проводимого СО
Объем – результат конкурентного отбора, проводимого СО и диспетчерских команд СО
Сектор свободных двусторонних договоров (СДД)
Ценообразование – свободное, определяемое контрагентами по договору
Объем – свободный, определяемый контрагентами по договору

Временные рамки процесса формирования объёмов электроэнергии по секторам ОРЭ
год
Х-1
месяц
Х-1
неделя
Х-1
сутки
Х-1
сутки
Х
Утверждение в ФСТ баланса и тарифов
Формирование графика поставки по РД
Проведение КОМ на год Х
Заключение СДД
Определение параметров ген. оборуд.
ТОРГИ на БР
Подача заявок в РСВ
Актуализация расчетной модели
ТОРГИ на РСВ
Подача оперативных ценопринимающих заявок на БР
Фактическое прохождение режима
Определение параметров ген. оборуд.
Актуализация расчетной модели
ТГ (VТГ ; цена РСВ),
Объемы покупки и продажи в РСВ
ПБР (VБР, IБР), УДГ , ФАКТ, объемы покупки и продажи в БР
Состав включенного оборудования;
Рмин ; Рмакс
Определение прогноза потребления
* В торги на БР передаются заявки только от Поставщиков и потребителей с регулируемой нагрузкой
*
График поставки ЭЭ
График РД
Выбор состава генеририрующего оборудования

Принципы формирования графиков РД по электроэнергии
МВт.ч
час
час
МВт.ч
АТС на основании утвержденных ФСТ тарифов и балансов энергии и мощности осуществляет привязку контрагентов по регулируемым договорам и формирует графики регулируемых договоров по информации, представленной Системным оператором (регулировочный диапазон оборудования с учетом планируемых ремонтов и ограничений по системе).
Графики РД формируются с учетом привязки «поставщик-потребитель», по типовым периодам и на каждый час каждых суток года. Основной принцип формирования типовых периодов – примерно одинаковый уровень нагрузки и состава выбранного оборудования, иначе говоря, примерное постоянство равновесных цен в течении одного типового периода.
В результате поставщикам и потребителям до начала периода поставки утверждаются почасовые объёмы по РД. Поставщики и потребители не могут выбирать ни контрагентов, ни объёмы электроэнергии по РД. Конфигурация графиков РД может не соответствовать реальной. Графики РД не влияют на объем фактической выработки электроэнергии.
минимум
полупик
пик
минимум
полупик
рабочий день
месяц
выходной день

Пример сформированного графика РД по электроэнергии
Пакет РД по электроэнергии ГРЭС (рабочий день)
0
100
200
300
400
500
600
Часы
МВтч Сбытовая компания
0
283
283
283
283
283
0
0
0
0
0
283
283
0
Гарантирующий поставщик 1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
17
17
17
17
17
0
0
0
0
0
17
17
0
0
163
163
163
163
163
163
163
16
16
163
Гарантирующий поставщик 2
26
26
26
26
26
26
26
0
0,5
0,5
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
26
Гарантирующий поставщик 3
185
185
185
185
185
185
185
374
374
374
158
158
158
158
158
374
374
374
374
374
158
158
374
185
Гарантирующий поставщик 4
15,6
15,6
15,6
15,6
15,6
15,6
15,6
20,6
20,6
20,6
21
20,6
20,6
20,6
20,6
20,6
20,6
20,6
20,6
20,6
20,6
20,6
20,6
15,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
0

Выбор состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО)
Системный оператор раз в неделю на период планирования с субботы по пятницу проводит отбор генерирующего оборудования на каждый час периода планирования. Решение Системного оператора обязательно для участников.
Результат ВСВГО: состав включенного генерирующего оборудования, определенный на каждые сутки периода планирования.
Состав включенного оборудования определяет диапазон загрузки участника на период планирования.
заявки участников
прогноз потребления;
ремонты генерирующего и сетевого оборудования;
перетоки экспорта-импорта;
требования к пропуску воды через гидроузлы, определяющие выработку ГЭС;
требования к резервам мощности;

Выбранный состав оборудования определяет включенную мощность каждого участника на период планирования. В конкурентном отборе рынка на сутки вперед принимает участие объем, соответствующий всей включенной мощности.
Для участия в рынке на сутки вперед участник подает ценовые заявки.
Ценовая заявка может подаваться на любые сутки или интервал суток в период от 1 до 99 суток.
Ценовая заявка состоит из 24 часовых подзаявок.
Каждая часовая подзаявка состоит из трех монотонно-возрастающих ступеней «цена-объем электроэнергии».
Количество значений цен в ценовой заявке должно быть не более 3.
В каждой часовой подзаявке максимальное значение заявленного объема должно быть не меньше, чем значение включенной мощности. Разница приводит к снижению оплаты мощности.
Исходная заявка участника-поставщика модифицируется в АТС:
- на объем, соответствующий минимальному значению регулировочного диапазона (Рмин), достраивается ценопринимающая часть;
- объем последней ступени ограничивается объемом, соответствующим максимальному значению регулировочного диапазона (Рмакс);
- цены объемов ограничиваются ценами из уведомления об ограничении цены (заявкой для
ВСВГО).
Ценовая заявка поставщика для конкурентного отбора РСВ и БР

Формирование ценовой заявки поставщика
для конкурентного отбора РСВ и БР
Стандартная стратегия формирования заявок предполагает формирование ступеней «цена–объем» на основании топливных затрат. Поскольку подаваемая заявка не может содержать более 3-х ступеней, то при наличии различных видов и цен топлива, возникает необходимость усреднения топливных ступеней.
Vмин
Vмакс
V1ст
V2ст
V3ст
Ц1ст
Ц2ст
Ц3ст
Заявка, сформированная по видам топлива
руб/МВт.ч
Vгаз лимит
Vгаз договор
Vуголь1
Ц газ лимит
Ц уголь 1
Ц торф
Результирующая заявка, направляемая для конкурентного отбора
МВт.ч
Ц газ договор
Ц уголь 2
Ц мазут
Vторф
руб/МВт.ч
Vуголь2
Vмазут
МВт.ч

Модификация АТС ценовых заявок участников
Вид часовой подзаявки поставщика
V1ст
V2ст
V3ст
Ц1ст
Ц2ст
Ц3ст
Vмин
V1ст
V2ст
V3ст=Vмакс
Ц1ст
Ц2ст
Ц3ст
Поданная поставщиком
Модифицированная в АТС
МВт.ч
МВт.ч
руб/МВт.ч
руб/МВт.ч
АТС модифицирует заявки, принятые от поставщиков:
до объема, соответствующего минимальному значению регулировочного диапазона (техническому минимуму), достраивается ценопринимание;
максимальное значение объема ограничивается максимальным значением регулировочного диапазона.
Vмакс
Vмин

Конкурентный отбор на РСВ
МВт.ч
руб./МВт.ч.
Определение и фиксация объемов поставки и потребления
(В конкурентном отборе участвуют объемы генерации, соответствующие максимальной мощности включенного оборудования)

Пример сформированного торгового графика и объемов покупки/продажи в РСВ
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
часы
МВт.ч
V
Ц
Продажа в РСВ
Покупка в РСВ
ТГ
Vmax
Vmin
РД
Вариант без «вынужденных» объемов покупки/продажи в РСВ

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
часы
МВт.ч
V
Ц
ТГ
Vmax1
Vmin1
РД
Вариант с «вынужденными» объемами покупки/продажи в РСВ.
В данном примере происходит изменение регулировочного диапазона при выводе в ремонт оборудования.
Пример сформированного торгового графика и объемов покупки/продажи в РСВ
Продажа в РСВ
Покупка в РСВ
Вынужденная продажа в РСВ
Вынужденная покупка в РСВ
Vmax2
Vmin2

Конкурентный отбор на балансирующем рынке (БР)
В конкурентном отборе на БР используется та же расчетная модель, что и в РСВ.
Результатом отбора является план балансирующего рынка (ПБР) – почасовые объемы генерации и индикаторы (цены) балансирующего рынка (Iбр).
В настоящее время расчет производится 6 раз в сутки, в перспективе 12 раз в сутки.
При каждом расчете учитываются произошедшие изменения состава и параметров генерирующего оборудования, схемы электрической сети, прогноза потребления.
Используются те же заявки поставщиков.
Вместо заявок потребителей используется прогноз потребления Системного оператора.
Поставщик имеет право дополнительно подавать оперативные ценопринимающие заявки (ОЦПЗ) двух видов:
на увеличение (ОЦПУ) – намерение загрузиться до указанного в заявке объема по любой цене, которая сложится в БР (исходная заявка при этом моделируется).
на снижение (ОЦПС) – намерение разгрузиться до указанного в заявке объема по любой цене, которая сложится в БР.

МВт.ч
Заявки поставщиков
объём ценопринимания
Изменение цены на БР
при изменении потребления (относительно РСВ)
Увеличение потребления
Снижение потребления
PРСВ
PБР-
PБР+
IБР-1
IБР-2
руб./МВт.ч.
Формирование плановых почасовых объемов
и индикаторов (ценовых показателей) БР

МВт.ч
объём ценопринимания
Изменение цены на БР при изменении (снижении) генерирующей мощности
PБР = PРСВ
Изменение кривой предложения из за аварийного отключения генерирующей мощности
Объем, соответствующий мощности отключенного блока
IБР-2
IБР-1
руб./МВт.ч.
Формирование плановых почасовых объемов
и индикаторов (ценовых показателей) БР
Заявки поставщиков

Изменение цены на БР при подаче поставщиками ОЦПУ
Объем ОЦПУ
МВт.ч
Заявки поставщиков
объём ценопринимания
IБР-1
Подали ОЦПУ
PБР
IБР-2
Формирование плановых почасовых объемов
и индикаторов (ценовых показателей) БР

Формирование плана балансирующего рынка (ПБР)
Vmax
Vmin
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
часы
V
Ц
Внешняя инициатива на снижение генерации (ИВ1-)
ТГ
ПБР
МВт.ч
Внешняя инициатива на увеличение генерации (ИВ1+)

Формирование диспетчерского графика в режиме реального времени и его фактическое исполнение участниками
В режиме реального времени Системный оператор контролирует баланс мощности в энергосистеме, допустимость перетоков по сечениям и элементам электросети, уровни напряжения. В случае необходимости Системный оператор производит балансирующие воздействия, отдавая оперативные команды на увеличение или снижение генерации электростанций. Кроме этого снижение или увеличение генерации может происходить от воздействия системной автоматики. Совокупность ПБР, оперативных команд и воздействия системной автоматики составляют Уточненный диспетчерский график – УДГ.
Отличия объемов УДГ от объемов ТГ определяют объемы покупки и продажи электроэнергии в БР, относимые на «внешнюю инициативу» (ИВ). Исключения составляют только отличия, обусловленные учетом неплановых изменений состава или состояния генерирующего оборудования участника по его собственной вине.
Отличия фактической генерации (ФАКТ) от УДГ определяют объемы покупки и продажи электроэнергии в БР, относимые на «собственную инициативу» (ИС).
Принцип формирования цены объемов отклонений таков, что внешние инициативы поощряются (участник не проигрывает), а собственные инициативы наказываются (участник не выигрывает).

Базовые параметры конструкции рынка мощности
Мощность – особый товар, продажа которого для производителя означает готовность к производству электроэнергии и покупка которого для потребителя гарантирует ему возможность приобретения необходимого объема электроэнергии
С 1 июля 2008 года в России действует переходная модель рынка мощности, в настоящее время вся мощность продается по свободным ценам (в эту величину не входит поставка мощности населению и приравненных к нему групп потребителей примерно 27 % в 2011г.)
Выручка от продажи мощности составляет в среднем 50% в объеме годовой выручки генерирующих компаний. В ОГК-4 на 2011 год доля мощности в суммарных продажах – 27 %.
В настоящее время порядка 60% генерирующих мощностей в стране требуют срочной и глубокой модернизации
Общий объем инвестиционной программы по строительству новых генерирующих мощностей в России (ценовые зоны) до 2020 года составляет около 50 ГВт.

Задачи долгосрочного рынка мощности
Обеспечение долгосрочной надежности – предупреждение дефицита в энергосистеме
Минимизация совокупной стоимости электроэнергии и мощности для потребителей
Формирование наиболее эффективной структуры генерации
Формирование региональных ценовых сигналов для развития генерации, потребления и сетей
Повышение инвестиционной привлекательности отрасли через обеспечение долгосрочных гарантий поставщикам
Стимулирование инвестиционного процесса в создание и модернизацию основных фондов

Конкурентный отбор мощности
В рамках конкурентного отбора ежегодно на четыре года вперед:
СО на основе утвержденной методики определяет прогноз и структуру потребления (с учетом заявок потребителей), величину 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
на 2012 год – до 1 октября 2011 года
2013, 2014, 2015 и 2016 годы – до 1 июня 2012 года
на 2017 год и последующие годы - до 1 декабря за 4 календарных года до времени поставки

Формирование результата конкурентного отбора мощности
Цена конкурентного отбора
Отобранный объем мощности
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:
Учитываются ограничения на передачу мощности между ЗСП
Отбирается мощность генерирующих объектов, технические параметры которых обеспечивают функционирование энергосистемы (регулировочный диапазон, скорость набора и сброса нагрузки и др.)
Планируемый объем потребления

Договоры о предоставлении мощности
В рамках реформирования РАО ЕЭС России были сформированы генерирующие компании (ОГК/ТГК), контрольные пакеты акций которых в рамках выкупа дополнительных эмиссий были приобретены новыми собственниками
Цены продажи акций и объемы эмиссий были рассчитаны исходя из необходимости обеспечить финансирование инвестиционных программ, список которых был первоначально утвержден Советом директоров РАО ЕЭС России
ОГК/ТГК и, в их лице, их основные собственники имеют безусловную обязанность по исполнению инвестиционных программ
Модель рынка мощности содержит набор положений, стимулирующих заключение и исполнение
Договоров о предоставлении мощности

Договоры о предоставлении мощности - юридическая конструкция
ОГК/ТГК заключают агентский договор по типу поручения с Клиринговой организацией (ЗАО «ЦФР») для организации продажи мощности покупателям – субъектам оптового рынка
Клиринговая организация заключает Договоры о предоставлении мощности на оптовый рынок (ДПМ) c покупателями – субъектами оптового рынка от имени и по поручению ОГК/ТГК
Сторонами Агентского договора являются также Системный оператор, Администратор торговой системы и НП «Совет рынка»
Клиринговая
компания
Генерирующая
компания
Покупатели
мощности
Покупатели
мощности
Покупатели
мощности
Покупатели
мощности
Агентский договор
о продаже мощности
СО+АТС+Совет рынка
ДПМ

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