// Электрика. – 2007. – № 9.– С. 8–14.

 

Ценообразование в условиях новой модели оптового рынка электроэнергии

С. С. Новиков, И. Г. Макаренко

Московский энергетический институт (ТУ)

 

Общий процесс реструктуризации электроэнергетики России и, в частности, введение в действие с 1 сентября 2006 г. новой модели оптового рынка электроэнергии (мощности) (НОРЭМ) требует от потребителей решения ряда новых технико-экономических задач, среди которых особо выделяют выбор торговой стратегии и тактики поведения на рынке. При этом, учитывая сложность экономических условий деятельности в условиях рынка, разнообразие механизмов торговли и заключаемых в их обеспечение договоров с другими субъектами рынка, рост ответственности персонала участника рынка за принятие решений, а также необходимость квалифицированного анализа и детального планирования потребления, приходится констатировать многократное увеличение различного рода рисков, возникающих при работе на НОРЭМ.

Рассмотрим принципы построения и функционирования НОРЭМ, а также порядок формирования цены на электроэнергию и мощность в условиях новой модели рынка, которая, по мнению Председателя правления НП "АТС" Д. В. Пономарёва [1], учитывает зависимость цены от системных ограничений и предполагает ценообразование, отражающее баланс спроса и предложения.

К настоящему моменту принят ряд нормативно-правовых документов, устанавливающих структуру и правила работы участников оптового рынка, основными из которых являются: Федеральный Закон от 26.03.2003 г. № 35-ФЗ "Об электроэнергетике"; Постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г. № 643 "О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода"; Постановление Правительства РФ от 27 декабря 2004 г. № 861 "Об утверждении правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг…"; Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 529 "О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)"; Регламенты оптового рынка электроэнергии, утверждаемые Наблюдательным Советом Некоммерческого партнёрства "Администратор Торговой Системы оптового рынка электроэнергии".

На оптовом рынке электроэнергии и мощности функционируют рынок на сутки вперёд (РСВ) и балансирующий рынок (БР). Участники подают заявки на плановое почасовое потребление (ППП) на РСВ, в которых указывают объёмы электроэнергии (мощности) на каждый час и возможную стоимость этих объёмов. На основании конкурентного отбора заявок поставщиков и покупателей на РСВ формируется цена на каждый час, по которой участники совершают сделки. Фактическое потребление участников рынка отличается от запланированного, поэтому для покупки/продажи недостающих/избыточных объёмов существует балансирующий рынок, где на основании заявок производителей, готовых обеспечить фактический режим потребления в узлах Единой энергосистемы, в каждый час складываются цены балансирующего рынка на покупку и продажу объёмов отклонений фактического потребления от планового объёма участника рынка, оплаченного на РСВ.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 529 существует ряд специальных механизмов торговли:

а) торговля электрической энергией (мощностью) по регулируемым ценам на основании регулируемых договоров купли-продажи электрической энергии (мощности). Регулируемые договоры (РД) заключаются между поставщиками и потребителями на определяемую Правительствам РФ долю объёма, соответствующего годовому объёму потребления/производства (прогнозному балансу производства и поставок электроэнергии и мощности, утверждаемому федеральным органом исполнительной власти в отношении субъектов оптового рынка электроэнергии). Финансовые расчёты по РД производятся напрямую между потребителем и поставщиком за весь объём электрической энергии и мощности, указанный в договоре на каждый час срока действия договора вне зависимости от планового почасового потребления, заявленного участником на РСВ;

б) торговля электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым по соглашению сторон в двусторонних договорах купли-продажи электрической энергии. Свободные двусторонние договоры (СДД) могут заключаться в обеспечение объёмов продажи/покупки объёмов по РД, с физической поставкой, при отсутствии системных ограничений, либо по стандартной форме, исключительно как финансовый инструмент хеджирования[1] ценовых рисков. Финансовые расчёты по СДД производятся напрямую между потребителем и поставщиком;

в) торговля электрической энергией на РСВ по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым путём конкурентного отбора ценовых заявок покупателей и поставщиков за сутки до начала поставки. По свободным ценам покупают (продают) объёмы электроэнергии, не включённые в РД или СДД;

г) торговля электрической энергией в объёмах, соответствующих отклонениям, по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым по соглашению сторон в двусторонних договорах (свободные двусторонние договоры купли-продажи отклонений);

д) торговля электрической энергией на БР по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым путём конкурентного отбора заявок поставщиков и участников с регулируемым потреблением; отбор осуществляется не позднее чем за час до поставки электрической энергии в целях формирования сбалансированного режима производства и потребления электрической энергии.

Покупка электроэнергии и мощности по регулируемым ценам осуществляется на НОРЭМ в объёме РД. Функционирование этой системы основывается на положениях Постановления Правительства РФ № 529 от 31.08.2006 г. По РД продают (покупают) два товара – электроэнергию и мощность. Основное условие – "take or pay", т.е. поставщик обязан поставить договорной объём электроэнергии (мощности), а покупатель обязан оплатить договорной объём вне зависимости от величины собственного планового потребления. Покупатели и поставщики заключают РД на основе стандартной формы, утверждаемой НП "АТС" и являющейся приложением к договору о присоединении к торговой системе ОРЭ. Схема взаимодействия потребителя с внешними организациями и субъектами рынка при формировании РД представлена на рисунке.

Для соблюдения принципов одностороннего изменения объёмов электроэнергии по РД покупателями, организации финансовых расчётов по РД и контроля за их проведением третьей стороной в РД становится НП "АТС", которое не участвует в покупке (продаже) по РД и выполняет только инфраструктурные функции (без взимания дополнительной платы). Все платежи по РД осуществляются через Небанковскую Кредитную Организацию "Расчётная палата РТС". При этом контрагентам по РД – покупателю и поставщику – предоставляется право по договорённости установить удобные им сроки оплаты электрической энергии (мощности). Для недопущения неплатежей на ОРЭ в 2007 г. введена система гарантирования оплаты электроэнергии и мощности, реализуемая путём предоставления покупателями обеспечения исполнения обязательств по оплате. Все принципы, требования, правила этой системы устанавливаются регламентами рынка.

Сроки действия РД могут составлять 1–5 лет в зависимости от категории потребления и по желанию покупателя. Дифференциация сроков РД в зависимости от категории потребления устанавливается Правительством РФ.

НП "АТС" назначает поставщиков и покупателей – контрагентов по РД – исходя из необходимости соблюдения количественных ограничений по объёмам поставки (покупки) электроэнергии и мощности по РД, цен на электрическую энергию и мощность по пакету договоров для покупателя, "физического" баланса электроэнергии и мощности в соответствующий час в ЕЭС России (при соблюдении системных и технологических ограничений по максимальным и минимальным почасовым значениям мощности генерирующего оборудования с учётом плановых ремонтов генерирующего и сетевого оборудования). Привязка по РД может быть осуществлена в отношении групп точек поставки участников, находящихся в разных ценовых и неценовых зонах с соблюдением указанных выше требований, а также планового стоимостного баланса.

Также на основе Сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках ЕЭС России по субъектам оптового рынка РФ, утверждённого в отношении Поставщика федеральным органом исполнительной власти в области тарифного регулирования, НП "АТС" формирует объёмы электроэнергии и мощности по каждому РД. Объёмы электрической энергии устанавливаются на каждый час периода действия договора, а объёмы мощности – на каждый месяц. Часовые объёмы электрической энергии устанавливаются НП "АТС" в почасовых графиках поставки электроэнергии по РД путём разбиения годовых величин на основании статистических данных о фактическом производстве и потреблении за предыдущий год. Почасовой график поставки состоит из типовых периодов: три значения для рабочего дня каждого месяца (пик, полупик, минимум) и два значения для выходного дня каждого месяца (полупик, минимум) – итого 60 типовых периодов за год. Для целей компенсации стоимости потерь, соответствующих объёмам потребления по РД и учитываемых в ценах РСВ, покупатель дополнительно к почасовым объёмам потребления оплачивает 3 % объёма потребления, указанного в договоре.

Цена на электрическую энергию по пакету РД для покупателя соответствует тарифу покупки электроэнергии, установленному для данного покупателя ФСТ России (индикативной цене на покупку электроэнергии по субъекту РФ). В 2006–2007 гг. тарифы устанавливаются ФСТ России при формировании планового баланса производства и поставок электроэнергии на соответствующий год. Начиная с 2008 г. цены в РД будут рассчитываться путём индексации (по формуле ФСТ России) тарифов на электрическую энергию и мощность, установленных на 2007 г. Формулы индексации тарифов учитывают: прогнозные показатели инфляции на соответствующий год, изменения цен на топливо, ставки водного налога (для гидроэлектростанций), технологические особенности производства электрической энергии, а также изменения других обязательных платежей для поставщиков в соответствии с законодательством об электроэнергетике (в том числе платежей за услуги инфраструктурных организаций). При этом цена на электрическую энергию и мощность по РД предполагает коррекцию с учётом величины несоответствия прогнозных значений индексов регулируемых государством цен (тарифов) их фактическим значениям.

Отдельно следует отметить, что участники оптового рынка, вводящие в эксплуатацию после 2007 г. энергопотребляющее или генерирующее оборудование, расходы на финансирование строительства которого не учитывались при формировании тарифов на электрическую энергию (мощность) на оптовом (или розничном) рынках, не заключают РД в отношении объёмов производства (потребления) электроэнергии с использованием указанного оборудования.

В целях расширения планового объёма сектора свободной торговли Постановлением Правительства № 205 от 07.04.2007 г. "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу определения объемов продажи электрической энергии по свободным (нерегулируемым) ценам" электрическая энергия на ОРЭ будет поставляться по регулируемым ценам в следующих долях от объёма производства (потребления) электрической энергии, определённого в установленном порядке для участника рынка:

с 1 января по 30 июня 2007 г.           90–95 %;

с 1 июля по 31 декабря 2007 г.          85–90 %;

с 1 января по 30 июня 2008 г.           80–85 %;

с 1 июля по 31 декабря 2008 г.          70–75 %;

с 1 января по 30 июня 2009 г.           65–70 %;

с 1 июля по 31 декабря 2009 г.          45–50 %;

с 1 января по 30 июня 2010 г.           35–40 %;

с 1 июля по 31 декабря 2010 г.          15–20 %.

С 1 января 2011 г. электрическая энергия в полном объёме будет поставляться по свободным (нерегулируемым) ценам.

Указанное ежегодное уменьшение объёмов в РД обеспечивается пропорциональным снижением объёмов по каждому регулируемому договору. Право определить процент покупки электрической энергии по РД (в рамках установленных пределов) предоставляется покупателю в одинаковой пропорции по всем заключаемым им договорам, но с возможностью в одностороннем порядке уменьшить объёмы покупки электроэнергии в одинаковой пропорции по всем заключённым РД; возможность в дальнейшем увеличить указанные объёмы отсутствует. Покупателю и поставщику – контрагентам по РД – также предоставляется право по взаимному согласию изменить следующие условия: цену на электрическую энергию и мощность; сроки оплаты по договору; объёмы электрической энергии (в рамках установленных пределов и без возможности в дальнейшем увеличить указанные объёмы).

Особенности торговли мощностью на ОРЭ. Каждый потребитель покупает по РД плановую мощность, равную его плановому потреблению мощности (по плановому балансу), умноженному на плановый коэффициент резервирования мощности. Плановый коэффициент резервирования равен отношению суммарной установленной мощности генерирующего оборудования, подлежащей оплате в данной ценовой зоне на основании планового баланса, к суммарному плановому потреблению мощности в соответствующей ценовой зоне (таким образом, плановый коэффициент резервирования приводит затраты на содержание установленной мощности генерирующего оборудования к используемой мощности для формирования планового стоимостного баланса в энергосистеме).

Фактическое потребление мощности определяется расчётным путём на основе значений потребления электрической энергии участника в часы, используемые для определения потребления мощности в плановом балансе. Исходя из фактического потребления мощности, рассчитывают фактические обязательства покупателя по покупке мощности. С 1 февраля 2007 г. при несоответствии плановых и фактических обязательств по покупке мощности участник покупает/продаёт недостающую/избыточную мощность по ценам, рассчитанным с применением повышающих/понижающих коэффициентов к тарифам.

Помимо этого, на рынке также существует понятие "качества" мощности. Качество поставленной мощности за каждый час фиксируется НП "АТС" на основании следующих (собственных и полученных от системного оператора (СО)) данных: об обеспечении готовности генерирующего оборудования поставщиков к работе; об участии в общем первичном регулировании частоты и обеспечении диапазона регулирования реактивной электрической мощности в установленных системным оператором пределах; об обеспечении вторичного регулирования частоты и перетоков активной электрической мощности (только для ГЭС) в установленных пределах.

Качество поставляемой мощности определяется для каждого поставщика как пониженное, повышенное или соответствующее установленному. Также ежечасно фиксируется совокупное качество мощности в ценовой зоне рынка, которое зависит от качества мощности каждого поставщика: если пониженное качество мощности одних поставщиков не было компенсировано повышенным качеством мощности других поставщиков, то качество мощности в зоне в данный час – ниже установленного.

Стоимость мощности, приобретаемой по пакету РД, соответствует стоимости мощности, учтённой в отношении данного покупателя в плановом балансе, рассчитанной по установленному для него тарифу (индикативной цене на покупку мощности по субъекту РФ). При пониженном качестве мощности в ценовой зоне стоимость мощности по каждому договору снижается. Цену мощности, качество которой ниже установленного, рассчитывают с использованием понижающих коэффициентов к тарифам поставщиков на мощность. Коэффициенты определяют в соответствии с регламентами рынка на основании данных о качестве мощности в ценовой зоне. Все поставщики мощности в ценовой зоне заключают соглашение о поддержании качества мощности в зоне. При поставке мощности, качество которой не соответствует установленным нормам, непосредственный поставщик должен компенсировать убытки поставщикам-контрагентам, поставившим мощность повышенного качества, или всем поставщикам в ценовой зоне, если качество мощности в зоне было ниже установленного.

Расчет стоимости электроэнергии и мощности, поставленной с ОРЭ, для потребителя. Рассмотрим основные действующие формулы расчётов стоимости электроэнергии и мощности на НОРЭМ с использованием действующих нормативных документов:

плановое почасовое потребление WПП – объём потребления электроэнергии (мощности) покупателем, запланированный на каждый час определённых суток и приобретаемый на рынке на сутки вперёд по регулируемым и(или) свободным ценам;

фактическое почасовое потребление Wфакт – фактический объём потребления электроэнергии (мощности) покупателем за каждый час определённых суток (определяют по данным АИИС КУЭ);

почасовой объём отклонений – объём потребления электроэнергии покупателем, определяемый как разница между плановым почасовым и фактическим почасовым потреблением покупателя за каждый час определённых суток и приобретаемый на балансирующем рынке.

В целом стоимость  электроэнергии и мощности, купленной потребителем на оптовом рынке, включает в себя следующие составляющие:

=  +  +  +  ,

где i – расчётный период (месяц);  – стоимость объёмов электрической энергии и мощности, купленных по регулируемым ценам (РД);  – по нерегулируемым ценам на РСВ;  – стоимость отклонений объёмов фактически потреблённой электрической энергии и мощности от запланированных;  – стоимость услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электроэнергией, а также услуг инфраструктурных организаций и услуг по организации и развитию ЕЭС России.

Стоимость  электроэнергии и мощности, оплачиваемая по регулируемым ценам, соответствует суммарным обязательствам потребителя по пакету РД (в каждом РД существуют график поставки и график платежей, где указаны объёмы покупаемой электроэнергии и мощности и их стоимость):

 = +  ,

где () – суммарный объём электроэнергии (мощности), поставляемый по всем РД покупателя в расчётном периоде; () – средневзвешенный тариф на электроэнергию (мощность) по всем РД покупателя в расчётном периоде.

Для предварительных расчётов стоимости электроэнергии и мощности, купленной по нерегулируемым ценам, можно воспользоваться следующими положениями Правил ОРЭ [3]:

  и   ,

где () – индикативная цена на электроэнергию (мощность), установленная федеральным органом исполнительной власти в области тарифного регулирования в регионе покупателя.

Стоимость  электроэнергии, покупаемой по свободным ценам, определяется как произведение объёма электроэнергии, равного разнице за каждый час планового почасового потребления, указанного в ценовой заявке потребителя, продаваемой на РСВ, и объёма поставки в данный час по РД на цену электроэнергии, сложившуюся на РСВ в указанный час по результатам конкурентного отбора ценовых заявок:

,

где j – текущий час; n – число часов в расчётном периоде;  – объём электроэнергии, поставляемый покупателю в данный час суток согласно почасовым графикам поставки электроэнергии по всем РД;  – объём электроэнергии, заявленный покупателем на данный час суток в соответствии с его плановым почасовым потреблением;  – конкурентная цена, сложившаяся на рынке на сутки вперёд в данный час суток;  – корректировка стоимости электроэнергии, покупаемой на рынке на сутки вперёд, начисляемая НП "АТС" в расчётном периоде (вводится НП "АТС" для сведéния стоимостного баланса по рынку).

Стоимость объёмов отклонений электрической энергии и мощности:

 =  + ,

где  – стоимость почасовых объёмов отклонений фактического потребления электроэнергии покупателем от заявленных (планового почасового потребления);  – стоимость отклонений объёма фактически потреблённой мощности от объёма, заявленного в плановом балансе в расчётном периоде.

Стоимость отклонений электроэнергии в расчётном периоде определяется по формуле:

,

где  – фактический объём потребления электроэнергии покупателем за каждый час расчётного периода;  – конкурентная цена, сложившаяся на балансирующем рынке в данный час расчётного периода (на балансирующем рынке в каждый час системный оператор определяет две цены на электроэнергию – на продажу и на покупку);  корректировка стоимости электроэнергии, покупаемой на балансирующем рынке, начисляемая НП "АТС" в расчётном периоде.

Стоимость покупаемых отклонений мощности в расчётном периоде определяется согласно регламенту № 13.2 ОРЭ "Определение величин отличия фактических обязательств по покупке мощности от плановых" следующим образом:

,

где  – повышающий (понижающий) коэффициент к средней стоимости единицы, купленной данным покупателем по РД (равен 1,05 – в случае превышения фактических обязательств по покупке мощности над плановыми; равен 0,95 – в обратном случае; при этом, если , то указанный коэффициент не применяется);  – плановый коэффициент резервирования в ценовой зоне рынка в расчётном периоде, который рассчитывает НП "АТС" на основании плановых значений произведённой и потреблённой электроэнергии, потерь, а также сальдо-перетоков по границе ценовой зоны;  – фактический коэффициент резервирования в ценовой зоне рынка в расчётном периоде, который рассчитывает НП "АТС";  – среднее значение мощности согласно прогнозному балансу в отношении покупателя (определяется по субъекту РФ);  – значение мощности согласно прогнозному балансу в отношении покупателя в расчётном периоде (определяется по субъекту РФ);  – корректировка стоимости дополнительно приобретаемой мощности в расчётном периоде;  – объём фактической средней за час максимальной мощности по рабочим дням расчётного периода (потребляемой в период с 06-00 до 23-00 рабочих суток), определяемый по формуле ;  – фактическое максимальное потребление электроэнергии за час h в период с 06-00 до 23-00 для каждых рабочих суток d расчётного периода i;  – количество рабочих дней d расчётного периода.

Следует отметить, что при "недоборе" мощности покупатель продаст отклонения только в том случае, если в регионе сложился дефицит мощности, с учётом дополнительной (по сравнению с плановой) загрузки генерирующего оборудования поставщиков, которые имеют приоритет продажи дефицитных объёмов мощности. Оставшаяся часть стоимостного небаланса будет покрыта за счёт продажи всеми покупателями региона части объёмов отклонений.

Стоимость услуг  (оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электроэнергией, а также услуг инфраструктурных организаций и услуг по организации и развитию ЕЭС России) находят по формуле:

,

где  – объём фактического потребления покупателем электроэнергии в расчётном периоде;  – объём фактического потребления покупателем электроэнергии за расчётный период (месяц) предыдущего года;  – тариф на услуги НП "АТС" по организации функционирования торговой системы оптового рынка электроэнергии (мощности), установленный федеральным органом исполнительной власти в области тарифного регулирования и действующий в расчётном периоде;  – тариф на услуги ЗАО "ЦФР", оказываемые участникам оптового рынка электроэнергии (мощности), установленный Наблюдательным Советом НП "АТС" на расчётный период (без учёта НДС);  – размер абонентской платы за услуги ОАО РАО "ЕЭС России" по организации функционирования и развитию ЕЭС России, установленный федеральным органом исполнительной власти в области тарифного регулирования, действующий в расчётном периоде;  – тариф на услуги по передаче электроэнергии по сетям территориальной сетевой организации, установленный региональным органом исполнительной власти в области тарифного регулирования и действующий в расчётном периоде.

Итак, в новой модели оптового рынка электроэнергии (мощности) участники получили возможности контроля ценообразования, которые необходимо знать и уметь использовать в работе. Это, на наш взгляд, наряду с введением новых Правил функционирования розничных рынков электрической энергии (подробнее см. [4]) и планируемым запуском рынка финансовых инструментов позволит построить в сфере электроэнергетики устойчивую рыночную систему, основанную на корректных и прозрачных экономических механизмах, позволяющую потребителю максимально снизить свои финансовые риски от участия в рынке.

Список литературы

1. Интервью с председателем правления НП "АТС" Д. В. Пономарёвым // Энергорынок. 2007. № 1 (38). С. 8–9.

2. Мазур И. И., Шапиро В. Д., Ольдерогге Н. Г. Управление проектами: учебное пособие / Под общ. ред. И. И. Мазура. 4-е изд., М.: Изд-во "Омега-Л", 2007. 664 с.

3. Райзберг Б. А., Лозовский Л. Ш. Экономика и управление. Словарь. М.: Изд-во Московского психолого-социального института, 2005. 488 с.

4. Матюнина Ю. В. Взаимоотношения потребителей с субъектами электроэнергетики на розничных рынках электроэнергии // Электрика. 2007. № 1. С. 3–9.
 

Схема взаимодействия потребителя с внешними организациями и субъектами рынка при формировании РД



[1]              Хеджирование – (цит. по [2, 3]) – страхование, снижение риска от потерь, обусловленных неблагоприятными для продавцов и покупателей изменениями рыночных цен на товары. На товарном рынке операция хеджирования состоит в том, что продавец, реализуя товары поставкой через определённое время (в биржевом или внебиржевом обороте), одновременно закупает на фьючерсной бирже контракты на такое же количество такого же товара с поставкой на тот же срок. Покупатель одновременно продаёт на бирже аналогичный фьючерсный контракт. При повышении цены на данный товар к моменту его поставки продавец, теряя на реальной сделке, выигрывает как покупатель фьючерсного контракта; покупатель реального товара, выигрывая на этой сделке, несёт убытки как продавец фьючерсного контракта. При падении цены ситуация обратная.