На оптовом рынке электроэнергии торгуются два товара – электроэнергия и мощность.

Оптовый рынок электроэнергии и мощности функционирует на территории РФ, разделенной на две ценовые зоны. В первую ценовую зону входят территории Европейской части России и Урала, во вторую – Сибирь.

• В неценовую зону входят Архангельская и Калининградская области, Республика Коми, регионы Дальнего Востока, реализация электроэнергии и мощности в которых осуществляется по регулируемым тарифам.
• РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
• На оптовом рынке электроэнергии функционируют несколько секторов, различающихся условиями заключения сделок и сроками поставки электроэнергии: сектор регулируемых договоров (РД), рынок на сутки вперед (РСВ), сектор свободных договоров (СДД) и балансирующий рынок (БР).

Регулируемые договоры (РД). С 2011 года в пределах ценовых зон оптового рынка электроэнергии и мощности 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 и Республики Тыва.

1. Объем поставки электроэнергии и мощности по РД для каждого поставщика электроэнергии может составлять не более 35% от планового объема в балансе производства и поставки электроэнергии и мощности, формируемого федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов (ФСТ РФ) на текущий период регулирования (календарный год).
2. Цены (тарифы) на поставку электрической энергии и мощности по РД рассчитываются по определяемым ФСТ РФ формулам индексации цен.
3. Объемы электроэнергии, не покрываемые регулируемыми договорами, реализуются по нерегулируемым ценам в рамках свободных договоров, рынка на сутки вперед (РСВ) и балансирующего рынка (БР).

Рынок на сутки вперед (РСВ) представляет собой конкурентный отбор ценовых и ценопринимающих заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. На РСВ осуществляется маржинальное ценообразование, т.е.

формируется цена самого дорогого поставщика с учетом сетевых ограничений путем балансирования спроса и предложения, по которой продается электроэнергия всем участникам рынка. В соответствии с правилами торговли, в первую очередь удовлетворяются заявки на поставку электроэнергии с наименьшей ценой. Цена РСВ определяется для каждого узла обеих ценовых зон (порядка 8000 узлов).

Организатором торговли выступает коммерческий оператор (ОАО «АТС»).

В рамках свободных договоров участники рынка должны самостоятельно определять контрагентов, объемы и цены поставки.

Фактически такие договора не заключаются по причине постоянных изменений в законодательстве в сфере электроэнергетики и отсутствии переговорной позиции участников оптового рынка.

Построение долгосрочных финансовых отношений между компаниями приводят к существенным рискам и возможным потерям, вызванным неопределенностью правил торговли.

На балансирующем рынке (БР) осуществляется торговля отклонениями фактического графика производства от планового по ценам, сформированным на основе конкурентного отбора заявок участников БР (поставщики, потребители с регулируемой нагрузкой) по маржинальному принципу, такие отборы проводит СО ЕЭС каждые 3 часа до часа фактической поставки. Отклонения фактического потребления от планового квалифицируются собственными или внешними инициативами. Собственная инициатива возникает по причине действий самого участника рынка (потребителя или поставщика), внешняя – в результате команд СО или аварии, приведшей к вынужденному изменению режима производства или потребления электроэнергии.

Принцип определения равновесной цены

РЫНОК МОЩНОСТИ

Мощность – особый товар, покупка которого предоставляет участнику оптового рынка (потребителю) право требования к продавцу мощности по поддержанию готовности генерирующего оборудования для выработки электроэнергии установленного качества в объеме, необходимом для удовлетворения потребности в электрической энергии данного участника.

С 1 июня 2008 года торговля мощностью осуществляется на основе конкурентного отбора мощности (КОМ), проводимого СО ЕЭС.

Участники оптового рынка, прошедшие процедуру допуска к КОМ, подают заявки в объеме, не превышающем максимальную располагаемую мощность, учтенную ФСТ России в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования.

Покупатели обязаны оплатить всю мощность, отобранную на КОМ в их ценовой зоне. В соответствии с действующими правилами, КОМ проводится на каждый календарный год.

Ценообразование на КОМ осуществляется в рамках зон свободного перетока (ЗСП). Перечень ЗСП формируется СО ЕЭС на каждый период регулирования.

КОМ производится исходя из формируемого Системным оператором (СО) прогноза спроса на мощность в ЗСП с учетом перетоков и объема резервирования мощности. В рамках конкурентного отбора отбирается и оплачивается объем располагаемой мощности исходя из прогноза СО ЕЭС.

Мощность, не прошедшая конкурентный отбор, не оплачивается, за исключением мощности генерирующих объектов, работа которых необходима для поддержания технологических режимов работы энергосистемы и/или поставок тепловой энергии (вынужденные генераторы). Мощность и электроэнергия вынужденных генераторов оплачивается по тарифу, установленному ФСТ РФ.

Для зон свободного перетока, в которых предельный уровень цен не вводится, продажа мощности, попавшей в 15% наиболее дорогого предложения и при этом отобранной на конкурентном отборе, производится поставщиками либо по тарифу ФСТ, либо по цене, указанной в заявке, в зависимости от того, какая цена окажется ниже. Цена конкурентного отбора в этом случае формируется либо по самой дорогой заявке из оставшихся 85% предложенной мощности, либо по цене, балансирующей спрос и предложение, если она оказалась ниже цены в самой дорогой из оставшихся заявок.

Конечная цена на мощность для потребителя складывается из цены КОМ, цены ГЭС и АЭС, цены ДПМ и тарифа для генерации, поставляющей мощность в вынужденном режиме. Таким образом, конечная цена на мощность для потребителя в 2012 году в 2 раза превышает предельный уровень цен на мощность, установленную ФАС РФ.

Правила проведения КОМ

Оптовый рынок электроэнергии: история, реалии, перспективы

В начале 2000-х годов в результате реформы создан российский рынок электроэнергии, сформированы оптовый и розничный рынки. Сегодня можно говорить, что модель состоялась и основные механизмы работают.

Однако нет предела совершенству, и каждое из направлений не лишено своих противоречий и подводных камней.

О том, как для потребителей рассчитывают тариф на электроэнергию, почему перекрестное субсидирование до сих пор остается болезненным для отрасли вопросом, и о прошедшем «залповом» отборе проектов модернизации ТЭС — в материале «Реального времени».

В начале 2000-х годов в стране серьезными темпами росло энергопотребление, и эксперты осознали грозящую перспективу нехватки генерирующих мощностей и угрозу надежности энергоснабжения на фоне старения основных фондов отрасли.

Решить надвигающуюся проблему должны были формирование конкурентной рыночной среды в энергетике, разделение РАО «ЕЭС России» по видам деятельности, привлечение инвестиций и приватизация активов в потенциально конкурентных видах деятельности.

Одновременно с разделением РАО «ЕЭС России» была организована оптовая торговля электрической энергией на Федеральном (общероссийском) оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). ФОРЭМ представлял собой систему договорных отношений множества его участников (субъектов).

Функционирование оптового рынка электроэнергии

Рынок электроэнергии состоит из оптового и розничного рынков. Наиболее важным из них является оптовый рынок, так как на нем в основном формируется конкурентная цена на электроэнергию, и только на нем централизованно осуществляются балансирование энергосистемы, управление нагрузками и оказание системных услуг.

• На оптовом рынке торгуются два товара — электроэнергия и мощность.
• Если плата за электроэнергию компенсирует генерирующим компаниям расходы в основном на топливо, то плата за мощность покрывает условно постоянные расходы поставщиков на поддержание оборудования — затраты на ремонт и амортизацию оборудования, запасные части и расходные материалы, заработную плату персонала и так далее.
• Оптовый рынок электроэнергии поделен на три сектора: долгосрочный рынок двусторонних договоров (здесь ведется торговля по регулируемым и свободным договорам), рынок на сутки вперед (РСВ, конкурентный отбор наиболее дешевых предложений поставщиков электроэнергии для покрытия объемов потребления, проводимый на одни сутки) и балансирующий рынок (покупка/продажа объемов отклонений от РСВ в результате изменений объемов выработки или потребления отдельными участниками рынка).
• На розничных рынках конечные потребители, включая население, приобретают электроэнергию у сбытовых организаций — независимых сбытовых компаний и так называемых гарантирующих поставщиков, то есть у региональных сбытовых компаний, которые покупают электроэнергию на оптовом рынке и обязаны поставлять электроэнергию всем обратившимся к ним розничным потребителям в регионе присутствия.

Ценообразование на рынке электроэнергии, составляющие тарифа для потребителей

Для конечного потребителя розничного рынка, если он не является населением или приравненной к нему категорией потребителей, стоимость потребленной электроэнергии складывается из нескольких составляющих:

• стоимость непосредственно электроэнергии, приобретенной сбытовой компанией на оптовом рынке;

• стоимость мощности, которая формируется из мощности КОМ (конкурентный отбор мощности), мощности объектов КОММод (конкурентный отбор модернизированных мощностей), ДПМ (договор о предоставлении мощности), ВИЭ (возобновляемые источники энергии), МСЗ (мусоросжигательный завод), мощности гидроэлектростанций и атомных электростанций, стоимость мощности новой генерации в Крыму, на Дальнем Востоке;
• сетевая составляющая, то есть стоимость услуг по передаче электроэнергии и потери электроэнергии в сетях, в том числе в процессе трансформации (снижения напряжения);
• надбавка сбытовой компании.

Для населения и приравненных к нему категорий потребителей ФАС устанавливает тариф, в который входит стоимость электроэнергии и мощности поставщиков по регулируемым договорам, стоимость услуг по передаче электроэнергии и надбавка энергосбытовой компании.

Именно в методике формирования тарифа по регулируемым договорам методом индексации заложена одна из составляющих перекрестного субсидирования между населением и остальными потребителями.

Необходимо отметить, что к приравненным к населению категориям потребителей отнесены целые регионы Северного Кавказа, которым электроэнергия и мощность поставляются по сниженным регулируемым тарифам.

Факторы, влияющие на изменение цены на электроэнергию

На изменение нерегулируемой цены электроэнергии на оптовом рынке влияет множество факторов, как связанных с месторасположением точки генерации и потребления электроэнергии, так и с временем потребления.

Влияние на цену оказывает удаленность от мест добычи газа: чем дальше от газового месторождения находится потребитель, тем больше в цене газа транспортная составляющая, соответственно, выше цена газа и, как следствие, выше цена электроэнергии.

Влияет также наличие или отсутствие крупных «дешевых» источников энергии — атомных станций, ГЭС, и наличие/отсутствие соответствующей пропускной способности электрических сетей от этих источников к потребителям.

Если говорить о временном изменении цены, то влияние оказывают сезонные изменения режимов работы ГЭС, крупных ТЭЦ, АЭС. Например, в конце 2018 и начале 2019 года сложился маловодный гидрологический режим в реках европейской части, в основном в Волжско-Камском бассейне.

Это повлекло снижение выработки ГЭС и загрузку ТЭС, что привело к росту цены электроэнергии на оптовом рынке, который, впрочем, на тариф для населения не повлиял.

В отопительный период на рынке растет объем дешевого предложения электроэнергии от ТЭЦ за счет комбинированной выработки тепла и электроэнергии, что в итоге также приводит к снижению цены электроэнергии на оптовом рынке. Все эти колебания цены оптового рынка транслируются и на розничный рынок.

Перекрестное субсидирование — тормоз для экономического развития страны

Перекрестное субсидирование в электроэнергетике — одна из самых старых и наиболее актуальных проблем. Его понимают как ценовую дискриминацию: тариф на электрическую энергию для промышленных и коммерческих потребителей устанавливается выше предельных издержек, а для домохозяйств — ниже, так что первые вынуждены переплачивать и субсидировать последних.

Перекрестное субсидирование между промышленными потребителями и населением, заложенное в тарифах на тепловую энергию, вынуждает крупных потребителей производить тепловую энергию на собственных источниках, что, в свою очередь, приводит к недозагруженности ТЭЦ и снижению выработки электричества в наиболее эффективном когенерационном цикле.

Одной из негативных сторон сохранения перекрестного субсидирования является уход крупных промышленных потребителей от «большой» энергетики, как в части объемов приобретения на оптовом рынке, так и в части оплаты услуг по передаче электроэнергии. Как следствие, растет тарифная нагрузка для остальных потребителей, снижается эффективность энергокомпаний, консервируются действующие энергомощности.

С целью исключения негативных социальных и экономических аспектов необходимо проводить именно поэтапную ликвидацию «перекрестки». Сокращение перекрестного субсидирования приведет к установлению правильных ценовых сигналов на рынке электрической энергии и экономики в целом.

ДПМ-2: результаты первого отбора. Глубокая модернизация

В начале этого года правительство РФ утвердило программу модернизации тепловых электростанций (ТЭС) по договорам предоставления мощности (ДПМ).

Решение стало ответом на обострившуюся в отрасли проблему устаревания генерирующего оборудования.

По словам министра энергетики Александра Новака, первый этап программы ДПМ высвободил средства, которые к 2021 году достигнут порядка 130—250 миллиардов рублей в год. Именно на эти средства планируется провести глубокую модернизацию мощностей.

Отбор проектов модернизации производится в два этапа: на первом этапе (85% мощностей от квоты) отбор проводится Системным оператором по ценовым заявкам участников, на втором этапе Правительственная комиссия по предложению Минэнерго дополняет перечень отобранных проектов иными проектами (15% от квоты).

По правилам, оплата мощности отобранных проектов в течение первых 12 месяцев осуществляется только по заявленным условно-постоянным затратам, а начиная со второго года поставки в течение 15 лет — с учетом возврата капитальных затрат. Базовая доходность по проектам установлена на уровне 14%, с корректировкой по методике Минэкономразвития РФ. Таким образом, контракты заключаются на 16 лет.

По результатам модернизации генераторам нужно подтвердить соответствие требованиям по локализации и выполнить все заявленные работы.

В случае невыполнения требований по локализации мощность таких проектов в рамках инвестиционных договоров оплачиваться не будет.

Для энергокомпаний штраф за просрочку окончания периода обновления и задержку ввода составит 25% от цены мощности по договору модернизации.

При этом для проектов, включающих инновационные технологии (внедрение газовых турбин большой мощности, угольных теплофикационных энергоблоков с улучшенными экологическими показателями мощностью 200 МВт, теплофикационных блоков на угле или газе мощностью 295 МВт), предусмотрены меры поддержки в виде нештрафуемой отсрочки ввода в эксплуатацию.

Конкурсный отбор прошли 45 проектов

Первый этап отбора проектов на 2022—2024 годы прошел в марте-апреле и стал «залповым» на 3 года. По его результатам было отобрано 30 проектов модернизации с установленной мощностью 8,6 ГВт из 129 заявленных проектов.

Это 18 электростанций, которые расположены в 13 субъектах России. Из них в первой ценовой зоне европейской части страны было отобрано 18 проектов, работающих на газе, мощностью 6,9 ГВт.

Во второй ценовой зоне Сибири — 12 проектов на угле мощностью 1,7 ГВт.

Однако по словам экспертов, преимущество получили наиболее эффективные ГРЭС. При этом без поддержки рынка остались старые ТЭЦ и угольная генерация европейской части РФ, для которых и создавалась программа.

Вторым этапом в итоговый перечень проектов модернизации из 63 проектов Правительственной комиссией включены 15 проектов модернизации ТЭЦ мощностью 1,8 ГВт.

Помимо ценовых показателей, на этом этапе оценивались также такие параметры, как внедрение инновационного оборудования, участие в теплоснабжении населения, техническое состояние оборудования, влияние на экологическую ситуацию.

Окончательные результаты отбора проектов модернизации на 2022—2024 годы утверждены Распоряжением Правительства РФ №1713-р от 2 августа 2019 года.

Главной целью, которую декларировали инициаторы программы, была необходимость модернизировать устаревшие электростанции. Дело в том, что высокий износ оборудования влечет массовый вывод станций из эксплуатации, что может повлиять на надежность работы всей энергосистемы. Однако по мнению экспертов рынка, итоги первого отбора на 2022—2024 годы показали, что эти планы не были реализованы.

Более 80 процентов отобранных для модернизации мощностей — это проекты усовершенствования ГРЭС. Проекты модернизации ТЭЦ, на которых лежит нагрузка по теплоснабжению потребителей и потенциал увеличения энергоэффективности которых значительно выше, в текущей конкурсной модели оказались неконкурентоспособными в борьбе за средства на модернизацию.

В итоге большинство предлагаемых улучшений в основном направлены на частичное восстановление ресурса оборудования и, по сути, представляют собой программы капитального ремонта, а не глубокой модернизации ТЭС с внедрением передовых технологий.

Остается надеяться, что Минэнерго учтет результаты первого отбора проектов модернизации и внесет необходимые изменения в правила проведения отборов с целью повышения конкурентоспособности ТЭЦ.

Перспективы рынка электроэнергии

Рынок электроэнергии не стоит на месте, он постоянно меняется под текущие реалии, и недавно завершившийся первый отбор проектов модернизации ТЭС тому пример.

В ближайшей перспективе хотелось бы видеть шаги, направленные на поэтапную либерализацию сектора регулируемых договоров, совершенствование рынка на сутки вперед, разработку действенного механизма по выводу из эксплуатации морально и физически устаревшего оборудования.

В перспективе будут развиваться такие направления рынка, как распределенная генерация, рынок системных услуг в части привлечения потребителей к регулированию потребления, «интернет энергии», то есть развитие систем накопления энергии.

ПромышленностьЭнергетика ТГК-16

Оптовый рынок

Оптовый рынок электроэнергии и мощности функционирует в рамках Единой энергосистемы России.

Участники оптового рынка – это крупные производители и покупатели электрической энергии, среди которых можно выделить гарантирующих поставщиков, энергосбытовые организации, а также конечных потребителей электроэнергии.

С законодательной точки зрения функционирование оптового рынка определяется Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172.

Оптовый рынок электроэнергии разделен на ценовые и неценовые зоны. В первую ценовую зону входят территории Европейской части России и Урала, во вторую – Сибирь. Неценовые зоны включают в себя Архангельскую и Калининградскую области, Республику Коми и регионы Дальнего Востока.

На оптовом рынке осуществляется торговля двумя различными товарами: электроэнергией и мощностью.

В ценовых зонах оптового рынка торговля электрической энергией и мощностью осуществляется как по регулируемым ценам, так и по свободным. При этом с 1 января 2011 года электроэнергия и мощность по регулируемым ценам приобретается только в отношении поставок населению и приравненным категориям потребителей.

Торговля электрической энергией по нерегулируемым ценам осуществляется в рамках следующих секторов в ценовых зонах оптового рынка:

• «Рынок на сутки вперёд», на котором покупаются/продаются объёмы электроэнергии в объёме, запланированном за сутки до начала поставки;
• «Балансирующий рынок», на котором торгуются отклонения фактических объёмов производства/потребления от запланированных.

Торговля мощностью по нерегулируемым ценам осуществляется в рамках следующих секторов в ценовых зонах оптового рынка:

• По ценам конкурентного отбора мощности (КОМ);
• На основе договоров, заключаемых в отношении генерирующего оборудования атомных электростанций и гидроэлектростанций (ДДМ).

Кроме этого в рамках оптового рынка возможно заключение свободных договоров на поставку электрической энергии и (или) мощности. Заключение стандартизированных контрактов на поставку электрической энергии и мощности (СДЭМ) также возможно в рамках функционирующей биржевой площадки.

• Точное планирование потребления электроэнергии, а также использование рыночных механизмов позволяет профессиональным участникам оптового рынка минимизировать стоимость приобретаемых на оптовом рынке электроэнергии и мощности.
• В неценовых зонах по технологическим причинам ограничена конкуренция и реализация электроэнергии и мощности осуществляется по особым правилам преимущественно с сохранением регулируемых отношений.
• Свободные договоры купли-продажи электрической энергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности за расчетные периоды Январь 2016 — Май 2023 ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» не заключались.

Тема 1.2. Оптовый рынок электрической энергии и мощности

В
настоящее время на территории Российской
Федерации действует двухуровневый
(оптовый и розничный) рынок электроэнергии
и мощности.

Субъектами оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ) являются
генерирующие компании (ОГК, ТГК, концерн
Росэнергоатом, Русгидро, ИНТЕР РАО ЕЭС
и еще более 50 генерирующих компаний),
операторы экспорта/импорта электроэнергии
(Сисиемный оператор (СО), оператор
торговой системы (ОАО АТС), центр
финансовых расчетов (ЦФР), сбытовые
организации включая гарантирующих
поставщиков, сетевые компании (Российские
электрические сети (ФСК, МРСК и множество
независимых ЭСК) (в части приобретения
электроэнергии для покрытия потерь при
передаче), крупные потребители. Субъекты
оптового рынка могут выступать в роли,
как продавцов, так и покупателей
электроэнергии и мощности. Для получения
статуса участника оптового рынка
организация должна удовлетворять
требованиям, Правил оптового рынка
электрической энергии (мощности).

По
состоянию на 01.01.2012 г. в реестр субъектов
оптового рынка внесены:

• 113 генерирующих организаций,
• 134 гарантирующих поставщиков,
• 113 энергосбытовых организаций,
• 113 крупных потребителей,
• 1 организация с экспортно-импортными функциями (ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»),
• 4 инфраструктурные организации (ОАО «СО ЕЭС»,ОАО «ФСК ЕЭС»,НП «Совет рынка»,ОАО «АТС»).

ОРЭМ
функционирует на территории регионов,
объединенных в ценовые зоны. В первую
ценовую зону входят территории Европейской
части России и Урала, во вторую — Сибирь.

В неценовых зонах (Архангельская и
Калининградская области, Республика
Коми, регионы Дальнего Востока), где по
технологическим причинам организация
рыночных отношений в электроэнергетике
пока невозможна, реализация электроэнергии
и мощности осуществляется по особым
правилам. Основные
принципы функционирования ОРЭМ.

На
ОРЭМ торгуются два товара — электроэнергия
и мощность. Мощность
— особый товар,
покупка которого предоставляет участнику
оптового рынка право требования к
продавцу мощности поддержания в
готовности генерирующего оборудования
для выработки электроэнергии установленного
качества в объеме, необходимом для
удовлетворения потребности в электрической
энергии данного участника.

• В
  существующем сегодня виде ОРЭМ
  функционирует с 1 сентября 2006 года.
• Рынок
  электроэнергии.
• На
  оптовом рынке электроэнергии функционируют
  несколько секторов, различающихся
  условиями заключения сделок и сроками
  поставки: сектор регулируемых договоров
  (РД), сектор свободных договоров (СД),
  рынок на сутки вперед (РСВ), балансирующий
  рынок (БР).
• С
  2011 года в пределах ценовых зон ОРЭМ РД
  заключаются только в отношении объемов
  электроэнергии и мощности, предназначенных
  для поставок населению, приравненным
  к населению группам потребителей, а
  также гарантирующим поставщикам,
  контролируемым МРСК Северного Кавказа.
• Объемы
  электроэнергии, не покрываемые РД,
  реализуются по нерегулируемым ценам в
  рамках свободных договоров, рынков РСВ
  и БР.

В
рамках СД участники рынка самостоятельно
определяют контрагентов, цены и объемы
поставки.

 РСВ представляет собой
проводимый коммерческим оператором
(ОАО «АТС») конкурентный отбор ценовых
заявок поставщиков и покупателей за
сутки до реальной поставки электроэнергии
с определением цен и объемов поставки
на каждый час суток.

На РСВ осуществляется
маржинальное ценообразование, т.е. цена
определяется путем балансирования
спроса и предложения и распространяется
на всех участников рынка. Цена РСВ
определяется для каждого из порядка
8000 узлов обеих ценовых зон.

Для
снижения рисков манипулирования ценами
на РСВ введена система стимулирования
участников к подаче конкурентных ценовых
заявок — в соответствии с правилами
торговли.

Объемы
электроэнергии, реализуемой в рамках
ДР и РСВ, формируют плановое потребление
электроэнергии. Однако фактическое
потребление неизбежно отличается от
планового. Торговля отклонениями от
планового производства/потребления
осуществляется в режиме реального
времени на БР.

Рынок
мощности

С
1 июня 2008 года торговля мощностью
осуществляется на основе конкурентного
отбора мощности (КОМ), проводимого СО.

Участники оптового рынка, прошедшие
процедуру допуска к КОМ, получили
возможность подавать заявки в объеме,
не превышающем максимальную располагаемую
мощность, учтенную Федеральной службой
по тарифам России (ФСТ) в прогнозном
балансе на соответствующий период
регулирования.

Покупатели обязаны
оплатить всю мощность, отобранную на
КОМ в их ценовой зоне. Поставщики в
каждой ценовой зоне несут солидарную
ответственность за исполнение обязательств
по предоставлению мощности.

В
долгосрочном рынке конкурентный отбор
мощности производится исходя из
формируемого СО прогноза спроса на
соответствующий период поставки. В
случае превышения фактического спроса
на мощность над прогнозным возможно
проведение корректирующего конкурентного
отбора мощности.

В ходе КОМ в первую
очередь отбирается мощность, введенная
по ДПМ (договоры о предоставлении
мощности) и аналогичным ДПМ договорам
с АЭС и ГЭС.

Мощность, не прошедшая
конкурентный отбор, не оплачивается,
за исключением мощности генерирующих
объектов, работа которых необходима
для поддержания технологических режимов
работы энергосистемы или поставок
тепловой энергии (вынужденные генераторы).
Мощность и электроэнергия вынужденных
генераторов оплачивается по тарифу,
установленному ФСТ.

Как работает оптовый рынок электроэнергии и мощности

В ходе реформы были созданы оптовый и розничный рынки. На оптовом рынке, который регулирует НП «Совет рынка», поставщиками электроэнергии выступают генерирующие компании и импортеры электроэнергии.

В роли покупателей — сбытовые компании (включая гарантирующих поставщиков, то есть организации, которые обязаны удовлетворить любую заявку по передаче электроэнергии), приобретающие электроэнергию с целью дальнейшей перепродажи конечным потребителям.

Способов торговли электроэнергией в новой модели оптового рынка два — это свободные двусторонние договоры и рынок «на сутки вперед». В рамках свободных двусторонних договоров участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объемы поставки.

Основой рынка «на сутки вперед» является конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. Если происходит отклонение от запланированных за сутки объемов поставки, участники покупают или продают их на балансирующем рынке.

Особым сектором нового оптового рынка стала торговля мощностью. При продаже мощности у генераторов появляются обязательства по поддержанию их оборудования в нужном техническом состоянии и постоянной готовности к выработке электрической энергии.

Стоимость мощности напрямую зависит от выполнения обязательств генерирующими компаниями, и у них появляется прямой финансовый стимул соблюдать все предъявляемые требования.

Такие механизмы введены для страхования рисков снижения текущей надежности в работе энергосистемы.

Для привлечения инвестиций заработала система договоров на поставку мощности (ДПМ). ДПМ были предложены как механизм решения проблемы дефицита генерирующих мощностей. Это механизм, который обеспечивает инвестору гарантию возврата инвестиций в строительство генерации. При этом строятся объекты именно в тех местах и именно с такими параметрами, которые нужны в энергосистеме.

В целом по тепловой генерации заключены ДПМ с обязательствами по строительству и вводу генерирующих объектов общей мощностью 30 ГВт (все объекты планируется ввести до конца 2017 года). В отношении АЭС будет построено 9,7 ГВт новой мощности, ГЭС — 1,5 ГВт. По состоянию на август 2014 года в рамках ДПМ по итогам строительства и модернизации введено 18 тыс.

МВт тепловых мощностей (общий прирост мощности — 14,5 тыс. МВт). По аналогичным договорам, обеспечивающим оплату мощности новых генерирующих объектов атомных станций и гидроэлектростанций, введено 75 МВт ГЭС и 2 тыс. МВт АЭС. «Без ДПМ, то есть без гарантии оплаты мощности и возврата инвестиций, инвесторы не готовы вкладываться.

Пока только в единичных случаях»,— говорит председатель правления НП «Совет рынка» Максим Быстров.

Генеральный директор «Энел Россия» Энрико Виале отмечает, что нынешняя модель рынка мощности в России имеет хорошие фундаментальные основы, тем не менее она нуждается в определенной корректировке и доработке: «Для того чтобы компании имели возможность долгосрочного планирования инвестиций, необходимо проводить конкурентный отбор мощности не на год, а на четыре, как это и было предусмотрено. Кроме того, на рынке «на сутки вперед» необходимо создать возможности упрощения прямых контрактов между конечными потребителями и генерирующими компаниями».

Новакит Энергоснабжение будущего

Руководитель любого предприятия, желая уменьшить операционные расходы, задумывается о снижении затрат на электроснабжение. И связано это в первую очередь с невозможностью прогнозировать затраты и постоянным ростом тарифов на электроэнергию.

Согласно действующему законодательству, любое предприятие в нашей стране может значительно снизить свои расходы на электроэнергию, когда экономия достигнет 20%.

Для этого нужно уйти от гарантирующего поставщика и начать закупать электроэнергию на оптовом рынке электроэнергии и мощности.

• Сокращение затрат на электроэнергии.

После выхода на ОРЭМ Вам больше не придется платить сбытовую надбавку гарантирующему поставщику. Сейчас именно за счет нее стоимость электроэнергию для вашего предприятия увеличиваются с каждым годом.

• Долгосрочный экономический эффект.

Оптовый рынок электроэнергии существует в нашей стране с 2005 года. Многие организации уже давно снизили свои затраты и экономят более 17 лет. Пора начинать и Вам! Выход на ОРЭМ позволит перестать быть заложником действий гарантирующего поставщика и начать получать адекватный качественный сервис в конкурентной среде. Вы можете выбрать абсолютно любую независимую энергосбытовую компанию.

Вы всегда беспрепятственно можете вернуться к договорным отношениям с гарантирующим поставщиком. Вот только статистика гласит, что обратно возвращаются не более 3% потребителей. Остальные предприятия ежемесячно экономят и навсегда остаются на свободном оптовом рынке электроэнергии.

Самый эффективный и простой путь – это заключение договора энергоснабжения с независимой энергосбытовой компанией НОВАКИТ. Мы оказываем комплексную услугу по выводу компаний на оптовый рынок электроэнергии и мощности на всей территории РФ. Хотите покупать или продавать электроэнергию оптом? С нами выход на ОРЭМ будет простым и выгодным. БЕСПЛАТНО! Столько будут стоить организационные мероприятия по выводу вашей компании на оптовый рынок электроэнергии и мощности при заключении договора энергоснабжения с компаний НОВАКИТ. Мы работаем по всей России!

Оставить заявку

• присоединенная мощность объекта более – 750 кВА
• потребление электроэнергии более – 100 000 кВт.ч/мес

Значения приведены для компаний, имеющих договор энергоснабжения с компанией НОВАКИТ.

Вы можете обратиться к нам, даже если параметры энергопотребления вашего предприятия ниже приведенных. Специалисты НОВАКИТ проведут анализ и предложат возможные решения.

Вы планируете приобретать электроэнергию на оптовом рынке напрямую, минуя энергосбытовую компанию? Тогда присоединенная мощность совокупности выводимых объектов должна составлять 20 МВА. Также необходимо самостоятельно за свой счет внедрить систему коммерческого учета электроэнергии, нанять в штат профильных специалистов и стать членом НП «Совет Рынка».

Для самостоятельного вывода компании на ОРЭМ Вам придется разобраться в правилах работы рынка, изучить правовую документацию, привести в полный порядок текущий энергоучет и, конечно, взять все риски на себяМы предлагаем делегировать эти вопросы нам!

• Вы обращаетесь к нам, после чего опытные энергетики бесплатно проводят оценку экономического эффекта выхода вашей компании на ОРЭМ.

Рассчитать экономическую эффективность

• Когда экономическая эффективность подтверждена, мы заключаем с вашей компаний договор. После чего самостоятельно расторгаем договор с гарантирующим поставщиком. С этого момента до выхода на ОРЭМ поставкой электроэнергии для вашей компании занимается компания НОВАКИТ по тем же тарифам, что и гарантирующий поставщик.
• Наши специалисты проводят полный энергоаудит вашей компании, выявляют и устраняют допущенные ранее ошибки, налаживают учет, составляют необходимую техническую документацию. Одновременно с тем энергетики НОВАКИТ совершенно бесплатно для Вас проектирует современную систему учета электрической энергии (АИИС КУЭ). Полная реализация проектных и подготовительных работ занимает от 6 до 9 месяцев.
• Вы получаете допуск к торговой системе оптового рынка и начинаете экономить на электроэнергии до 20%.

Общая информация об оптовом рынке электроэнергии

• Ценообразование на оптовом рынке
• Главная цель рыночных отношений в электроэнергетике — создание полноценной конкуренции, являющейся необходимым условием повышения эффективности производства электроэнергии, привлечения инвестиций для развития отрасли, и как следствие — повышения надежности энергоснабжения и снижение цены для потребителя.
• Принципы функционирования оптового рынка определяются Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации №1172 от 27 декабря 2010 года.

Правилами оптового рынка предусмотрено обязательное планирование объемов потребления электрической энергии по часам суток и обеспечение измерения фактически потребленной энергии также в почасовом режиме.

Это требование продиктовано тем, что конкурентная цена на оптовом рынке будет существенно отличаться в зависимости от факторов, влияющих на цену предложения (в частности, от сезона и времени суток). Так, в часы минимальной нагрузки (ночью) цена будет значительно ниже средней. В часы максимального потребления — выше средней. В выходные дни ниже, чем в рабочие.

Грамотное почасовое планирование позволяет не только минимизировать энергосоставляющую собственных затрат, но и дает возможность просчитать часы пиковых нагрузок во избежание аварийных ситуаций.

Электрическая энергия в пределах ценовых зон оптового рынка электроэнергии и мощности может продаваться: по регулируемым ценам (в отношении объемов электроэнергии, предназначенных для поставок населению) и по нерегулируемым ценам — по ценам конкурентного отбора на рынке на сутки вперед и на балансирующем рынке.

Рынок на сутки вперед (РСВ) представляет собой проводимый коммерческим оператором конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. На РСВ цена определяется путем балансирования спроса и предложения и распространяется на всех участников рынка.

Торговля отклонениями фактических объемов производства/потребления от плановых осуществляется в режиме реального времени на балансирующем рынке (БР). Стоимость отклонений формируется таким образом, чтобы стимулировать участников к более точному исполнению планового потребления и производства электроэнергии.

Реализация мощности на оптовом рынке происходит с помощью следующих механизмов:

• покупка/продажа мощности, отобранной по итогам конкурентного отбора мощности;
• покупка/продажа мощности по свободным договорам купли-продажи мощности (СДМ);
• 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 категориям);
• покупка/продажа мощности, производимой генерирующими объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии

Требования к участникам ОРЭМ

Вступление в НП «Ассоциация «Совет рынка» Получение свидетельства о партнерстве, оплата ежеквартальных членских взносов.

Соответствие количественным характеристикам Суммарная присоединенная мощность энергопринимающего оборудования не менее 20 МВА и в каждой группе точек поставки составляет не менее 750 КВА. Установленная мощность генерирующего оборудования в группе точек поставки составляет не менее 5 МВт.

Выполнение требований технического характера Выполнение требований технического характера в части обеспечения коммерческого учета произведенной (потребленной) на оптовом рынке электрической энергии и мощности и технических требований к АИИС КУЭ и системе связи, обеспечивающей передачу данных системному оператору. Выполнение требований технического характера, установленные нормативно — правовыми актами Российской Федерации, Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Наличие заключенного покупателем электрической энергии договора об оказании услуг по организации и функционирования и развитию ЕЭС России, в случае если покупатель в соответствии с законодательством РФ обязан оплачивать такие услуги.

Наличие заключенных договоров, обеспечивающих покупку и продажу электроэнергии и мощности на оптовом рынке. Договоры с операторами коммерческой инфраструктуры рынка и субъектами оптового рынка.

Коммерческий учет для оптового рынка

В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 27.12.

2011 года №1172) «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности (далее ОРЭМ) и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности», договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и регламентами оптового рынка расчеты на ОРЭМ должны проводиться на основании результатов измерений.

1. В целях определения фактических почасовых данных об объеме поставленной (потребленной) электрической энергии используются результаты измерений, выполненных с применением АИИС КУЭ, соответствующих техническим требованиям, установленным договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
2. Таким образом, создание АИИС КУЭ является необходимым условием для проведения расчетов за энергоресурсы на оптовом рынке электроэнергии.
3. Порядок создания АИИС КУЭ участника ОРЭМ.Создание АИИС КУЭ включает в себя следующие этапы:
4. Предпроектное обследование.

• Документальное обследование;
• Инструментальное обследование.

Техническое задание.

• Разработка технического задания;

Проектирование.

• Разработка технического проекта;
• Разработка рабочей документации;

Ввод в действие.

• Разработка методики выполнения измерений (МВИ);
• Аттестация МВИ;
• Подготовка персонала;
• Поставка оборудования;
• Строительно-монтажные работы;
• Пусконаладочные работы;
• Сертификация АИИС как единичного экземпляра средства измерения;
• Проведение предварительных испытаний и опытной эксплуатации;
• Проведение приемочных испытаний и сдача системы в постоянную эксплуатацию.
• Получение Акта о соответствии АИИС КУЭ техническим требованиям оптового рынка.