О состоянии и перспективах развития рынков
электрической энергии и мощности
25 апреля 2013 г.
Москва
М.Ю. Курбатов
Рынки электрической энергии и мощности
Текущая задача – КОМ на 2014 год
2
Конкурентный отбор мощности
В соответствии с пунктом 100 Правил оптового рынка с 2013 года проводятся долгосрочные конкурентные
отборы мощности
При этом в рамках исполнения поручений Правительства РФ в настоящее время разрабатывается новая
модель оптового рынка электрической энергии и мощности
Таким образом, по итогам проведения долгосрочного КОМ на 2014-2018 годы будут сформированы
обязательства генераторов по поставке мощности до начала 2019 г. – возникнут ограничения, которые будет
необходимо учесть при разработке новой модели рынка
3
В связи с этим целесообразно:
В 2013 г. провести конкурентный отбор мощности ТОЛЬКО на 2014 год
В рамках рабочей группы проработаны актуальные задачи при проведении конкурентного отбора мощностии согласованы позиции по следующим вопросам:
учет маловодных лет при проведении КОМ
совершенствование порядка проведения КОМ
пересмотр подходов к реализации технической политики в отношении генерирующего оборудования,участвующего в КОМ
порядок аттестации генерирующего оборудования
укрупнение зон свободного перетока
участие вынужденной генерации в рынке мощности
В настоящее время ведется работа по подготовке проекта изменений в ПП РФ 1172, необходимых для
проведения КОМ на 2014 год. Необходимо принять данные изменений до 1 июня 2013 г. (срок начала
организационных мероприятий для проведения КОМ на 2014 год)
Учет маловодных лет при проведении КОМ
4
Указанные изменения приведут к тому, что при проведении КОМ будет отбираться
больший объем мощности тепловой генерации, необходимый для прохождения максимума
электрических нагрузок
Сегодня: При проведении КОМ в отношении ГЭС учитывается объем мощности, не превышающиймаксимально возможный объем выработки электроэнергии, рассчитанный исходя из среднихпо суткам зимних месяцев предшествующих 5 лет фактических объемов расхода воды черезгидросооружения. Это не соответствует реальной мощности ГЭС в маловодные годы, чтоприводит к недостатку отобранной на КОМ тепловой генерации
Предложения:
вариант 1 При подаче заявок на КОМ на 2014 год мощность гидрогенерации во второй ценовойзоне оптового рынка учитывается в объеме, не превышающем рассчитанный на интервалепредшествующих 10 лет гарантированный объем годовой поставки мощности - максимальная 8часовая выработка, определенная исходя из фактической водности в зимние месяцы иумноженная на отношение минимальной выработки электроэнергии к средней за указанныемесяцы
вариант 2 Пересмотреть значения коэффициентов резервирования для целей проведения КОМна 2014 год для второй ценовой зоны оптового рынка
Порядок проведения конкурентного отбора
мощности на 2014 год5
Доля самых дорогих поставщиков в Сибири
Сегодня: определение равновесной цены КОМ и самых дорогих поставщиков, исходя из 85%
предложения
Минусы: доля, равная 15% предложения в Сибири, соответствует более, чем 33% мощности
тепловой генерации. Т.е. больше трети тепловой генерации фактически попадает под
регулирование
Предлагается: определять равновесную цену КОМ и самых дорогих поставщиков, исходя из 90%
предложения (только в случае положительного решения по принципам учета маловодных лет при
проведении КОМ)
Цена мощности самых дорогих поставщиков
Сегодня: устанавливается ФСТ России
Минусы: возможность для поставщика манипулировать ценами без негативных последствий –
занижение цены с целью влияния на результаты КОМ. Следствие – отбор неоптимального
состава генерации
Предлагается: при проведении КОМ на 2014 год определять цену на мощность для самых
дорогих поставщиков как минимум из заявки этого поставщика на КОМ и тарифа ФСТ России
При этом дополнительно: поручить ФАС России пересмотреть методику проверки соответствия
ценовых заявок на продажу мощности требованию экономической обоснованности,
утвержденную приказом ФАС России от 10 сентября 2010 г. № 515, в целях унификации подхода
с методологией тарифообразования ФСТ России
Минимальные технические требования6
Приказом Минэнерго России от 27.06.2011 № 430 установлены минимальные технические
требования к параметрам генерирующего оборудования, необходимые для участия в конкурентном
отборе мощности
В соответствии с действующим порядком генерирующее оборудование, не соответствующее
минимальным техническим требованиям, к участию в КОМ не допускается
При этом в отношении генерирующего оборудования, не удовлетворяющего минимальным
техническим требованиям:
Предлагается для целей проведения КОМ на 2014 год
С 2014 года ввести принцип обязательного ежегодного тестирования для целей
аттестации генерирующего оборудования старше 55 лет с целью подтверждения
физической возможности несения нагрузки
При этом отменить Приказ Минэнерго России от 27.06.2011 № 430
1 791 МВт
1 685 МВт
2 384 МВт
Принято решение о приостановке вывода
(риски нарушения электроснабжения)
Принято решение о приостановке вывода
(риски нарушения теплоснабжения)
Согласован вывод из эксплуатации с
заявленной даты
5 860 МВтПодано заявок на
вывод из эксплуатации
ИЗ НИХ:
Аттестация генерирующего оборудования
Определение аттестованного объема
Сегодня: «Предельный объем поставки мощности по результатам аттестации в отношении
указанного генерирующего оборудования на 2014 и каждый следующий календарный год
определяется в объеме, равном максимальному за 2 предшествующих календарных года
объему фактического производства электрической энергии за 1 час, если такой объем не
определен на основании аттестации по результатам тестирования или если такое
тестирование не проводилось в течение 3 и более лет»
Минусы: не отражает реальной возможности поставщика по выработке электроэнергии.
Он может быть определен только по результатам тестирования
Предлагается: Установить порядок, согласно которому с 2016 года генерирующее
оборудование проходит аттестацию только по результатам тестирования системным
оператором, проведенного не более чем 5 лет назад
7
Снижение числа зон свободного перетока8
Сегодня: В соответствии с действующим Порядком определения ЗСП (приказ Минэнерго России от
06.04.2009 № 99) при проведении КОМ на 2014 год в состав первой и ценовых зон в входит 21 ЗСП
Минусы: при таком количестве ЗСП существуют относительно небольшие ЗСП с очень низким
уровнем конкуренции. В них КОМ проводится с применением прайс-кэпа, что искажает рыночные
цены, увеличивает объем неотобранной мощности, дальнейшее функционирование которой зависит
от процедуры присвоения статуса вынужденной генерации
Предлагается: для целей проведения
КОМ на 2014 год рассмотреть
варианты снижения числа ЗСП в
первой и второй ценовой зоне
оптового рынка с целью повышения
конкуренции среди поставщиков
Участие вынужденной генерации в
конкурентном отборе мощности на 2014 год
31 декабря 2013 г. закончится действие требования Минэнерго России о приостановке вывода из эксплуатации и,
следовательно, срок поставки мощности на оптовый рынок в вынужденном режиме генерирующих объектов суммарной
установленной мощностью 4150 МВт, а к 31 декабря 2014 г. этот показатель составит 6251 МВт. При этом реализация
замещающих мероприятий позволит заместить не более 300 МВт
9
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Решение МЭ / экономика /
по теплу
Решение МЭ / МТТ / по теплу
Решение МЭ / экономика /
по электрике
Решение МЭ / МТТ / по
электрике
6251 МВт
4150 МВт
74 МВт 74 МВт
3544 МВт
4957 МВт
252 МВт
503 МВт
280 МВт
717 МВт
Предлагается:
В отношении данного оборудования необходимо предусмотреть возможность участия в КОМ при условии предоставления
письменных гарантий поставщика о не выводе данного генерирующего оборудования из эксплуатации в течение 2014
года
При этом статус генерирующего оборудования, мощность которого поставляется на оптовый рынок в вынужденном
режиме по итогам КОМ на 2014 год может быть получен только в соответствии с решением Правительства Российской
Федерации на основании рекомендаций Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики.
Рынки электрической энергии и мощности 10
Перспективная задача – новая модель рынка
Согласованные принципы целевой модели
рынка электрической энергии и мощности
В рамках исполнения поручений Правительства РФ о разработке новой модели рынкаэлектроэнергии и мощности на площадке Минэнерго России создана рабочая группа, которойопределены ключевые принципы целевой модели:
• модель должна отвечать принципу саморегулирования – вмешательство государства вмеханизмы ценообразования должно быть минимальными, при этом у государства долженоставаться действенный механизм влияния на ценовую ситуацию в случаях неадекватногоповедения субъектов рынка
• модель должна обладать свойством системной устойчивости, то есть адекватнореагировать на внешние возмущения, возвращаясь в равновесное состояние
• рынок на сутки вперед и балансирующий рынок в целом обеспечивают решение базовыхфункций краткосрочного рынка
• необходим дополнительный механизм доплаты поставщикам, т.к. приемлемый уровеньцен на электрическую энергию на рынке на сутки вперед не обеспечивает окупаемостьдолгосрочных инвестиций в генерацию. В предельном состоянии рыночная цена за единицупоставленной электрической энергии и (или) мощности на старом и новом генерирующемоборудовании должна быть одинаковой
• у государства должно оставаться право и возможности использования действенногомеханизма гарантированных инвестиций (МГИ), обеспечивающего покрытиепрогнозируемого локального дефицита мощности
• у собственников должно оставаться право и возможность вывода объектов генерациииз эксплуатации с соблюдением установленной процедуры
• действующие ДПМ сохраняются и оплачиваются в полном объеме
• эффективный собственник должен зарабатывать больше чем не эффективный
11
Подходы к организации целевой модели рынка
электрической энергии и мощности
Преобразование оптового рынка электроэнергии (мощности) должно быть направлено на
создание привлекательной инвестиционной среды в электроэнергетике для запуска процессов
модернизации и реновации генерирующих мощностей. При этом уровень цен на электрическую
энергию должен обеспечивать баланс между требованиями привлечения необходимого объема
инвестиционных ресурсов в отрасль и интересами потребителей
12
В настоящее время рассматриваются два альтернативных подхода
к организации целевой модели рынка
Введение государственной программы
модернизации (новый ДПМ), разрабатываемой и
утверждаемой Правительством РФ
ПРИ ЭТОМ СУЩЕСТВУЮТ
Риски неэффективности принимаемой программы
Риски существенного повышения уровня цен на
электроэнергию
Развитие свободных двусторонних отношений между
участниками ОРЭМ. Стимулирование инвестиций в
проекты модернизации происходит в рамках
заключения таких договоров
ПРИ ЭТОМ СУЩЕСТВУЮТ
Риски того, что механизм привлечения инвестиций
может не сработать
Риски непрогнозируемости ценовых трендов на рынке