Рынок мощности ОРЭМ

Удрис Владимир Александрович, Департамент
сопровождения торговли мощностью СР
udris@np-sr.ru
Торговля мощностью
Москва
2019
1
Расчетная модель оптового рынка
электроэнергетической системы
До 2006 года отрасль представляла единую вертикально-интегрированную компанию, что
приводило:
•
к росту затрат при тарифном регулировании «затраты плюс»;
•
к отсутствию стимулов к повышению эффективности, к развитию модернизации,
строительству новых энергообъектов;
•
к неплатежам за электроэнергию;
•
к угрозе дефицита генерации! (см. график ожиданий)
Прогнозные ожидания потребности и наличия мощности (2003
год)
280
МВт
260
240
220
200
180
2003
2004
2005
2006
2007
Спрос
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Действующая мощность
2
Роль рынка мощности
Обеспечение долгосрочной надежности
В случае если функционирует только рынок электрической энергии генерирующее
оборудование, находящееся в горячем и холодном резерве несет убытки и в перспективе
стремится к выводу из эксплуатации. В результате могут возникать периоды дефицита
генерирующего оборудования (график «а»), необходимого для покрытия пиковых режимов
ЕЭС
Заявленная цена, руб/МВтч
2000
1800
МВт
1600
1400
Себестоимость
1200
Убыток
объем
генерирующих
мощностей
Цена
продажи
э/э
800
1000
600
б
а
400
200
Pmin
рост
потребления
Pmax
0
0
200
400
600
Объем производства, МВтч
800
годы
Платежи за мощность позволяют обеспечить возврат эксплуатационных затрат на содержание
оборудования и сохранить необходимый объем мощности, а в случае выявления
прогнозируемого роста электропотребления в долгосрочной перспективе, своевременно
привлечь необходимые инвестиции для нового строительства.
3
Разделение рынков
ЭЭ и мощности
На оптовом рынке обращается два товара – электроэнергия и мощность

Рынок электроэнергии обеспечивает оптимальную загрузку существующих электростанций

Рынок мощности определяет оптимальный состав генерации на рынке – и по надежности, и по
экономике
Взаимосвязь двух рынков
Достаточный уровень платежа за
мощность

Платежи, получаемые с рынка мощности, не должны полностью покрывать постоянные
затраты поставщика, поскольку он компенсирует часть своих постоянных затрат в рынке
электроэнергии

Система двух рынков направлена
постоянных) затрат поставщика
на
оптимизацию
совокупных
(топливных
и
4
Масштабные инвестиции в отрасль
 В рамках договоров с тепловой генерацией (ДПМ) (срок последнего ввода – 2019 год):
● введено 21,25 ГВт новой мощности, модернизировано 6 ГВт (из них 1,3 ГВт – прирост)
● к 2020 году планируется ввод еще 2,6 ГВт
 В рамках договоров на новую мощность АЭС и ГЭС (срок последнего ввода – 2020 год)
● новые АЭС: введено 5,1 ГВт, план до 2021 года – еще 4,6 ГВт
● новые ГЭС: введено 0,3 ГВт, план до 2021 года – еще 1,2 ГВт
Вводы мощности по годам
МВт
9000
6000
остальное
АЭС
ТЭС в рамках ДПМ
3000
0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
В рамках ВИЭ (срок последнего ввода – 2020 год):
● По итогам отборов ВИЭ введено 0,13 ГВт, запланирован ввод 4,4 ГВт до 2022 года (в том
числе 1,5 ГВт СЭС и 2,5 ГВт ВЭС)
5
Структура генерирующих мощностей
на оптовом рынке России
Первая ценовая зона:
Вторая ценовая зона:
Установленная мощность
Установленная мощность
1%
0%
2%
18%
12%
51%
8%
Газ
Уголь
47%
61%
Гидро
Ядерное
ВИЭ
Прочее
Газ
Уголь
Производство э/э
0%
Гидро
ВИЭ
Прочее
Производство э/э
1%
0% 2%
27%
49%
49%
55%
10%
7%
Газ
Уголь
Гидро
Ядерное
ВИЭ
Прочее
Газ
Уголь
Гидро
ВИЭ
Прочее
6
Итоги реформы
Динамика оптовых цен
руб/кВтч
2,10
1,96
1,74
1,80
1,60
1,50
1,50
1,20
Вклад мощности в
цену оптового рынка,
руб/кВч
0,86
1,39
1,18
1,22
0,65
0,45
0,54
Цена оптового рынка
(факт), руб/кВтч
0,40
0,31
Цена на
электроэнергию
(факт), руб/кВтч
0,31
0,90
0,60
0,87
0,91
0,99
1,05
1,07
1,09
1,10
Цена оптового рынка
(при росте по ИПЦ),
руб/кВтч
Цена на
электроэнергию (при
росте по динамике
цен на газ), руб/кВтч
0,30
0,00
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Цены на оптовом рынке растут медленнее темпов инфляции, даже с учетом проведенных
масштабных инвестиций в развитие генерирующих мощностей
7
Итоги реформы
Динамика оптовых цен (составляющие)
1,80
Дальний
Восток
РУБ/КВТЧ
2,00
ВИЭ
1,60
1,40
ДПМ АЭС/ГЭС
1,20
1,00
тепловые ДПМ
0,80
0,60
мощность
(КОМ+ВР)
0,40
0,20
0,00
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
электроэнерги
я
8
География оптового рынка
■ НЕЦЕНОВЫЕ ЗОНЫ
(зоны регулируемого оптового
рынка) – Калининградская и
Архангельская области,
Республика Коми, Дальний Восток
■ ■ ЦЕНОВЫЕ ЗОНЫ
(зоны оптового рынка) –
Европейская часть России
и Урал + Сибирь
■ ИЗОЛИРОВАННЫЕ
РАЙОНЫ
9
Зоны свободного перетока
Код ЗСП
Название ЗСП
FZSBOE01
Сибирь
FZSBKZ02
Южный Кузбасс
FZSBOM03
Омск
FZSBCH04
Чита
FZSBBU05
Бурятия
FZSBBB06
Алтай
FZUROE07
Урал
FZURTU08
Тюмень
FZURNT09 Северная Тюмень
FZURKR12
Вятка
FZVLOE13
Волга
FZVLBS15
Балаково
FZYUOE16
Кавказ
FZYUVG17
Волгоград
FZYUAS18
Каспий
FZYUKU20
Кубань
FZYUDA23
Махачкала
FZZNOE24
Центр
FZZMSK26
Москва
FZSZOE27
Запад
FZSZKO28
Кольская
Номер
ЗСП
1
2
3
4
5
6
8
9
10
13
14
16
17
18
19
21
24
25
27
28
29
10
Основные механизмы
торговли мощностью
Регулируемые цены :
1. Регулируемые договоры (РД): поставка мощности населению и
для отдельных регионов РФ (Республики Северного Кавказа,
Республика Бурятия, Республика Тыва, Республика Карелия с 1
апреля 2018 года) по установленным ФАС России тарифам
Структура (2017 год)
100%
90%
РД
Свободные цены:
1. Для «старого» генерирующего оборудования
• «Конкурентный отбор мощности» (КОМ): (маржинальное
ценообразование по ценовой зоне на 4 года вперед)
• «Свободные договоры»: (в объемах, отобранных на КОМ,
условия определяются сторонами договоров)
• «Вынужденный
режим»:
продажа
мощности
по
установленным ФАС России тарифам для генерации вывод из
эксплуатации которой не допустим по технологическим
причинам
2. Для «нового» генерирующего оборудования
• «ДПМ», «ДПМ ВИЭ», купля-продажа мощности новых АЭС и
ГЭС: Продажа мощности по фиксированным ценам в течение
длительного периода (от 10 лет) с обеспечением окупаемости
проектов
• КОМ НГО: продажа мощности по итогам конкурентных
отборов мощности на территориях, где выявлен
прогнозируемый локальный дефицит, по цене конкурса в
течение 15 лет.
• Новая генерация в Крыму (особенности «КОМ»)
80%
70%
ВР
60%
50%
ДПМ
40%
КОМ, КОМ
НГО, СД
30%
20%
10%
0%
Стоимость
Объем
11
КОММод
Основные параметры модернизации
• Закрытый перечень мероприятий с установленной предельной стоимостью.
• Утвержденные максимальные объемы
– 3 ГВт в 2022 году, далее до 2031
года по 4 ГВт ежегодно. Постановлением Правительства РФ могут быть
установлены меньшие значения.
• На 2022-2024 гг. проводится залповый отбор суммарной мощностью 11 ГВт.
Параметры оплаты:
• «1+15» – первый год без возврата капитальных затрат, затем возврат за 15 лет.
• Капитальные затраты указываются в заявке на отбор.
• Норма доходности – аналогично принципам ДПМ.
• Штрафы за неисполнение условий договора
Гарантированная норма доходности:
• Базовое значение 14% - соответствует доходности ОФЗ в 8,5%.
• Фактическая доходность ОФЗ за 1 пг 2018 года – 7,4%, тогда норма доходности
для поставщиков составит 12,85%.
• В дальнейшем, снижение доходности ОФЗ влечет снижение нормы доходности в
программе модернизации.
12
КОММод
Стоимостные оценки
Платеж потребителей за объекты модернизации, млн. руб. (в ценах 2021 года)
250 000
200 000
150 000
100 000
50 000
0
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046
Составляющие стоимости оптового рынка, млн. руб.
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046
электроэнергия
КОМ
ДПМ ТЭС
иная мощность
модернизация
рост по инфляции
13
КОММод
Отбор - Исходные данные
Периоды отбора: первый отбор сразу на 3 летний период (с началом поставки 2022-2024 годы)
для формирования долгосрочных планов по модернизации, далее на год Х+6;
Объемы отбора модернизированных мощностей:
•
на 2022 год - 3 ГВт (2,4ГВт-1ЦЗ, 0,6ГВт-2ЦЗ);
•
далее до 2031 ежегодно - 4 ГВт (3,2ГВт-1ЦЗ; 0,8ГВт-2ЦЗ).
Заявки: заявляемые капитальные затраты на модернизацию ограничены предельными
значениями, установленными Правительством РФ для соответствующих типов мероприятий;
Критерий отбора: показатель эффективности - величина удельных совокупных затрат на
производство электрической энергии, включающих в себя приведенные к единице выработки
переменные и условно-постоянные затраты, или одноставочная цена (или LCOE в мировой
литературе);
Результаты отбора: утверждаются Правительством РФ, по результатам проверки технической
возможности исполнения графика реализации мероприятий по модернизации;
14
КОММод
Отбор - Исходные данные
Периоды отбора: первый отбор сразу на 3 летний период (с началом поставки 2022-2024 годы)
для формирования долгосрочных планов по модернизации, далее на год Х+6;
Объемы отбора модернизированных мощностей:
•
на 2022 год - 3 ГВт (2,4ГВт-1ЦЗ, 0,6ГВт-2ЦЗ);
•
далее до 2031 ежегодно - 4 ГВт (3,2ГВт-1ЦЗ; 0,8ГВт-2ЦЗ).
Заявки: заявляемые капитальные затраты на модернизацию ограничены предельными
значениями, установленными Правительством РФ для соответствующих типов мероприятий;
Критерий отбора: показатель эффективности - величина удельных совокупных затрат на
производство электрической энергии, включающих в себя приведенные к единице выработки
переменные и условно-постоянные затраты, или одноставочная цена (или LCOE в мировой
литературе);
Результаты отбора: утверждаются Правительством РФ, по результатам проверки технической
возможности исполнения графика реализации мероприятий по модернизации;
15
Порядок проведения КОМ
16
Порядок проведения отбора
● В 2015 году:
●
●
до 31 октября 2015 года – КОМ на 2016 год
до 15 декабря 2015года – КОМ на 2017, 2018 и 2019 годы
● С 2016 года:
●
ежегодные КОМ на год, наступающий через 3 календарных года после года проведения КОМ
(в году Х на год Х+4)
КОМ
2015
КОМ
КОМ
КОМ
31 октября
15 декабря
2016
КОМ
2017
2018
КОМ
КОМ
2019
2020
КОМ
КОМ
2021
КОМ
до 15 сентября года
Х
Проведение КОМ на год Х+4
●
Ежегодно после проведения долгосрочного КОМ на год Х уточняется соотношение спроса на
мощность и объема генерирующей мощности, подлежащей оплате в году Х (с учетом уточненного
прогноза потребления, задержек ввода и непланового вывода генерации). При выявлении
нехватки мощности проводится корректировочный КОМ
17
Новые сроки проведения КОМ
● С 2019-го года:
●
●
До 1 марта проводятся КОМ на 2022, 2023 и 2024 годы;
До 15 ноября проводятся ежегодные КОМ на год, наступающий через 5 календарных лет
после года проведения КОМ (в году Х на год Х+6).
КОМ
2019
до 1 марта
КОМ
КОМ
2020
КОМ
КОМ
…
2022
КОМ
2023
2024
КОМ
КОМ
2025
КОМ
до 15 ноября года Х-6
Проведение КОМ на год Х+6
18
Информация о проведении КОМ
 Период предоставления ценовых заявок (дата начала и окончания срока
подачи ценовых заявок);
 Требования к содержанию ценовых заявок, а также способы и порядок их
подачи;
 Максимально допустимый объем поставки мощности между ценовыми
зонами;
 Прогноз максимального часового потребления электрической энергии,
величины
плановых
коэффициентов
резервирования
и
объемы
электрической энергии, соответствующие объему поставки мощности в
зарубежные энергосистемы, учитываемые при определении спроса на
мощность;
 Параметры, определяющие спрос на мощность в каждой ценовой зоне;
 Объемы мощность, которые будут учтены при проведении конкурентного
отбора мощности в качестве объемов мощности, подлежащих обязательной
покупке на оптовом рынке вне зависимости от результатов отбора;
 Требования к техническим параметрам генерирующего оборудования.
19
Поставщики в КОМ
● В КОМ могут участвовать поставщики в отношении генерирующих
объектов:
● введенных в эксплуатацию генерирующих объектов,
● новых генерирующих объектов, ввод в эксплуатацию которых запланирован
после проведения конкурентного отбора мощности до окончания года, на
который проводится КОМ.
● В КОМ учитываются генерирующие объекты поставщиков:
● мощность которых будет продаваться по ДПМ и договорам купли-продажи
мощности новых АЭС и ГЭС (если ДПМ заканчивается в середине года, то на
остаток года может быть подана ценовая заявка на КОМ),
● отобранных в КОМ НГО,
● по которым принято решение об их отнесении к вынужденным на год, на который
проводится КОМ.
● Сохраняется действующая норма Правил оптового рынка: для участия в
КОМ в отношении генерирующего объекта с давлением свежего пара
менее 9 МПа с паровой турбиной выпущенной ранее 55 лет до года, на
который проводится КОМ, КИУМ такого генерирующего объекта за
календарный год, предшествующий году проведения КОМ, должен
составлять не менее 8%.
20
Модель с эластичной кривой спроса
● Спрос на КОМ будет задаваться по каждой ценовой зоне оптового рынка не одним
значением, а зависимостью объема от цены (эластичный спрос)
●
по более низкой цене покупатели будут приобретать большее количество мощности, а по более
высокой – меньшее
КОМ проводится в
целом по ценовой
зоне (не по ЗСП)
Объем
Цена, тыс. руб/МВт для КОМ на 2021 год
Точка 1
Объем спроса по методике МЭ
163 (I ЦЗ); 228 (II ЦЗ)
Точка 2
Объем спроса по методике МЭ +12%
119 (I ЦЗ); 163 (II ЦЗ)

Объем спроса по методике Минэнерго определяется исходя из прогноза пикового потребления в
ценовой зоне и планового коэффициента резервирования (для второй ценовой зоны плановый
коэффициент резервирования увеличивается на 8,55%)
21
Изменение модели КОМ на 2021 год
Цена
Цена 1
Цена конкурентного отбора
Цена 2
Спрос 1
Объем мощности, подлежащий
обязательной покупке
Спрос 2
Объем
Объем отобранной
мощности
22
Отбор заявок потребителей. Изменение
спроса на мощность
 Отбор заявок потребителей для учета в КОМ



Если совокупный объем ценозависимого снижение потребления мощности по
всем поданным в ЦЗ заявкам не превышает 1% объема спроса на мощность в
первой точке спроса, то в КОМ учитываются все заявки, удовлетворяющие
требованиям
В случае превышения 1% объема спроса в первой точке отбираются заявки, при
которых выполняется условие о непревышении 1% с учетом приоритета более
ранней подачи заявки
• заявки ранжируются по времени подачи;
• если для N первых заявок выполняется условие, а для заявки (N+1) нет,
то N заявок отобраны, (N+1)-ая – не отобрана;
• «примеряем» заявки (N+2) и далее, пока не проверим все заявки.
Итог – перечень заявок покупателей, отобранных для учета в КОМ
 Изменение спроса
По отобранным заявкам рассчитывается
совокупное ценозависимое снижение
потребления мощности по ЦЗ (∆Рцз)
Цена
Точка 1
V1V1 ─ ∆Pцз
Точка 2
V2=1,12∙V1
Объем
23
Ценообразование на КОМ
●
●
●
●
КОМ по ценовой зоне без ее разделения на ЗСП
Ценовые заявки участников подлежат сравнению по цене на мощность
Отбираются генерирующие объекты, в отношении которых в ценовых заявках указана наиболее
низкая цена, и которые обеспечивают спрос на мощность, соответствующий предлагаемой цене
Цена КОМ для каждой ценовой зоны:
● одинакова для всех отобранных генерирующих объектов
● соответствует максимуму из цен в отобранных ценовых заявках и цены, при которой
функция спроса принимает значение, равное совокупному объему отобранной мощности
(включая мощность подлежащую оплате вне зависимости от результатов КОМ)
Цена
Цена 1
Цена конкурентного отбора
Цена 2
параметры спроса на
мощность
Объем
Спрос 1
Объем мощности, подлежащий
обязательной покупке
Спрос 2
Объем, отобранной
мощности
24
Ценообразование на КОМ
Цена
Цена 1
Цена конкурентного отбора
Цена 2
Объем
Спрос 1
Объем мощности, подлежащий
обязательной покупке
Спрос 2
Объем, отобранной
мощности
25
Ценообразование на КОМ с учетом перетока
Алгоритм отбора заявок с наиболее низкой ценой, на
которые существует спрос с учетом перетока
мощности между ценовыми зонами:
N 1
N
n
c заявка
 С (  Pзаявка
 pизпереток
_ ЦЗ )
n 1
Цена в
заявке N
Функция
спроса
Объем в
заявке
Объем
перетока
переток
pизпереток


p
_ ЦЗ
в _ ЦЗ
Отбираются заявки, на которые существует спрос, то есть значение цены в которых ниже,
чем значение «обратной функции спроса» при объеме равном суммарному объему всех
предыдущих заявок, уменьшенному на объем перетока из данной ценовой зоны (или
увеличенному на объем перетока в данную ценовую зону).
26
Ценообразование на КОМ с учетом перетока
Вторая ЦЗ
Первая ЦЗ
210
Цком
150
Цком
Без учета перетока
110
150
N+1
N
Цком
Цком
N-1
N2
N+1
N
N-1
Порядковый
номер заявки
С учетом перетока
pпереток
Цком
N+2
pпереток
N+1
N+2
N
N-1
N-2
Цком
N
N+1
N-1
27
Ценообразование на КОМ с учетом перетока
ОТОБРАНЫ
Генерирующие объекты,
допущенные к участию в
конкурентном отборе
НЕ ОТОБРАНЫ
Генерирующие объекты,
оплачиваемые по цене
конкурентного отбора
ГЭС Русгидро, АЭС,
«Калининград», объекты
поставщиков, просрочившие
вводы по ДПМ
Цена по итогам конкурентного
отбора
Особое ценообразование
Объекты, поставляющие
мощность в вынужденном
режиме с целью надежного
электроснабжения
Тариф на мощность
Остальные генерирующие
объекты
Нет оплаты мощности
28
Итоги КОМ 2020: Европа и Урал
- 100 МВт = +246 руб./МВт
Цена,
тыс. руб.
156
Спрос
+ 100 МВт = -246 руб./МВт
115 199,69
114
142 511
32 614,16
ДПМ (АЭС/ГЭС)
5 926,53
ВР
159 612
Объем, МВт
121 157,27 – 574,56 (переток во 2 цз)
КОМ
29
Итоги КОМ 2020: Сибирь
− 100 МВт = + 1 302 руб./МВт
Цена,
тыс. руб.
218
Спрос
+ 100 МВт = − 1 302 руб./МВт
190 512,30
156
39 673
3 642 1 263
ВР
ДПМ
(АЭС/ГЭС)
44 434
Объем, МВт
36 298 + 574,56 (переток из 1 цз)
КОМ
30
Итоги КОМ 2017-2021
Европа и Урал
КОМ
ДПМ, МВт
ВР, МВт
КОМ, МВт
Цена КОМ, руб/МВт
2017
28 266
9 329
120 075
113 207,7
2018
30 007
8 237
121 391
110 992,6
2019
32 111
7 834
120 986
110 451,2
2020
32 615
5 927
121 157
115 199,7
2021
26 350
2 493
127 264
134 393,8
КОМ
ДПМ, МВт
ВР, МВт
КОМ, МВт
Цена КОМ, руб/МВт
2017
3 828
3 449
34 037
181 760,7
2018
3 798
1 775
35 916
185 739,5
2019
3 692
1 775
35 986
190 281,3
2020
3 642
1 263
36 299
190 512,3
2021
3 425
608
37 866
225 339,7
Сибирь
31
КОМ НГО
32
Нормативно-правовые акты для КОМ НГО
2016-2017
1.
Постановление Правительства от 29.10.2015 N 1166
(планировалось проведение КОМ НГО в Тамани)
2.
Постановление Правительства от 07.06.2017 N 683
(для КОМ НГО в Республике Крым)
3.
Распоряжение Правительства от 24 июля 2017 г. N
1571-р (для КОМ НГО в Республике Крым)
4.
Регламент проведения конкурентных отборов
мощности новых генерирующих объектов в 2017 году
(Приложение №19.8)
33
Нормативно-правовые акты для КОМ НГО
в 2018 году
1.
Постановление Правительства от 17.10.2017 N 1257
(для КОМ НГО в Республике Крым)
2.
Распоряжение Правительства от 22 декабря 2017 г. N
2903-р (для КОМ НГО в Республике Крым)
3.
Регламент проведения конкурентных отборов
мощности новых генерирующих объектов в 2018 году
(Приложение №19.8)
34
Основания для проведения КОМ НГО
● В соответствии с п. 100 и 101 ППРФ 1172:
Отбор мощности новых генерирующих объектов проводится по
решению Правительства РФ на основании предложения
Правительственной комиссии по вопросам развития
электроэнергетики (Правком) на основании заключения
Минэнерго, сформированному по полученному от СО перечню
описанию территорий технологически необходимой генерации,
на которых в соответствии с 3 последними утвержденными
указанным федеральным органом исполнительной власти
схемами и программами развития ЕЭС России определено
наличие в нормальной или единичной ремонтной схеме
дефицита активной мощности, который не покрывается с
использованием генерирующих объектов, отобранных по
итогам долгосрочных конкурентных отборов мощности.
35
Основные сроки КОМ НГО
● КОМ НГО в 2018 году проводится в срок до 1 апреля 2018
г.:
 Публикация информации на сайте СО* – 29 декабря 2017 года;
 Период подачи заявок – 5 рабочих дней с 22 по 28 марта 2018 года;
 Публикация результатов КОМ НГО – 1 апреля 2018 года.
● Дата начала поставки мощности – 1 апреля 2021 года.
● Допускается нештрафуемая отсрочка начала поставки
мощности на 12 месяцев.
* В случае вступления в силу изменений в Правила оптового рынка, иных актов Правительства РФ
по вопросам проведения КОМ НГО, а также приказов Минэнерго России и иных нормативных
правовых актов, содержащих сведения, обязательные для опубликования при подготовке проведения
КОМ НГО, указанная информация подлежит повторной публикации СО в трехдневный срок с даты
вступления в силу таких нормативных правовых актов.
36
Требования для допуска к КОМ НГО
● Субъект оптового рынка должен (п. 4.1.2 Регламента 19.8):
1.
2.
3.
4.
5.
Предоставить КО документы, удостоверяющие полномочия
представителя подписывать документы (в том числе ЭП) для
допуска и участия в КОМ НГО.
Заключить все необходимые для участия в КОМ НГО договоры,
предусмотренные ДОП.
Выполнить действия, направленные на предоставление
финансового обеспечения выполнения обязательств.
Выполнить действия, необходимые для регистрации в отношении
генерирующего объекта условной ГТП генерации в соответствии с
требованиями Регламента 1.1, а также предоставить КО паспортнотехнологические характеристики (ПТХ) оборудования по форме 13Г.
Пройти проверку, заявляемых по форме 13Г ПТХ, на соответствие
требованиям распоряжения Правительства.
37
Допуск к КОМ НГО
● Допуск субъектов оптового рынка к участию в КОМ
НГО осуществляется КО путем их включения в Реестр
участников КОМ НГО, формируемый в соответствии с п.
4.2 Регламента 19.8.
● В Реестр участников КОМ НГО включаются субъекты
оптового рынка, выполнившие в совокупности:
 требования, указанные в буллитах 1, 2 и 4 – не позднее 7 марта 2018 г.
 требования, указанные в буллите 5 – не позднее 15 марта 2018г.
● КО передает СО Реестр участников КОМ НГО:
 не позднее 15 марта 2018 г. без указания объема фин. обеспечения и
наличия «права на участие в торговле мощностью и ЭЭ».
 не позднее 21 марта 2018 г. – итоговый реестр с учетом объема фин.
обеспечения и наличия «права на участие в торговле мощностью и
ЭЭ».
38
Матмодель КОМ НГО 2017
● Формируются все возможные комбинации объектов {Fz}
такие что:
{Fz } :  gF Pg , j , z  Pzспрос
z
● Из множества комбинаций выбирается группа Fz, такая что:
Fz : Pzспрос   gF Pg , j , z  min
z
● Если более одной комбинации Fz имеет одинаковый
совокупный объем, то выбирается комбинация:
Fz :  gF Pg , j , z  c g , j , z  min
z
● Следствие. Из двух объектов будет отобран объект с
наименьшим отклонением от спроса:
● 119 МВт по цене 100 000 руб./месяц – не отобран,
● 120 МВт по цене 2 000 000 руб./месяц – отобран.
39
Итоги КОМ НГО 2017
● Победитель:
АО «КРЫМТЭЦ»
● Объект: Сакская ПГУ 120
● Объем: 120 МВт
● Цена без ТП: 2 115 000 руб./МВт
● Прайс-кэп: 2 115 000 руб./МВт
● Предельная стоимость без ТП: 253,8 млн.
руб./мес.
● Дата начала поставки мощности – 1 декабря 2017 года.
● Допускается отсрочка начала поставки мощности на срок:
 до 1 июня 2018 г. – 100% отобранного объема мощности;
 до 1 ноября 2018 г. – 25% отобранного объема мощности.
40
Переменные матмодели КОМ НГО 2018
● g – генерирующий объект (условная ГТП)
● 𝑠𝑧,𝑔 - признак отбора объекта (1 или 0)
● 𝑐𝑧,𝑔 - цена объекта в заявке
● 𝑐𝑧𝑚𝑎𝑥 - 1729000 руб/МВт
● 𝑃𝑧
спрос
- полный спрос на КОМ НГО
● 𝑃𝐿,𝑧
спрос
- объем спроса на НЕлокализованные объекты
уст
● 𝑃𝑧,𝑔 - объем установленной мощности
● 𝑉𝑧,𝑔 - объем ограничений установленной мощности объекта (%)
𝑖 - признак локализации ЕГО i (1 или 0)
● 𝑙𝑧,𝑔
𝑖
● 𝑣𝑧,𝑔
- объем ограничений установленной мощности ЕГО i (%)
41
Матмодель КОМ НГО 2018
● Целевая функция:
уст
𝑠𝑧,𝑔 ⋅ 𝑐𝑧,𝑔 ⋅ 𝑃𝑧,𝑔 + 𝐾 ⋅ 𝑠𝑔𝑛 𝑃𝑧′ + 𝑃𝑧′
min
𝑠𝑧,𝑔 ,𝑔∈𝐺𝑧 ,𝑧
𝑧
𝑔∈𝐺𝑧
спрос
где 𝐾 ≔ 𝑐𝑧𝑚𝑎𝑥 + 1 ⋅ (𝑃𝑧
+
огр
𝑔∈𝐺𝑧 𝑃𝑧,𝑔 )
● Ограничения:
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
𝑔∈𝐺𝑧
уст,𝑖
спрос
𝑖
𝑖∈𝑔 1 − 𝑙𝑧,𝑔 ⋅ 𝑠𝑧,𝑔 ⋅ 𝑃𝑧,𝑔 ≤ 𝑃𝐿,𝑧
+
𝑔∈𝐺𝑧
уст,𝑖
𝑖
𝑖
𝑖∈𝑔 1 − 𝑙𝑧,𝑔 ⋅ 𝑠𝑧,𝑔 ⋅ 𝑣𝑧,𝑔 ⋅ 𝑃𝑧,𝑔
уст
спрос
⋅ 𝑐𝑧𝑚𝑎𝑥
𝑔∈𝐺𝑧 𝑠𝑧,𝑔 ⋅ 𝑐𝑧,𝑔 ⋅ (1 − 𝑉𝑧,𝑔 ) ⋅ 𝑃𝑧,𝑔 ≤ 𝑃𝑧
𝑉𝑧,𝑔 ≤ 0.15
уст,𝑖
уст,𝑖
𝑖
𝑖∈𝑔 𝑣𝑧,𝑔 ⋅ 𝑃𝑧,𝑔 / 𝑖∈𝑔 𝑃𝑧,𝑔
уст
спрос
огр
′
+ 𝑔∈𝐺𝑧 𝑃𝑧,𝑔 ⋅ 𝑠𝑧,𝑔
𝑔∈𝐺𝑧 𝑠𝑧,𝑔 ⋅ 𝑃𝑧,𝑔 + 𝑃𝑧 ≥ 𝑃𝑧
𝑃𝑧′ ≥ 0
𝑉𝑧,𝑔 =
42
Итоги КОМ НГО 2018
● Победитель:
ООО «ВО «Технопромэкспорт»
● Объект: ПГУ-ТЭС «Ударная»
● Объем: 500 МВт
● Цена без ТП: 1 600 000 руб./МВт
● Прайс-кэп: 1 729 000 руб./МВт
● Предельная стоимость без ТП: 800 млн.
руб./мес.
● Дата начала поставки мощности – 1 апреля 2021 года.
● Допускается не штрафуемая отсрочка начала поставки
мощности на 12 месяцев.
43
Продажа мощности генерирующим объектом
на оптовом рынке
Штрафуемый
объем
недопоставки
(25% стоимости)
Объем
недопоставки
Собственные
нужды
Договорной
объем
Готовность
Аттестация
Предельный
объем
поставки
Фактический
объем
поставки
мощности
Учет объемов РД
РД
Объем
продажи по
свободным
ценам (КОМ,
ВР, СДМ)
44
Цели проведения аттестации
●
Аттестацию проводит СО с целью определения фактических
значений технических параметров генерирующего оборудования и
подтверждения возможности поставки мощности.
●
Процедуру
аттестации
должно
пройти
все
генерирующее
оборудование с помощью которого планируется осуществлять
продажу (поставку) мощности на оптовом рынке.
●
По результатам аттестации определяется:

располагаемая мощность генерирующего оборудования,

предельный объем поставки мощности,

установленная (номинальная) мощность,

ограничения
установленной
мощности
вновь
(перемаркированного) генерирующего оборудования,

нижний предел регулировочного диапазона (технологический минимум)

технический минимум,

скорость набора (сброса) нагрузки.
введенного
45
Оборудование, подлежащее
аттестации
●
Аттестации подлежит оборудование:
 Вновь введенное в эксплуатацию;
 Мощность которого изменяется вследствие перемаркировки после
модернизации или реконструкции;
 Электростанции,
мощность которой изменяется вследствие
вывода из эксплуатации генерирующего оборудования;
 Ранее функционировавшего на розничных рынках электроэнергии;
 Электростанции, в отношении которой более 6 месяцев не выполнено
обязательство по поддержанию оборудования в состоянии готовности к
выработке электроэнергии;
 С даты выпуска которого до начала года поставки мощности в
соответствии с поданной на КОМ заявкой прошло более 55 лет;
 В отношении которого заключены ДПМ ВИЭ;
 С 2016 года - не проходившее процедуру тестирования для целей
аттестации более 5 лет.
46
Этапы аттестации
Проведение испытаний
Подготовка к
проведению
тестирования
Тестирование
Расчет (номинальной)
установленной мощности
(приведение фактической
располагаемой мощности к
нормальным условиям и
номинальным параметрам)
Предоставление подтверждающих документов:
Аттестация установленной
мощности:
отчет о проведении
испытаний, расчет
номинальной мощности и
эксплуатационная
документация
оборудования
Аттестация технологического
минимума:
отчет о проведении испытаний
и обследовании оборудования,
эксплуатационная
документация оборудования и
иные документы
подтверждающие минимальную
мощность
Аттестация технического
минимума:
документальное
обоснование
47
Состав оборудования при тестировании
● Полным составом:
 для ТЭС с неблочным оборудованием
● Частичным составом:
 для ТЭС с блочным и неблочным оборудованием, в случае если
общегрупповые ограничения не распространяются на блочные ГТПГ
 для ТЭС и АЭС с блочным оборудованием при наличии общегрупповых
ограничений
● По ЕГО:
 для ГЭС
 для ТЭС и АЭС с блочным оборудованием при отсутствии общегрупповых
ограничений
 для ТЭС с неблочным оборудованием с ограничением по выдаче мощности в
сеть в неценовых зонах
 для оборудования ТЭС старше 55 лет для подтверждения ранее определенного
предельного объема поставки
Состав и состояние оборудования при тестировании определяются программой
испытаний. Тестирование неполным составом допускается, но располагаемая
мощность невключенного оборудования устанавливается равной нулю.
48
Готовность генерирующего
оборудования - регламентирующие
документы.
●
Регламентирующие документы:
1.
Правила оптового рынка электроэнергии и мощности (ПП РФ 1172 от
27.12.2010)
2.
Регламент определения объемов фактически поставленной на оптовый
рынок мощности (Регламент 13 – приложение к ДОП).
3.
Техническими требованиями к генерирующему оборудованию участников
ОРЭМ (документ СО).
4.
Порядок
установления
соответствия
генерирующего
участников ОРЭМ техническим требованиям (документ СО).
●
Прорабатывается возможность перенести
установления соответствия в Регламент 13.
все
положения
оборудования
из
Порядка
49
Расчет ФПМ (Регламент 13)
Генерирующие объекты получают оплату в отношении объема мощности,
фактически поставленного на оптовый рынок (ФПМ):
●
для отобранных по результатам КОМ:


пост
КОМ
недопост
N факт,

min
N
;
min[
N
;
N
]

N
 N сн,m
m
m
ПО , m
уст , m
m
●
для ГЭС отобранных в КОМ (для декабря):
пост
недопост
N факт,

min[
N
;
N
]

N
 N сн,m
декабрь
ПО , m
уст, m
m
●
для КОМ НГО:


пост
КОМ_НГО
N факт,
; min[ N ПО,m ; N уст,m ]  N mнедопост  N сн,m
m  min 1,1  N m
●
для ВР:
пост
ВР _ КОМ
s
недопост
N факт,

min(
N
;
min(
N
;
min[
N
;
N
]

N
))  N сн,m
m
m
ФСТ , m
ПО , m
уст , m
m
●
для ДПМ (новых АЭС/ГЭС):

пост
пред_ДПМ
N факт,
; min[ N ПО,m ; N уст,m ]  N mнедопост  N сн,m
m  min N m

50
Объем потребления
на собственные нужды электростанции
Объем потребления мощности на собственные и хозяйственные нужды, отнесенные к
ГТП генерации электростанции, определяется как:
N
ГТП
сн , m
 min( p
факт
s ,m
;p
норм
s ,m
)
произв _ э / э , ГТП
W
 hmax
d
d,f
произв _ э / э ,Станция
W
 hmax
d
d,f
_ э / э, ГТП
_ э / э,Станция
Whпроизв
,Whпроизв
max
max
─
объем
фактического
производства
электрической энергии в отношении ГТП генерации или электростанции в целом в час
максимального потребления электрической энергии в субъекте Российской Федерации
из числа пиковых часов, установленных Системным оператором;
d,f
d,f
psнорм
,m
─ максимально допустимая величина потребления мощности на собственные и
хозяйственные нужды электростанции;
51
Норматив потребления
на собственные нужды
● Норматив потребления мощности(электроэнергии) на СН устанавливается экспертной
комиссией (ЭК), а если не устанавливался – определяется равным расчетному.
● Расчетный норматив для ДПМ ВИЭ равен установленной мощности, а для обычных
ТЭС, ГЭС и АЭС:
𝑾сн = 𝒎𝒂𝒙 𝑾БАЛ∙ДПМ<𝟏г ; 𝒌сн ∙ 𝑵уст + 𝑾прочие
ДПМ до 1 года
𝑾прочие = 𝒎𝒊𝒏[𝑾факт ; 𝒎𝒂𝒙 𝑾БАЛ∙ДПМ>𝟏г ; 𝒌сн ∙ 𝑵уст + 𝑾БАЛ∙прочие ]
ДПМ после 1 года
ГЭС:
max 𝑾фактСН
𝟓лет
𝑾факт = остальные: max
𝑾
𝟐года
фактСН
● Норматив рассчитывается по фактическому потреблению прошлых
лет, «срезанному» величиной СН, заявленной в прогнозный баланс
ФАС.
52
Определение объема неготовности
Объем неготовности рассчитывается как совокупность объемов неготовности по каждой
из причин («дельты» по готовности):
гот
гот
гот
гот
гот
гот
N mгот  N ОПРЧ

N

N

N

N

N
,m
ВР , m
АВР , m
Q ,m
тн , m
СП , m
Участие в регулировании
•
Способность к
выработке ЭЭ
Объем, определяемый участием в общем первичном регулировании:
гот
N ОПРЧ
, m  {k ОПРЧ _ 1, m  k диф  N НГ , m  RНГ , m  k ОПРЧ _ 2 , m  k диф  N ПГ , m }
•
Объем, определяемый участием во вторичном регулировании :
гот
N ВР
, m  min{N ПО , m ; N уст , m }  k ВР  k диф  (1  RВР , m )
Объем, определяемый участием в автоматическом вторичном регулировании :
гот
N АВР
, m  min{N ПО , m ; N уст , m }  k АВР  k диф  (1  R АВР , m )
•
Объем, определяемый предоставлением диапазона регулирования реактивной мощности :
N Qгот
, m  min{N ПО , m ; N уст , m }  k р  k диф  ( 2  Rдиап , m  RQ , m )
•
Объем, определяемый технической готовностью СОТИАССО:
гот
N тн
, m  k тн  k диск  k диф  N ПО
•
Объем, определяемый способностью к выработке электроэнергии (расчет из почасовых значений):
N
гот
СП , m
  (k n  N
n
нв , m
n
● k n - коэффициенты
)   (kl  kдиф  N
l
k0.1 , k0.2 , k1.1 , k1.2
l
нв , m
)
N
n
нв , m

n,h
 hm
H мес
53
Общее первичное регулирование
частоты (ОПРЧ)
●
Общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) должно осуществляться
всеми энергоблоками, электростанциями путем изменения мощности под
воздействием систем первичного регулирования в пределах имеющихся
регулировочных возможностей, ограниченных только допустимостью
режимов работы оборудования.
●
Для генерирующего оборудования в месяце поставки
зарегистрирован один из следующих типов участия в ОПРЧ:
Готово к участию в ОПРЧ
Не готово к участию в ОПРЧ
Не имеет технической
возможности участия в ОПРЧ
может
быть
Возможно снижение объема
поставки мощности на 4 %
Снижение объема
поставки мощности на 1 %
Регистрируется для атомных станций:
• РБМК и БН
54
Оценка участия в ОПРЧ
● По факту участия/неучастия генерирующего оборудования в ОПРЧ СО устанавливает
интегральный за месяц показатель участия генерирующего оборудования в ОПРЧ.
Неучастие генерирующего оборудования в ОПРЧ регистрируется при отсутствии
необходимой реакции на отклонения частоты.
Генерирующее
оборудование
«готовое к
участию в
ОПРЧ»
a) не возникло условий участия
генерирующего оборудования в
ОПРЧ
Интегральный
показатель
b) не было зафиксировано неучастие/
неудовлетворительное участие
1
c) участие невозможно в согласованный
период проведения плановых
ремонтных работ
В ином случае
Генерирующее
оборудование
«не готовое к
участию в
ОПРЧ»
0
Суммарное
значение
установленной
мощности Nпг
(Копрч_2=0.04)
Показатель временной
неготовности Rнг
ЕГО
ЕГО
ЕГО(𝑵уст ∙ 𝒉НГ )
𝑹нг =
𝑯 ∙ ЕГО 𝑵ЕГО
уст
Суммарное
значение
установленной
мощности Nнг
(Копрч_1=0.01)
55
Предоставление диапазона
регулирования реактивной мощности
●
Генерирующее оборудование участника ОРЭ должно находиться в постоянной
готовности предоставления полного диапазона регулирования реактивной
мощности при заданной активной нагрузке в соответствии с представленными
данными;
●
Под диапазоном регулирования реактивной мощности понимается зависимость
допустимой величины реактивной мощности для всех значений активной мощности
на интервале от минимальной до максимальной активной мощности генерирующего
оборудования в пределах границ регулирования реактивной мощности;
●
Под границами диапазона регулирования реактивной мощности единицы
генерирующего оборудования понимаются границы регулировочного диапазона
реактивной мощности, определяемые как максимально допустимые величины
приема (при недопустимости приема – минимальной выдачи) и выдачи реактивной
мощности генерирующего оборудования для конкретной величины активной
мощности.
●
Для целей оценки предоставления
предоставляет и согласует с СО:
диапазона
величины
регулирования
реактивной
мощности
участник

графические зависимости допустимой
оборудования от активной мощности
генерирующего

табличные значения границ диапазона регулирования реактивной мощности генерирующего
оборудования в зависимости от его активной мощности
56
Регистрация снижения диапазона
регулирования реактивной мощности
● СО регистрирует показатель снижения диапазона регулирования реактивной
мощности:
𝑗
𝑅диап,𝑚 =
𝑔
𝑔
𝑔 𝑅диап,𝑚 ∙ 𝐾В
𝑔
где 𝐾В - доля установленной мощности ЕГО в ГТП
𝑔
𝑅диап,𝑚 =
𝑤
𝑖=1 𝑄диап∙акт,𝑔,𝑖 /𝑄диап∙баз,𝑔,𝑖
𝑤
, где 𝑤 – кол-во интервалов активной мощности
𝑄диап∙баз,𝑔,𝑖 = 𝑄баз∙макс,𝑔,𝑖 − 𝑄баз∙мин,𝑔,𝑖
𝑘
𝑑=1(𝑄диап∙акт,𝑔,𝑖,𝑑 ∙𝑁𝑖 )
𝑄диап∙акт,𝑔,𝑖 =
, где k – кол-во различных диапазонов реактивной мощности
𝐷мес
в месяце
𝑁𝑖 - число часов работы генерирующего оборудования с диапазоном регулирования
реактивной мощности d в расчетном месяце
Q диап∙акт,𝑔,𝑖,𝑑 = min(Q акт∙макс,𝑔,𝑖,𝑑 ; Q баз∙макс,𝑔,𝑖,𝑑 ) − max(Q акт∙мин,𝑔,𝑖,𝑑 ; Q баз∙мин,𝑔,𝑖,𝑑 )
● СО регистрирует показатель фактического предоставления диапазона
регулирования реактивной мощности:
𝑗
𝑗
𝑁𝑄,𝑚 − 𝑛𝑄,𝑚
𝑗
𝑅𝑄,𝑚 =
𝑗
𝑁𝑄,𝑚
57
Вторичное регулирование частоты
ВР и АВР
Участники, имеющие в собственности генерирующее оборудование ГЭС (за исключением
контррегулирующих ГЭС), обязаны представить указанное оборудование для участия во
вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической
мощности (оперативное вторичное регулирование), а ГЭС установленной мощностью более
100 МВт - также для участия в автоматическом вторичном регулировании частоты (АВР)
Объемы неготовности регистрируемые при неисполнении требований:
RВР ,m 
N ВР ,m  nВР ,m
N ВР ,m
)
𝒌ВР = 0.01
𝑅ВР,𝑚 - показатель фактического участия во оперативном вторичном регулировании
определяется на основании сформированных СО данных об отданных командах на
изменение режима работы генерирующего оборудования ГЭС и фактах их исполнения
RАВР ,m 
TАВР ,m  t АВР ,m
TАВР ,m
)
𝒌АВР = 0.01
𝑅АВР,𝑚 - Показатель фактического участия в автоматическом вторичном регулировании
определяется на основании сформированных СО данных о заданных периодах работы систем
АВРЧМ и фактическом времени их исполнения
58
Обеспечение способности к
выработке электроэнергии
●
Для корректного прогнозирования работы энергосистемы и
надежного функционирования ЕЭС Системный оператор должен
обладать информацией о фактическом состоянии генерирующего
оборудования:
 Располагаемая мощность генерирующего оборудования;
 Технический и технологический минимум;
 Нормативное время включения в сеть;
 Соответствие планового и фактического ремонта;
 Соблюдение состава и параметров генерирующего оборудования;
 Номинальная скорость изменения нагрузки.
●
Поэтому поставщики должны регулярно подавать уведомления
Системному оператору о параметрах генерирующего оборудования.
5
Порядок определения способности к
выработке электроэнергии
● СО регистрирует способность к выработке фактическому
состоянию на конец каждого часа
1.
Снижение от min[Nпо;Nуст] регистрируется по каждой ЕГО, а для
оборудования влияющего на группу ЕГО – по ГТП.
2.
Увеличение минимальной мощности регистрируется в отношении
каждой включенной блочной ЕГО.
3.
Несоблюдение нормативного времени включения в сеть
регистрируется в отношении каждой ЕГО.
4.
Снижение скорости изменения нагрузки генерирующего
оборудования регистрируется в отношении каждой блочной ЕГО.
5.
Отчетные данные по готовности генерирующего оборудования
формируются в целом по ГТП.
60
Контроль максимальной мощности
по этапам планирования
Nогр
Δ0.1
Δ0.2
Δ1.1
Δ1.2
Δ1.3
Nуст
Δ2.1
Nпо
Δ2.2
Δ4
Nрасп(СО)
Nmax(СО)
Δизм
Nmax(X-4)
Δ6
Nmax(X-2)
Nmax(N-4)
Nmax_факт
Согласование ремонтов
ВСВГО
РСВ
ПБР
ФАКТ
61
Особенности учета ограничений
установленной мощности
j
j
j
N расп

N

N
,h
уст
огр , h
N
s
расп , h
N
j
расп , h
j
●
●
Участник до начала месяца, предшествующего отчетному, заявляет
об ограничениях генерирующего оборудования
j
s

для каждого часа суток отчетного месяца N расп , h ( N расп , h ) ;

среднемесячную величину ограничений N огр , m
заявл , j
заявл , s
( N огр
,m ) .
В отношении генерирующего оборудования ГЭС и электростанций,
использующих отходы промышленного производства, участники
оптового рынка могут заявить значения ограничений установленной
мощности актуальные для каждого часа суток не позднее 16-30 суток
Х-2.
62
Особенности учета ограничений
установленной мощности
●
По окончании расчетного месяца Системный оператор в отношении каждой ГТП
генерации и электростанции в целом осуществляет регистрацию ограничений.
●
В отношении генерирующего оборудования электростанций, не относящихся к ГЭС
или электростанциям, использующим отходы промышленного производства:


Если N заявл  N базов , то
огр , m
огр , m
заявл
N огр,m (СО)  Nогр
,m
Если N огр,m  N огр,m , то заявленные ограничения подтверждаются работой с
располагаемой мощностью не менее N
 N  N заявл :
заявл
базов
расп, h
— либо 8 часов подряд;
уст
огр, m
— либо 24 часа в течение месяца.
После подтверждения N
●
заявл , иначе
N огр,m (СО)  Nогр,m .
(
СО
)

N
огр, m
огр, m
базов
Результаты тестирования распространяют свое действие на месяцы сезонного
периода:
ЦЗ \ Период
Зимний
Межсезонный
Летний
Европа
ноябрь – март
апрель, октябрь
май – сентябрь
Сибирь
октябрь - апрель
май, сентябрь
июнь - август
63
Учет состава оборудования
при снижении ограничений
 Если в состав станции входят:
1.
Только неблочные ГЕМ и (или) блочные ГЕМ, при наличии общегрупповых
ограничений установленной мощности, то контроль величины ограничений
осуществляется:

2.
Только блочные ГЕМ и отсутствуют общегрупповые ограничения
установленной мощности, распространяющие свое действие на эти ГЕМ ,
то контроль величины ограничений осуществляется:

3.
в целом по электростанции
по ГТП генерации
Блочные ГЕМ и неблочные ГЕМ, в случае отсутствия общегрупповых
ограничений установленной мощности, распространяющих свое действие
на эти ГЕМ, то контроль величины ограничений осуществляется:

для блочных ГЕМ по ГТП генерации

для неблочных ГЕМ по группе неблочных ГЕМ
64
Особенности учета ограничений
установленной мощности
●
Для генерирующего оборудования ГЭС, не работающих по водотоку, СО
регистрирует среднемесячную величину ограничений установленной мощности,
рассчитанную в следующем порядке:
N огр,m (CO) 
k
ГЭС, рег
max( 0;  (min( N ПО ,m ; N уст ,m )  N max,
)
h
k
k
– количество суток в соответствующем расчетном месяце;
ГЭС, рег
N max,
– регулировочная мощность ГЭС.
h
ГЭС, рег
расп
сет
нагр
N max,

min(
N
;
N
;
20


h
ГЭС
ГЭС
ГЭС )
●
Для ГЭС работающих по водотоку:
N огр ,m (CO ) 
ГЭС ,8
ГЭС ,сет
max(0;  (min( N ПО ,m ; N уст,m )  min[ N расч
]  ГЭС
,k ; N k
1, k )
k
k
65
Особенности учета ограничений
установленной мощности
По итогам месяца Системный оператор определяет располагаемую мощность:

Иных электростанций:

ГЭС и использующих отходы:
Неоплачиваемые ограничения k=1:
20,m  max( 0; min( N КОМ ,m ; N ПО,m ; N уст,m )  N РМ ,m )
∆10
«Штрафуемые» ограничения k=1.05:
𝑁УСТ
∆20
𝑁ПО
20,m  max( 0; min( N КОМ ,m ; N ПО,m ; N уст,m )  N РМ ,m )
𝑁КОМ
𝑁РМ
66
Плановая максимальная и
минимальная мощность
●
До 1 декабря года, предшествующего отчетному, Системный оператор, на основании
предварительно заявленных участником оптового рынка данных, согласовывает объемы
ремонтного снижения мощности по каждой ГТП электростанции, обусловленные
проведением плановых ремонтных работ на оборудовании по каждому месяцу периода
ремонтов, соответствующих утвержденному Системным оператором годовому графику
ремонтов:
 jпл
●
Почасовые величины максимальной мощности и планового ремонтного снижения
мощности определяются на основании данных о согласованных плановых ремонтных
снижениях мощности, заявок и уведомлений о составе и параметрах генерирующего
оборудования для целей ВСВГО, поданных в СО участником ОРЭМ не позднее 10 часов
00 минут московского времени суток Х-2 на сутки Х:
j
j
'1j,h  N расп

N
,h
max,h (СО )
●
Плановая минимальная мощность определяется на основании данных, заявленных
участником оптового рынка в уведомлении, поданном не позднее 10 часов 00 минут
московского времени суток Х-2 в отношении суток Х, и согласованных СО:
j
N min,
h (СО )
67
Превышение длительности
согласованного ремонта
1. На основании уведомлений ВСВГО в отношении каждой ЕГО СО
определяет совокупное количество часов в месяце m с '1g,h  0 :
 В 2015-2017 годах - с начала года поставки Y;
 С 2018 года – с начала месяца m года Y-1.
2. Если с некоторого часа совокупная длительность ремонта превышает:

превышает 180 суток для ТЭС и ГЭС;

превышает 270 суток для АЭС;
3. СО регистрирует:
'1g.1,h  '1g,h
1j .1,h   g1.1,h
gG1
68
Длительность согласованного ремонта
Если с некоторого часа совокупная длительность ремонта превышает:

с 1 января года, наступающего за 3 года до текущего года (но не ранее 1 января
2015 года):

превышает 360 суток для ТЭС и ГЭС;

превышает 480 суток для АЭС.
g1.2,h  min('1g,h ; max 0; '1g,h  g1.1,h ))
1j .2,h   g1.2,h
gG 2
Если с некоторого часа совокупный объем ремонтов начинает превышать
плановый объем ремонтов  j СО регистрирует:
пл
1j .3,h  max( 0; '1j,h  1j .1,h  1j .2,h )
69
Снижение мощности, заявленное в
уведомлении ВСВГО
1. Изменения, действовавшие с 2015 по 2017 год.
Δ
Штрафной коэффициент 0,3
Δ
0,3
1,05
120 часов
с max Δ
В отношении остальных
часов месяца
h
h
2. Изменения, действующие с 2018 года.
Δ
Если количество часов с Δ ≤ 120 k=0,3 для часа h, иначе 1,05
00:00 суток Х-30
час h суток Х
h
70
Особенности учета Δ2.1
● В случае изменения состава ГТП в месяце поставки относительно
предыдущего, для расчета Δ2.1_max и Δ2.1_max_120 количество часов в
месяце m-1, в которые регистрировалась Δ`2.1 определяется следующим
образом:
ГТП изменилась
Объединение ГТП или
добавление ЕГО в ГТП
Учитываются все часы
c Δʹ2.1 в месяце m-1 по
«старым» ГТП
Разделение ГТП или исключение ЕГО из ГТП
Снижение Δʹ2.1 в
месяце m-1
связано с
конкретной ЕГО
Снижение Δʹ2.1 в месяце m-1
связано с ремонтом
общестанционного
оборудования, влияющего на
группу ЕГО
Часы c Δʹ2.1 в
месяце m-1
«переходят» в ГТП
вместе с ЕГО
Часы c Δʹ2.1 в месяце m-1
учитываются для каждой из
разделяемых ГТП
71
Снижение мощности, связанное с подачей
ценовой заявки РСВ
●
Ценовая заявка, направляемая коммерческому оператору не позднее 13-00
торговых суток, должна быть подана в отношении всего объема мощности
включенного
генерирующего
оборудования.
Таким
образом
∆3
рассчитывается как:
заявка
3,h  max( 0; Nвкл ,h  N max,
h )

В случае подачи интегральной заявки на период Н:
 3,h 

hH
hH
H
В случае подачи интегральной заявки по ГТП генерации, в отношении которой установлен статус
монотопливной:
 3,h 

заявка
max( 0;  N вкл ,h   N max,
h )
заявка
max( 0; min( N инт ;  N вкл ,h )   N max,
h )
hH
hH
H
Для ГТП генерации ГЭС ∆3 не рассчитывается. Кроме этого ∆3=0, если в ценовой заявке участника указан
признак модификации ценовой заявке.
72
∆5 - несоответствие фактических
параметров включенного оборудования
заданным
●
∆5 рассчитывается в отношении генерирующего оборудования по двум основаниям:

в случае снижения максимальной мощности, готовой к несению нагрузки, заявленном участником оптового
рынка позже, чем за 4 часа до часа фактической поставки, либо при фактическом снижении максимальной
мощности включенного оборудования (по фактическому состоянию включенного оборудования);

в случае если отклонение объема фактического производства электроэнергии от уточненного
диспетчерского графика (УДГ) по данным АИИС КУ с учетом отклонения по внешней инициативе в час
фактической поставки превышает 5% установленной мощности генерирующего оборудования отнесенного к
данной ГТП и 15 МВт*ч.
Подано уведомление в СО
УДГ
100
Факт
1
2
3
4
5
6
7
8
5,h
0
10
20
20
20
20
20
0
изм
max_ вкл, h
0
0
0
20
20
20
20
0
0
10
20
20
20
20
20
0
0
0
0
0
0
0
0
20
80
 5, h
 4,h


 5,h  max 5,h ; изм
max_ вкл , h 

 max 5,h ; изм
min_ вкл , h

73
∆изм - несоответствие фактических параметров
оборудования заданным
● Составляющие ∆5:
∆−
5 = max(0; (𝑁УДГ +∆𝑂ИВА ) − 𝑁факт )
∆+
5 = max(0; 𝑁факт − (𝑁УДГ +∆𝑂ИВА ))
изм
∆изм
𝑚𝑎𝑥∙вкл = max(0; min 𝑁𝑚𝑎𝑥 СО ; 𝑁max 𝑛−4 − (𝑁𝑚𝑎𝑥∙факт + 𝑁расп ))
∆изм
𝑚𝑖𝑛∙вкл = max(0; 𝑁𝑚𝑖𝑛∙факт − 𝑁m𝑖𝑛 𝑛−4 ; 𝑁m𝑖𝑛 вкл доп )
● Снижение мощности ∆изм (min и max) регистрируется также при:
 В случае превышения отклонения от заданного диспетчерским графиком максимума (минимума)
нагрузки на 2% и 1 МВт в течение более 4 часов подряд
 Отказа от загрузки/разгрузки:
• Участник до окончания исполнения команды в устном оперативном уведомлении заявляет о
невозможности загрузки (разгрузки) до значения, заданного командой диспетчера.
• Отклонение нагрузки от значения, заданного командой диспетчера, на 3 МВт или на 2%, но не
менее чем на 1 МВт, и неисполнение требования диспетчера по устранению отклонения.
• Превышение отклонения нагрузки на 3 МВт или на 2%, но не менее чем на 1 МВт, в период
проверки резервов или при отдаче команды работать на максимуме с учетом допустимого
перегруза (работать с минимальной нагрузкой).
За неоднократный (2 раза в течение 7 дней или 3 раза в течение месяца) отказ от загрузки/разгрузки
∆изм фиксируется до конца месяца или до момента фактической загрузки/разгрузки!
74
∆6 - несоответствие фактического
состава оборудования заданному СО
●
В час фактической поставки Системный оператор определяет соответствие
фактического
эксплуатационного
состояния
(состава)
оборудования
эксплуатационному состоянию заданному Системным оператором;
●
В случае выявления несоблюдения заданного эксплуатационного состояния
оборудования, Системный оператор регистрирует величину ∆6 как сумму
установленных мощностей включенных и выключенных агрегатов без учета
величин ранее согласованных ограничений установленной мощности и
зарегистрированных снижений максимальной мощности в отношении данных
агрегатов;
изм
включенных
отключенны х
6,h  N уст
  N уст
, h   N уст
●
Величина ∆6 регистрируется с часа, в котором произошло несогласованное
изменение состава оборудования , до часа восстановления состава или до
часа подачи аварийной заявки или оперативного уведомления и в течение
последующих 4 часов.
75
Несоблюдение нормативного времени
включения оборудования в сеть
Плановые пуски ПДГ, неплановые пуски по
команде диспетчера СО
Пуски по команде диспетчера СО
с целью предотвращения развития и
ликвидации нарушений нормального режима
При фактическом нарушении времени пуска регистрируются:
j , нп
N пуск
_ 1, h
j , нп
N пуск
_ 2,h
При подаче уведомления и заявки об отступлении от нормативного времени пуска,
1) не позже 8 часов до часа, в котором должно
состояться включение в сеть или
2) не позже 2 часов с момента получения
команды на включение, если между получением
команды и часом включения менее 10 часов
в течение одного часа после отдачи команды на
включение в сеть в минимально возможный срок
регистрируются:
j ,отст
N пуск
_ 1, h
j ,отст
N пуск
_ 2,h
j ,отст
j ,отст
2
j , нп
j , нп
18,h  N пуск

N
_ 1, h
пуск _ 2 , h  8, h  N пуск _ 1, h  N пуск _ 2 , h
В период регистрации показателей несоблюдения нормативного времени включения в сеть
генерирующего оборудования СО не регистрирует в отношении соответствующего генерирующего
оборудования Δ2.1_max, Δ2.2_max, Δ4_max, Δ6
76
Несоблюдения норматива времени
набора/сброса нагрузки
●
Контроль скорости набора/сброса нагрузки осуществляется по единицам
ВКЛЮЧЕННОГО БЛОЧНОГО генерирующего оборудования.
●
Контролируются ежесуточно заявляемые (уведомления РСВ) значения
скоростей набора/сброса нагрузки. Регистрируется величина снижения
заявленной скорости по отношению к номинальной (паспортной) скорости
набора/сброса нагрузки в отношении включенного в работу генерирующего
оборудования.

 60  max0;V
ГЕМ
ГЕМ
 V(  ),h  60  max 0;Vном

V
_ вниз
вниз , h
 V(  ),h
ГЕМ
ном _ вверх
9,h  V (  ), h  V ( ), h
●


ГЕМ
 Vвверх
,h )
УДГ
Факт
В качестве номинальной скорости принимаются величины:

определенные по результатам тестирования для целей аттестации

представленные участником КО в ПТХ по форме 12/12А
77
Δ7 - Неисполнение
команды диспетчера
1.
2.
При контроле фактического режима поставки диспетчером зарегистрировано не
согласованные с Системным оператором отклонения и такое отклонение недопустимо в
фактически складывающихся режимных условиях. Отклонения превышают 5% от:

заданного командой диспетчера значения генерации;

скорости изменения нагрузки при неоднократном участии в суточном регулировании.
Диспетчер объявляет предупреждение о регистрации факта «неисполнения команды
диспетчера». При этом диспетчер должен:

повторно отдать команду на изменение режима работы ГОУ;

доложить в вышестоящий диспетчерский центр.
3.
При повторном неисполнении отданной команды, через 15 мин. после объявления
предупреждения диспетчер Системного оператора имеет право объявить регистрацию
факта «неисполнения команды диспетчера» по согласованию с вышестоящим
диспетчерском центром.
4.
По окончании месяца осуществляется проверка факта «неисполнения команды
диспетчера» по данным коммерческого учета – отклонения поставки э/э превышают 2%
от заданного значения генерации (УДГ).
78
Коэффициенты готовности
Обозначение
Показатель неготовности
Значение
коэффициент, определяемый участием в общем первичном регулировании (готово к ОПРЧ)
коэффициент, определяемый участием в общем первичном регулировании (не готово к ОПРЧ)
коэффициент для учета предоставления диапазона регулирования реактивной мощности
коэффициент для учета участия во вторичном регулировании
коэффициент для учета участия в автоматическом вторичном регулировании
коэффициент для учета технической готовности СОТИАССО
согласованные ограничения мощности в пределах заявленных в КОМ
согласованные ограничения мощности сверх заявленных в КОМ
плановое ремонтное снижение мощности длительностью более 180 суток для ТЭС и ГЭС, 270 суток для
АЭС в год
плановое ремонтное снижение мощности длительностью более 360 суток для ТЭС и ГЭС, 480 суток для
АЭС за 4 года
0,01
0,04
0,03
0,01
0,01
0,02
1
1,05
К_1_3
плановое ремонтное снижение мощности сверх суммарного годового значения
0,02
К_2_1_max
снижение мощности по уведомлению ВСВГО, поданному в сутки Х-4, не более 120 часов в месяц
1,05
К_опрч_1
К_опрч_2
К_Q
К_вр
К_авр
К_тн
К_0_1
К_0_2
К_1_1
К_1_2
1
1
К_2_1_ma_120 снижение мощности по уведомлению ВСВГО, поданному в сутки Х-4, более 120 часов в месяц
0,3
К_2_1_min
снижение мощности по уведомлению ВСВГО о минимальной мощности, поданному в сутки X-4
0,15
К_2_2
снижение мощности по уведомлению РСВ, поданному в сутки X-2
1,075
К_3
снижение мощности по ценовой заявке
1,3
К_4
снижение мощности по оперативному уведомлению
1,25
К_5
снижение мощности из-за несоблюдения макс. и мин. мощности в час фактической поставки
1,5
К_6
снижение мощности из-за несоблюдения заданного СО состава оборудования
1,9
Nnv_7
снижение мощности из-за неисполнения команды диспетчера
0,05
Nnv_8_1
снижение мощности из-за согласованного увеличения времени включения в сеть
1,75
Nnv_8_2
снижение мощности из-за несоблюдения нормированного времени пуска
Nnv_9
снижение мощности из-за снижения заявленной скорости набора/сброса нагрузки
3
0,15
79
МВТ
Готовность
Модельный расчет
Изменение объема оплачиваемой мощности
200
К_дифференциации:
Аттестация
Показатель неготовности
Недопоставка
Оплачиваемая мощность
Штраф
150
1
2
100,00
91,32
91,32
8,68
0,00
0,75
100,00
68,49
68,49
31,51
0,00
100,00
182,63
100,00
0,00
82,63
100
30.01.2018 4:00
28.01.2018 2:00
26.01.2018 0:00
23.01.2018 22:00
21.01.2018 20:00
19.01.2018 18:00
17.01.2018 16:00
15.01.2018 14:00
13.01.2018 12:00
11.01.2018 10:00
09.01.2018 8:00
07.01.2018 6:00
05.01.2018 4:00
03.01.2018 2:00
-50
01.01.2018 0:00
0
Штраф!!!
50
-100
Часовой показатель неготовности (без Кдифф)
Кдифф = 1
Кдифф = 2
Кдифф = 0,75
80
Показатель дифференциации
коэффициентов готовности
1. С 1 января 2018 года ПП РФ 1664 от 27.12.2017 введен при расчете суммарного
показателя неготовности и объема недопоставки мощности используется
показатель дифференциации коэффициентов готовности:
2
2−
гтп
𝑘диф
= 1,25 ∙ 1 −
2.
гтп
𝑘диф
= 𝑓 𝑘вос ; 𝑘над
𝑘вос − 𝑘над
2
+ 𝑘вос + 𝑘над − 2
2
2
2
+ 0,75
и принимает значения в диапазоне от 0,75 до 2.
гтп
3. В неценовых зонах оптового рынка 𝑘диф
= 1.
4. Если установленная мощность всех ЕГО в ГТП была равна 0 в течение 12
гтп
предшествующих месяцев, 𝑘диф
= 1.
81
Показатель надежности
1. Расчет показателя надежности:
ФПМ𝑚 + 𝑁нв10
}
𝑚∈𝑀 min{1;
min
𝑁
;
𝑁
−
𝑁
ПО,𝑚
УСТ,𝑚
СН,𝑚
гтп
𝑘над
=
𝑀
2. Принимает значения в диапазоне от 0 до 1.
3. 𝑀 - количество месяцев из 12 предшествующих, в которых 𝑁 КОМ − 𝑁СН > 0, где
𝑁 КОМ - объем обязательств, передаваемый СО в КО в составе Реестра
гтп
обязательств. Если 𝑀 = 0, то 𝑘над
= 0.
4. В случае изменения состава ГТП в связи с исключением/добавлением ЕГО
или объединением ГТП, показатель надежности определяется как
средневзвешенный по установленной мощности ЕГО показатель надежности
исходных ГТП.
82
Показатель востребованности
1. Расчет показателя востребованности:
гтп =
𝑘вос
вкл
𝑑∈𝐷 𝐷𝑑
𝐷
2. Принимает значения в диапазоне от 0 до 1.
3. 𝐷 - количество суток в 12 предшествующих месяцах (контрольный период).
Если
4. 𝐷𝑑вкл =
вкл,𝑔
𝑔 𝑁уст
𝑔
𝑔 𝑁уст
- доля включенного не менее 1 часа оборудования в ГТП в сутки
d.
5. Включенное состояние определяется:

По СОТИАССО на конец часа – для ЕГО ТЭС, АЭС, ВИЭ.

По состоянию в ПБР – для ЕГО ГЭС и ТЭС, ВИЭ с СОТИАССО на группу
ЕГО.
83
Значения показателя дифференциации
коэффициентов готовности
1. Значения Кдифф в зависимости от показателей востребованности и надежности:
2. Доля предельного объема поставки мощности
востребованности и надежности в январе 2018 года:
Кнад
в
зависимости
от
показателей
Квос
84
Штраф за высокую неготовность
● С января 2018 года вводится штраф за высокий показатель неготовности
генерирующего оборудования, поставка мощности которого осуществляется по
механизмам КОМ, КОМ НГО, ВР, ДПМ ВИЭ. Объем штрафа:
штраф_негот
= max(0; 𝑁 гот − min(𝑁 ПО ; 𝑁 УСТ )), если 𝑁 ПО > 0,
штраф_негот
= 0, если 𝑁 ПО = 0.
𝑁ГТП
𝑁ГТП
● Объем штрафа рассчитывается только в случае, если объем обязательств по поставке
мощности в этом месяце не равен нулю.
● Стоимость штрафа рассчитывается без коэффициента 0,25!
● Фактический пример по расчету штрафа за высокую неготовность. «Идеальный
шторм».
Nуст=100
1.
Предельный объем поставки в ГТП в
два раза ниже объема обязательств (и
установленной мощности).
Рассчитывается штраф за
неаттестацию.
2.
Объем неготовности сильно превышает
минимум из предельного объема и
установленной мощности.
Дополнительно рассчитывается штраф
за неготовность.
Nком=100
Nпо=50
Nштраф=50
Δ21=50
Δ22=50
Кдиф=2 Nгот=212.5
Nштраф_негот=162.5
85
Суммарные по году показатели неготовности
2014-2017
Дельта
2014
2015
2016
2017
N_NV0_1
80 889.77
93 556.26
91 033.58
88 177.20
N_NV0_2
5 109.30
6 594.74
6 466.88
7 446.72
N_NV1
37 050.03
N_NV1_1
6 857.58
3 630.24
3 513.06
N_NV1_2
0.00
1 246.18
3 941.64
N_NV1_3
34 656.53
36 881.41
35 064.70
18 188.06
26 180.45
16 882.99
14 868.99
14 470.68
13 223.51
52.29
186.30
464.82
0.00
17 475.96
20 659.38
18 944.92
15 892.92
N_NV3
95.45
196.00
60.51
80.73
N_NV4
16 554.04
16 861.13
15 391.65
11 913.54
N_NV5
1 635.68
2 016.99
2 009.02
1 688.77
N_NV6
2 103.36
2 010.23
1 851.03
1 668.80
N_NV7
260.00
270.00
300.00
0.00
N_NV8_1
5.78
235.52
442.27
368.02
N_NV8_2
58.78
583.44
1 153.12
1 019.93
N_NV9
65.58
64.10
134.72
70.18
N_NV2_1_max
36 847.01
N_NV2_1_max_120
N_NV2_1_min
N_NV2_2
86
Составляющие расчета ФПМ
Среднемесячные объемы, ГВт
250
200
222,3
220
218,4
197,8
197,2
197,8
150
100
50
15,5
15,3
13,9
7
7
6,9
0
2015
2016
ПО
ФПМ
ΔСП
2017
СН
87
Показатели неготовности
при участии в регулировании
Среднемесячные объемы,МВт
300
264,5
250
215,6
200
192,6
150
113,9
105,9
100
87,1
78,4
52,8
50
32,3
20
0,5
2,2
3,4
2015
2016
2017
9
5,6
0
ΔОПРЧ
Δреактивн
ΔВР
ΔАВР
ΔТН
88
Генерирующие объекты, мощность которых
поставляется в вынужденном режиме
89
Основные механизмы торговли мощностью
Поставка мощности в вынужденном режиме
Основные принципы
Основные
принципы
Продавцы
Покупатели
Кто торгует
Генерирующие объекты, для которых
участие в КОМ на общих основаниях
экономически нецелесообразно, а вывод
из эксплуатации не допустим по
следующим причинам:
•
нарушение электроснабжения,
•
нарушение теплоснабжения
Перечень определяется Правительством
РФ
(решение должно быть принято до
проведения КОМ на год Х+4)
«ВР по электрике»
• Потребители в границах
соответствующего Субъектах РФ
«ВР по электрике»
• Потребители в границах
соответствующей Зоны свободного
перетока
Период поставки
Ежемесячно в течение срока, определенного Правительством РФ
Ограничения
Цена продажи мощности определяется
ФАС России исходя с учетом прогнозной
прибыли от продажи электрической
энергии, вырабатываемой с
использованием соответствующего
генерирующего объекта, не выше цен
продажи мощности по договорам КОМ
или ВР в год предшествующий году
поставки
Покупка не менее 1 кВт (при наличии
покупки по другим механизмам)
90
Процедура отнесения к вынужденным
генераторам
Для всех типов ВР:
Для ВР по теплу:
Орган местного
самоуправления
•
•
Заключение о
невозможности
вывода
Схема
теплоснабжения
Глава
субъекта РФ
•
•
•
Заключение о
невозможности
вывода
Ходатайство об
отнесении к ВР
Согласие о
допустимости
экономических
последствий
Поставщик
Совет рынка
Оценка экономических
последствий
Заявление об
отнесении к ВР
Для ВР по электрике:
Схема развития
Системный оператор
Отсутствие в планах по
выводу из эксплуатации до
года отнесения к ВР
Заключение о
невозможности вывода
из эксплуатации
Поставщик
Минэнерго
Перечень замещающих
мероприятий (ТЭО)
Правительственная комиссия по
вопросам развития электроэнергетики
Правительство РФ
Распоряжение
Правительства РФ
91
Покупка-продажа мощности
95
Определение фактического собственного
максимума потребления – «пика»
● Фактический
собственный
максимум
потребления
(полный
«пик»)
определяется как усредненное по рабочим дням месяца часовое значение
потребления электрической энергии в час максимального потребления
электрической энергии в субъекте Российской Федерации из числа пиковых
часов, установленных Системным оператором
max
W
 q ,h
d
pqфакт

max(
0
;
, j ,m, z
Dm
)
● При этом нерегулируемый «пик» потребления мощности определяется:
факт
нас
ненас
норм
pqитог

max(
0
;
p

p

p

p
, j ,m, z
q , j ,m, z
q , j ,m, z
q , j ,m, z
q , j ,m, z )
● Нерегулируемый «пик» потребления мощности для покупки ВРТ (введен в
связи с отнесением к «особенным» Республики Бурятия):
факт
нас
норм
pqитог_ВРТ

max(
0
;
p

p

p
, j ,m, z
q , j ,m, z
q , j ,m, z
q , j ,m, z )
96
Час максимального совокупного
потребления в субъекте РФ
Потребление э/э в субъекте РФ
W, МВт*ч
Wmax
W3max
W3
W2max
W2
W1max
W1
h, час
Пиковый час
Плановые часы пиковой нагрузки,
установленные Системным оператором
– потребление
в ГТП 1 в час
– потребление
в ГТП 2 в час
– потребление
в ГТП 3 в час
97
97
Статистика совокупного
пикового потребления
Пиковое потребление, ГВт
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Нерегулируемая часть пика
Регулируемая часть пика
63,35
61,95
60,23
60,26
62,38
65,65
65,75
64,2
27,74
28,82
29,6
29,79
27,4
25,16
25,86
25,99
17,61
6,51
18,09
6,31
17,64
6,28
17,55
6,44
1
1
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2011
2012
2013
2
17,65
5,97
2
18,34
5,4
2
18,08
5,63
2
17,71
5,79
2
2014
2015
2016
2017
2018
Пиковое потребление по месяцам 2017 года, ГВт
100
Нерегулируемая часть пика
80
60
Регулируемая часть пика
74,33 74,76
67,49 63,91
59,37 58,26 58,5 60,24 62,57
67,43 70,36
71,76
40
20
30,04 28,86 26,89 25,73 23,71
22,71 22,57 23,25 23,5 26,08 27,63 29,29
20,56 20,12 18,63 17,55
6,8
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1
6,55 5,94
2
3
19,74
16,66 16,07 16,2 16,54 17,32 18,3 19,3
5,5 4,88 4,51 4,21 4,29 5,23 5,81 6,65 7,21
4
5
6
7
8
9
10
11
12
98
98
Покупка мощности в новой модели рынка
с 2016 года
 Объем мощности по ДПМ и КОМ распределяется на потребителей ценовой зоны
пропорционально объемы фактического пикового потребления.
 Объем мощности «ВР по электрике» распределяется на потребителей зоны
свободного перетока
 Объем мощности «ВР по теплу» распределяется на потребителей субъекта
Российской Федерации
99
Объем покупки мощности в ГТП
потребления
 Объем покупки мощности в ГТПП в старой модели:
_ факт
ЗСП
итог
факт _ налич
N qпок

k

p

k
 q,m, zp q, j ,m, z m, zp, z
, j ,m, z
zp
Коэффициент отнесения
ГТПП к ЗСП
Фактический коэффициент
наличия мощности в ЗСП
 Объем покупки мощности в ГТПП в новой модели:
_ факт
пок_ ДПМ
пок_ ВИЭ
пок_ вынужд _ ЦЗ
пок_ КОМ
N qпок

N

N

N

N

, j ,m, z
q , j ,m, z
q , j ,m, z
q , j ,m, z
q , j ,m, z
_ вынужд _ ЗСП
пок_ вынужд _ суб
 N qпок

N
, j ,m, z
q , j ,m, z
~ЗСП
~суб
~ЦЗ
Объемы покупки мощности по различным
механизмам
1. Объемы покупки ДПМ (АЭС/ГЭС), ВИЭ и ВР, распределяемые в ЦЗ:
N qпок_ ДПМ
N qпок_ ВИЭ
  N pпрод_ ДПМ
  qЦЗ
  N pпрод_ ВИЭ
  qЦЗ
pЦЗ
pЦЗ
 qЦЗ 
pqитог
итог
p
 q
pЦЗ
N qпок_ вынужд _ ЦЗ   N pпок_ вынужд _ ЦЗ   qЦЗ
pЦЗ
2. Объемы покупки ВР по электроснабжению, распределяемые в ЗСП:
N
пок_ вынужд _ ЗСП
q
 N
pЗСП
пок_ вынужд _ ЗСП
p

ЗСП
q
 qЗСП 
pqитог
итог
p
 q
qЗСП
3. Объемы покупки ВР по теплоснабжению, распределяемые в
итог
субъекте:
p
q
суб
N qпок_ вынужд _ ЗСП 
 N pпок_ вынужд _ ЗСП  qсубъект
pсубъект
q 
p
итог
q
qсубъект
101
Объемы покупки мощности по
различным механизмам
4. Объемы покупки КОМ, распределяемые в ЦЗ:
N
пок _ КОМ
q
N
прод _ КОМ _ ЦЗ

ЦЗ _ КОМ
q
N
 qЦЗ, f _ КОМ 
СДМ _ факт
q
pqитог  pФСК
f
p
p , f ЦЗ
итог
q
 pФСК
f
_ факт
переток
N прод _ КОМ _ ЦЗ   ( N pпрод _ КОМ  N СДМ
 N pобеспеч _ РД )   N qпок _ МГП _ факт  N ЦЗ
p
pЦЗ
январь - ноябрь
qЦЗ
переток
переток
N ЦЗ
  ЦЗ
 N переток_ КОМ 
N
факт _ пост
p
pKOM ,Out
КОМ _ дек
ЦЗ Out
N
N
декабрь
N
переток
ЦЗ

переток
ЦЗ
N
переток _ КОМ

факт _ пост
p
pKOM ,Out
pGES
 min( N

pKOM ,Out
pGES
КОМ _ дек
ЦЗ Out
N
факт _ пост
p
; N pКОМ )
Покупка мощности ценозависимыми
потребителями
1. Определяется объем фактического пикового потребления
2. Определяется объем покупки мощности в отношении
потребления путем распределения объема равного:
каждой
ГТП
пост _ КОМ
факт _ снижен
N

N


пропорционально объему фактического пикового потребления.
3. Объем мощности, покупаемой ценозависимым потребителем снижается на
объем
его
фактического
ценозависимого
снижения
мощности
(Факт_сниж_мощность)
Объем покупки мощности без снижения
Покупка по Цком
Покупка по
1,25∙Цком
Факт_сниж_мощность
Обязательства по
снижению мощности
103
Переток мощности между ЦЗ
● Поставка мощности
_ КОМ _ переток
N pпрод
 N mпереток

,i , m , z
,z
_ КОМ
N pпрод
,i , m , z
 N
i
прод _ КОМ
p ,i , m , z
p
_ КОМ _ переток
сезон
прод _ КОМ _ переток
прод _ КОМ
S pпрод

k

N

Ц
,i , m , z
m, z
p ,i , m , z
p ,i , m , z
● Покупка мощности
_ КОМ _ переток
N qпок
 N mпереток

, j ,m, z
,z
_ КОМ
СДМ _ факт
N qпок

N
, j ,m, z
q , j ,m, z
 N
j
пок _ КОМ
q , j ,m, z
_ факт
 N qСДМ
, j ,m, z
q
_ КОМ _ переток
S qпок
 S mпрод _ КОМ _ переток 
, j ,m, z
_ КОМ _ переток
N qпок
, j ,m, z
пок _ КОМ _ переток
N
 q, j ,m, z
j
q
105
«Наполнение» объема покупки по
договорам
КОМ/КОМ НГО
СДМ
Крез
«Пик»
Объем
покупки
в ГТПП
ВР
ДПМ
АЭС/ГЭС
ВИЭ
106
Свободные договоры
Свободные двусторонние договоры (СДЭМ и СДМ) являются
частью механизма торговли мощностью по результатам КОМ
● Свободные договоры купли-продажи мощности (СДМ) регистрируются до начала
периода поставки мощности
● СДМ могут быть биржевыми и внебиржевыми, также могут содержать любые
условия поставки и электроэнергии (СДЭМ)
● СДМ могут быть заключены в рамках ценовой зоны
Объем мощности, продаваемый/покупаемый по СДМ учитывается
● при определении для покупателя объема мощности, который он должен купить
по цене конкурентного отбора мощности, путем его уменьшения
● при определении для поставщика объема мощности, который он продает по
цене конкурентного отбора мощности, путем его уменьшения
Объем мощности, продаваемый по СДМ не может превышать
● объема мощности, фактически произведенной поставщиком (приходящегося на
данный СДМ)
● объема мощности, фактически потребленной покупателем, и не покрытый
иными механизмами (приходящегося на данный СДМ)
107
Учет свободных договоров
Поставщик
Потребитель
Факт поставки мощности
Иные договоры и
зарегистрированные СДМ
Иные договоры и
зарегистрированные СДМ
Договоры
СДМ
Фактическая поставка по СДМ
Договоры
СДМ
Обязательства по покупке
Договоры
СДМ
Фактическая поставка по СДМ
Договоры
СДМ
1 МВт покупается
по итогам КОМ
108
Стоимость продажи и покупки мощности
● Стоимость продажи мощности
_ договор
сезон
прод _ договор
прод _ договор
S pпрод

k

N

Ц
,i , m , z
m, z
p ,i , m , z
p ,i , m , z
● Стоимость покупки мощности (кроме КОМ)
_ договор
сезон
пок _ договор
пок _ договор
S qпок

k

N

Ц
, j ,m, z
m, z
q , j ,m, z
q , j ,m, z
● Стоимость покупки мощности (КОМ)
_ КОМ
сезон
пок _ КОМ
пок _ КОМ
небаланс _ иное (  )
S qпок

k

N

Ц

S
, j ,m, z
m, z
q , j ,m, z
q , j ,m, z
q , j ,m, z
109
Стоимостной небаланс
Небаланс
Цена
Цком2
Цком1
1 ЦЗ
2 ЦЗ
Объем
110
Цены продажи КОМ
1.
Для ГТП генерации
_ КОМ
КОМ
Ц pпрод

Ind

Ц
,i , m , z
X
z, X
2.
Для атомных станций 1-й ЦЗ
_ КОМ
КОМ
надб
Ц pпрод

Ind

Ц


Ц
,i , m , z
X
z, X
p ,m, z
3.
Для Калининграда
_ КОМ
_ НЦЗ
Ц pпрод
 Ind X  Ц zКОМ
 Ц pнадб
,i , m , z
,X
,i , m , z
4.
Для просрочивших начало поставки по ДПМ
_ КОМ
проcроч _ ДПМ
Ц pпрод

Ц
,i , m , z
p ,i , m , z
5.
Для Русгидро с надбавкой для ДФО
_ КОМ
КОМ
надб _ ДФО
Ц pпрод

Ind

Ц


Ц
,i , m , z
X
z, X
p ,i , m , z
111
Надбавка для Калининграда
● Расчет надбавки к цене продажи производит КО:
Ц
надб _ НЦЗ
p ,i , m , z

_ надб
Siдля
, z 3
прод _ КОМ
N
 p ,i , m , z
pi
z 1
_ надб
● Siдля
- стоимость для расчета надбавки,
, z 3
определяемая для генерирующего оборудования,
расположенного на территории Калининградской
области, в соответствии с Регламентом 14.
112
Надбавка для ДФО
● Расчет надбавки к цене продажи производит КО:
Ц
надб _ ДФО
p ,i , m , z

_ ДФО
S mнадб
,z
прод _ КОМ
k mсезон

N
,z
m, z
ЦЗ
p
_ ДФО
S mнадб
 S mнадб _ ДФО  m , zЦЗ
,z
 pm , z
надб _ ДФО
ЦЗ
- объем средств для Дальневосточного
федерального округа, устанавливаемый распоряжением
Правительства РФ:
● Sm
2017
РП от 28 июля 2017 № 1615-р
4 799 055 270 руб./месяц
2018
РП от 15 ноября 2017 № 2527-р
3 184 752 246 руб./месяц
● Нерегулируемые «пики» ЦЗ в июле 2017 года:
 Европа – 58,5 ГВт (≈78%),
 Сибирь – 16,2 ГВт (≈22%).
113
Распределение небаланса на ГТП
● Небаланс «иное» распределяется на ГТП
потребления(экспорта) и на ФСК
пропорционально «пику»
_ иное (  )
_ иное (  )
S qнебаланс
 S mнебаланс

, j ,m, z
,z
p
pqитог
, j ,m, z
итог
q , j ,m, z
q
j
_ иное (  )
_ иное (  )
S небаланс
 S mнебаланс

f ,m, z
,z
p
q
j
  p ФСК
f ,m, z
f
p ФСК
f ,m, z
итог
q , j ,m, z
  p ФСК
f ,m, z
f
114
Объемы мощности на ОРЭМ
110
6,02
5,32
6,37
2,76
90
4,87
1,31
4,61
3,7
8,43
10,14
10,09
10,74
12,9
31,5
41,25
41,12
70
50
78,46
70,76
70,04
58,71
44,63
72,38
34,03
35,05
2,98
30
7,64
2,49
3,95
7,35
2,21
4,23
0,92
3,78
25,77
26,97
2,1
0
3,4
0,9
3,58
2,28
24,56
24,15
22,95
22,95
22,65
1,27
0
2
0,9
0
2
1,85
0
2
2,89
0
2
2,98
0
2
2,96
0
2
2,77
0
2
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
3,48
19,94
10
4,38
0,92
1
-10
2011
15,41
20,9
17,92
16,03
10,25
12,36
0,93
1
1,79
1
1,88
1
2,09
2,59
4,23
4,56
1
1
1
1
1
0
2
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2011
7,67
ДПМ_АЭС
ДПМ_ГЭС
ДПМ_ТЭС
ДПМ_ВИЭ
КОМ
СДМ
ВР
115
Стоимости мощности на ОРЭМ
ЦЗ Европы
14,47
500,00
16,60
57,78
58,38
400,00
95,26
83,25
20,26
300,00
42,15
25,69
10,91
13,23
10,91
16,89
18,13
78,44
221,34
216,55
200,00
9,12
15,49
104,08
3,74
6,73
137,28
135,80
166,56
126,57
100,00
136,18
113,89
62,03
0,00
23,88
4,42
Год
76,02
96,92
110,09
43,48
3,82
2011
ДПМ_АЭС
12,91
14,84
18,47
26,10
2012
2013
2014
2015
ДПМ_ГЭС
ДПМ_ТЭС
ДПМ_ВИЭ
КОМ
СДМ
2016
ВР
2017
116
Стоимости мощности на ОРЭМ
ЦЗ Сибири
3,00
120,00
6,79
8,86
11,07
9,57
100,00
16,61
7,33
8,38
80,00
71,09
63,85
49,27
60,00
41,73
10,09
10,31
40,00
2,62
0,50
1,81
5,02
0,00
0,84
1,72
41,80
39,92
40,56
2015
2016
2017
0,12
25,97
16,76
26,97
20,00
5,39
29,42
0,00
0,00
14,13
0,00
0,00
2,51
Год
0,00
6,75
11,40
2011
2012
ДПМ_АЭС
ДПМ_ГЭС
36,26
19,39
2013
ДПМ_ТЭС
2014
ДПМ_ВИЭ
КОМ
СДМ
ВР
117
Объемы КОМ и СДМ
(2018 – январь-апрель)
Объемы КОМ и СДМ, ГВт
80
70
12,9
31,5
60
41,2
41,1
50
40
30
58,7
4
7,3
4,2
3,8
25,8
27
Сибирь 2017
Сибирь 2018
44,6
20
34
35
22,9
22,6
Сибирь 2015
Сибирь 2016
10
0
Европа 2015
Европа 2016
Европа 2017
Европа 2018
КОМ
СДМ
118
Цена покупки мощности за МВт
Цена покупки мощности за МВт
800 000
Цена на МВт покупки Европа
Цена на МВт "пика" Европа
Цена на МВт покупки Сибирь
Цена на МВт "пика" Сибирь
700 000
600 000
500 000
400 000
300 000
200 000
100 000
0
31.12.2015
18.07.2016
03.02.2017
22.08.2017
10.03.2018
26.09.2018
119
Средневзвешенная цена покупки мощности
по регионам за 2017 год
120
Средневзвешенная цена покупки мощности
по регионам за январь-апрель 2018 года
121
Средневзвешенная цена покупки мощности
по регионам за апрель 2018 года
122
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ