РЕФОРМА РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ИТАЛИИ ЛУКА ЛО СКЬЯВО Autorità per l’energia elettrica e il gas, Италия Заместитель директора по вопросам качества и связей с потребителями ЭРРА - Курс по мониторингу, Алматы, 2 февраля 2006 г. Сектор электроэнергетики до либерализации (1999) • Доминировала государственная монополия Enel • Местные коммунальные предприятия и самостоятельные производители владели некоторыми генерирующими активами и снабжали небольшую часть рынка Снабжение (1999) Генерация (1999) 5% ENEL 7% ENEL 10% 24% Самост. произв . Самост. произв . 71% Местн. комм. предпр. Местн. комм. 83% предпр.Local utilities Либерализация: основные вехи 1992: акционирование ENEL 1995: Закон 481 - объявлена либерализация, создан регулирующий орган 1997: регулирующий орган начинает работать, переходит к заранее установленным тарифам 1999: Закон об электроэнергии (внедрение Директивы ЕС 96/92/EC) 1999: приватизировано 32 % Enel 1999: нормативные принципы тарифов/качества для передачи и распределения 2000-2003: заключение двусторонних контрактов; 2003: новый Закон об электроэнергии; дальнейшая приватизация Enel 2004: начало Энергетической биржи Италии; свободны все небытовые потребители Либерализация: основные вехи 1999: Закон об электроэнергии (внедрение Директивы ЕС 96/92/EC) • Разделение учета/юридическое разделение • Введение конкуренции и свободного ценообразования в генерации • Доля рынка ENEL упала ниже 50% к 2003 году • Созданы 3 генерирующие компании и проданы, представляют 15 из 56 ГВт • Предусматривается оптовый рынок и единый покупатель • Создание независимого системного оператора (GRTN) • Муниципалитеты получили право приобретать местные распределительные сети • Потребители с потреблением более 30 ГВтч/год - свободны Прогресс либерализации: Критерии для получения свободного статуса Порог для потребителей и консорциумов Порог для каждого члена консорциума или места Потребление потенциально свободных потребителей 1999 2000 2002 29 апреля 2003 г. 30 20 9 ГВтч/г 0,1 ГВтч/г ГВтч/г ГВтч/г 2 1 1 0,1 ГВтч/г ГВтч/г ГВтч/г ГВтч/г 30% 35% 40% > 60% Количество 2.000 потенциально свободных потребителей 1 июля 2004 г. Все небытовые потребители 80% 3.000 5.000 > 180.000 > 7.000.000 Электроэнергетический баланс 2003 ВАЛОВОЕ ПРОИЗВОДСТВО ВСЕГО ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСЛУГИ ПРОИЗВОДСТВА 294 ТВтч 14 ТВтч НЕТТО ПРОИЗВОДСТВО ВСЕГО 280 ТВтч ПОТРЕБЛЕНИЕ НАСОСОВ 10 ТВтч ПРОИЗВОДСТВО ДЛЯ ПОТРЕБЛЕНИЯ 270 ТВтч ЧИСТЫЙ ИМПОРТ/ЭКСПОРТ 51 ТВтч 16 % ПОСТАВЛЕННАЯ ЭНЕРГИЯ 321 ТВтч 100 % ПОТЕРИ КОНЕЧНОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ НЕСВОБОДНОГО РЫНКА (*) (*) потери включены 21 ТВтч 6% 300 ТВтч 182 ТВтч 57% Ключевые цифры ГОД 2002 (сметные данные без самост. пр-ва) ENEL 54% ИМПОРТ 16% ENEL 95% ENEL 89% БЫТОВЫЕ 21% МУНИЦИП. И НЕЗАВ. ПР. 30% ДРУГИЕ 5% МУНИЦИПАЛИТЕТЫ И ДР. 11% С/Х ПРОМ-ТЬ УСЛУГИ 2% 53% 24% СНАБЖЕНИЕ ПЕРЕДАЧА (собственность на активы) РАСПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЕЧНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ Импортированная генерация - 14% общей генерации - Дешевле, чем внутренняя генерация - Трансграничная передающая мощность ограничена – Италия размещает 50 % имеющейся мощности на каждой границе – Приоритет отдают долгосрочным контрактам – Остальное распределяется посредством рыночных механизмов TSO (на долгосрочной и краткосрочной основе) Подход, основанный на двусторонних контрактах - Крупные потребители заключают контракты на генерирующую мощность с трейдерами на стороне снабжения, действуя от имени производителей (во многих случаях трейдер и производитель принадлежат одному и тому же холдингу) - Потребитель заключает контракт на передающую мощность с национальным TSO напрямую или через трейдера - Если необходимо, потребитель также заключает контракт на распределительную мощность с местной DSO - За исключением некоторых минимальных требований условия контрактов (цена, длительность, и т.д. …) устанавливаются между трейдером и потребителем свободно - Трейдер продает либо внутреннюю мощность генерации, либо импортированную Новые рамки: Оптовый рынок электроэнергии + двусторонние контракты Распределители Acquirente Unico (Единый покупатель) GRTN Требования к резервам Предложения снабжения и заявки спроса Резервные предложения Несвободные потребители Заявки спроса CIP6 и осн. станция, которая « должна работать Energy Энергетический Рынок рынок резервов Market Эл.станция Резервные без контрактов предложения GME Предложения снабжения Свободные потребители Двусторонние контракты Эл.станции с двусторонними контрактами Организованный оптовый рынок электроэнергии • Рынок на день вперед - Зональные цены (сторона предложения) - Единая национальная цена усредненная по зональным ценам (сторона спроса) - Системная предельная цена • Корректирующий рынок - Зональные цены - сторона спроса и предложения - Системная предельная цена • Балансирующий рынок - Рынок для управления перегрузками, операционного резерва и балансирования в реальном времени - Плати как делаешь заявку - Обязателен для всех генерирующих блоков, которые соответствуют техническим требованиям, установленным TSO • Другие вспомогательные услуги, не поставляемые через рыночные механизмы (например, первичный резерв, реактивная энергия, прерываемые нагрузки, отказ от нагрузки, запуск из полностью обесточенного состояния и т.д.) 15 Энергетический рынок на день вперед: Определение количеств и цен по предельной цене системы Кривая спроса Клиринговая цена Кривая предложения Плановое количество Плата за передачу - Тарифы, определенные регулирующим органом по предупреждающему принципу и обновляемые каждые 4 года (но каждый год для капитальных затрат) - Плата за передающую мощность: - Покрывает капитальные затраты, износ и операционные затраты - Капитальные затраты рассчитываются на основании - Сметной RAB, используя стандартный метод затрат - WACC, полученной по модели CAPM (6,7%) - Износ рассчитывается по прямолинейному методу на 35 лет для линий, 20 лет для трансформаторных станций - Операционные затраты подвергаются ценовому пределу RPI-X+Y (X=2?5%) - Плата по методу почтовой марки - Дифференцирована по времени (F1,F2,F3.F4 циклы) Более пристальный взгляд на плату за передачу - Дополнительная плата за перегрузку - - - - Ноль, если нет перегрузки В случае перегрузки (всегда) страна разделяется на ценовые зоны, согласно основным ограничениям по передаче (см. рисунок) Трейдер оплачивает разницу между средневзвешенной национальной ценой и ценой в зоне, где расположен производитель Затем дополнительная плата перекладывается на потребителя Рента по перегрузкам используется для снижения тарифов за мощность результат: все потребители платят национальную среднюю цену, в то время как цена, полученная производителями, варьируется в зависимости от зон Основные ограничения на передаче Энергетический рынок на день вперед Механизм расщепления рынка Потоки сопоставимы с доступной передающей мощностью? ДА Единая национальная цена НЕТ Энергетические потоки между зонами Расщепление рынка Графики Национальные графики закачки/отбора закачки/отбора, соответствующие имеющейся передающей мощности Цена импортирующей зоны > Цена экспортирующей зоны Зональные цены продажи Единая цена закупки Пример расщепления рынка Несвободный рынок: Регулирование AU (единый покупатель) и распределителей • AU (единый покупатель) отвечает за снабжение электроэнергией несвободного рынка. Он должен покупать электроэнергию на наилучших условиях и должен хеджировать рыночные цены посредством долгосрочных контрактов (физически и CfD). • Затраты распределителей переносятся на поставщиков электроэнергии на несвободном рынке (и затраты диспетчеризации, и стоимость энергии). Они возмещают все эти затраты за счет конечных потребителей. - Бытовые потребители (21 % рынка) – несвободны и, следовательно, отличаются от коммерческих потребителей (не могут выбирать поставщиков) - Их тариф регулируется, един для всей страны, обновляется каждые три месяца с учетом стоимости энергии и отражает: – Затраты AU по оптовому приобретению энергии – Затраты передачи и распределения – Среднюю регулируемую стоимость снабжения СРЕДНЯЯ ЦЕНА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ: ФРАНШИЗНЫЕ ПОТРЕБИТЕЛИ (МАРТ 2003) (11,72 евро центов/кВтч) 0,92 (78,6%) 4,61* € центов/кВтч ЗАТРАТЫ НА ТОПЛИВО Возобновляемые как Cip6 39,3% 0,05 (4,2%) Вывод из эксплуатации АЭС 0,03 (2,6%) R&D Levy 4,78 € центов/кВтчh 40,8% ПОСТОЯННЫЕ ЗАТРАТЫ Генерация, передача, распределение 2,18 (45,6%) распределение 0,34 (7,1%) передача 2,26 (47,3%) генерация 9,9% 1,16 € центов/кВтч НАЛОГООБЛОЖЕНИЕ Неокупаемые затраты 0,03 (2,6%) Интеграция в мелкие изолированные систем 1,17 € cents/kWh 10,0% 0,14 (12%) Насколько успешным был первый период регулирования? Средние тарифы для несвободных потребителей, 1998-2004 cent/kWh 12,00 10,00 8,00 fuel costs special costs non-fuel costs 6,00 4,00 2,00 20 04 II I I V 20 03 I II I V 20 02 I II I V 20 01 I II I V 20 00 I II I V 19 99 I II I V I 19 98 0,00 Тарифы выросли, но немного снизились без учета цен на топливо Тарифы: цена электроэнергии в сравнении с ценой нефти 180 160 ЦЕНА НЕФТИ numeri indice (III bim 1997=100) 140 120 100 ЦЕНА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 80 60 40 97 may 98 99 00 01 02 03 gen gen gen gen gen gen Структура рынка Доля основных электрических компаний в чистом выходе продукции, 2003 Enel Group 49,4% Edison Group 12,3% Edipower 7,5% Endesa Italia 6,4% Tirreno Power 2,3% Enipower 2,0% ERG Group (ISAB Energy + ERG) 1,8% Sarlux 1,6% AEM Milano 1,3% CVA Group 1,0% Centro Energia (Foster Wheeler) 0,7% ASM Brescia 0,6% AEM Torino 0,5% Cartiere Burgo 0,5% Apienergia 0,5% Elettra GLT - GLL (Lucchini) 0,5% Acea-Electrabel 0,4% IVPC Group 0,3% AGSM Verona 0,3% Other generators 9,9% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% Source: Data provided by operators. Очень высокий уровень концентрации рынка 45% 50% Мониторинг рынка • Мониторинг рынка и оценка смягчения рыночной власти • Мониторинг необходим на этапе перехода (сотрудничество с Антитрастовым органом): - Рыночные индексы (например, индекс концентрации Хиршмана-Герфиндаля, индекс неустойчивости, индекс средних цен) - “основные” индексы (стратегическое поведение участников рынка) • Регулирующие действия не могут дать тот же эффект, что более конкурентная структура рынка • Предел заявок: (500 Евро/МВтч) единый для всех электростанций, дающих заявки на энергетической бирже • Контракт на разницу для хеджирования рыночных цен Злоупотребление рыночной властью - Ненормальные скачки цен расследования (2004) и совет Антитрастовому Агентству - Злоупотреблению рыночной властью со стороны ENEL способствовало: - Доминирующее положение на рынке генерации - Доминирующее положение на последующем рынке (на национальном уровне и на единых местных рынках) - Сотрудничество других участников - Виртуальные электростанции Основной анализ Пример основного анализа Север Юг Сицилия Сардиния Источник: MO % часов с 1 или % часов, когда необх. опер. более необх. операт. A B C D 94 6 0 1 94 100 0 0 0 100 93 0 0 0 93 28 62 19 0 64 DR z , h Dz , h Imp max, h 0 Где: DRz,h - “остаточный спрос” гипотетического монополиста для зоны “z” в час “h” Dz,h – общий спрос на электроэнергию для зоны “z” в час “h” (без импортируемой из-за рубежа мощности) Impmax,h – максимальный объем потенциальных потоков энергии, прибывающих A, B, C, D: остаточные операторы. в зону “z” в час “h” из соседних внутренних зон (т.е. с Севера в Центральный север; из Центра на Юг и т.д.) Ликвидность рынка Ликвидность энергетического рынка Италии в сравнении с ликвидностью европейских энергетических рынков (%) 85* 90 80 65 70 60 50 40 28 30 20 11 9 2 10 0 OMEL IPEX Nood Pool APX EEX PowerNext *Обязательное участие 2 NETA 2 EXAA Пул и двусторонние контракты Энергия, продаваемая в пуле по "Sistema Italia" (ТВтч) Пул Добавочный пул 30 25 8,9 20 15 19,8 16,6 17,9 18,1 16,0 19,1 18,2 19,3 18,8 10 5 7,4 6,8 7,1 8,5 Апрель май июнь июль 7,4 7,3 август Сентябрь 8,3 6,9 9,1 17,9 16,8 Январь Февраль 7,7 0 Источник: Данные, представленные MO. Октябрь Ноябрь декабрь Некоторые позитивные результаты Некоторые позитивные результаты Ipex (Энергетическая биржа Италии): закупочная цена MGP (PUN) Полная либерализация снабжения - К 2007 году все потребители будут свободными - Готов ли рынок? - Будет ли справочный тариф/ гарантирующий поставщик? - Роль регулирующего органа развивается с ходом времени