Механизмы трансляции цен ОРЭ на розничных потребителей с

О
Механизмы
трансляции цен ОРЭ на
ОА«
розничных потребителей с января 2011 г.
Нормативное регулирование
 С 1 января 2011 года должны вступить в силу Основные положение
функционирования розничных рынков
 Правила функционирования розничных рынков переходного периода с 1
января 2011 года автоматически силу не утрачивают
 Положения Правил функционирования розничных рынков переходного
периода в части расчёта стоимости поставляемой электроэнергии (мощности) с
2011 года не применимы:
 с 2011 года не нужно рассчитывать коэффициент «бета»
 Тарифы используются для определения стоимости услуг
2
Планируемые изменения в
нормативно-правовую базу
 «Короткая розница»:
 Внесение изменений в ПП 530:
 Изменение
названия
Правил
на
Основные
положения
функционирования розничных рынков электрической энергии
 Порядок определения предельных уровней нерегулируемых цен
 Розничная генерация
 Отмена очередных конкурсов на статус ГП
 Внесение изменений в ПП 109
 «Длинная розница» ???
3
Документы во исполнение ПП
 Порядок определения и применения гарантирующими поставщиками
нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), утверждаемый
Правительством РФ
 Детальный порядок расчёта предельных уровней нерегулируемых цен
определяется
 Срок на разработку и внесение в Правительство – 3 месяца
 Порядок определения величины мощности, используемой при
установлении и применении тарифов на услуги по передаче электрической
энергии (мощности), утверждаемый ФСТ РФ по согласованию с Минэнерго ,
ФАС РФ:
 Определение базы для оплаты содержания сетей (заявленная мощность,
присоединённая, фактическая и т.д.)
 Срок – 6 месяцев
4
Изменения в ПП 109 (оплата услуг по
передаче)
1. Оплата услуг по передаче электроэнергии:
 Установление тарифов:
 для целей поставки населению
 одноставочный
 в отношении иных категорий потребителей:
 двухставочный
одноставочный
 Процедура выбора:
 уведомление сетевой организации в течении месяца с даты принятия
решения об установлении тарифов;
 если уведомление отсутствует – по варианту предыдущего года (если
иное не установлено соглашением сторон);
5
Изменения в ПП 109 (прочие
изменения)
2. Тарифы для населения:
 Виды тарифов:
 Одноставочный
 Дифференцированный по зонам суток
 Возможность установление различных тарифов в пределах социальной нормы и
сверх социальной нормы
3. Тарифы прочих потребителей (в неценовых зонах):
 Виды тарифов:
 Одноставочный
 Дифференцированный по зонам суток
 Двухставочный
 Процедура выбора:
 Уведомление ГП до 1 ноября предшествующего года;
 если уведомление отсутствует – по варианту предыдущего года (если иное
не установлено соглашением сторон).
6
Ценообразование на розничных
рынках. Общие положения.
 Поставка населению (и приравненным категориям) – по тарифам
 Поставка прочим потребителям:
 Гарантирующими поставщиками – в рамках предельных уровней
 Прочими сбытовыми компаниями – по соглашению сторон
 ГП в особых регионах (Северный Кавказ, Тыва, Бурятия):
 Покупка электроэнергии и мощности на ОРЭ по тарифам в объёме,
учтённом в Балансе ФСТ
 Продажа на РРЭ - как и в прочих субъектах РФ в ценовых зон
 Особенности расчёта нерегулируемой цены, публикуемой АТС.
7
Определение предельного уровня
нерегулируемых цен до 2011 года
 Предельный уровень нерегулируемой цены:
З


средневзвешенная стоимость покупки э/э
(мощности) на оптовом рынке – публикуется
ОАО «АТС»
+
стоимость инфраструктурных услуг
 Стоимость инфраструктурных услуг
определяется вычитанием их конечного тарифа
тарифа покупки на ОРЭ
Сбытовая
надбавка
Прочие инфраструктурные
платежи (АТС, ЦФР, СО)
Услуги по
передаче
Перекрестное
субсидирование
Тариф покупки на
ОРЭ (на розничном
Стоимость
инфраструктурных услуг
Нерегулируемая
цена с сайта АТС
Предельный уровень нерегулируемых цен ГП
включает в себя перекрёстное субсидирование
рынке)
8
8
Формирование предельного уровня
нерегулируемой цены
2010 год
Стоимость инфраструктурных
услуг – определяется
Нерегулируемая
регулятором
цена с сайта АТС
З
2011 год
РЭКи публикуют стоимость услуг для
целей расчёта предельных уровней
9
9
Предельный уровень нерегулируемых
цен с 2011 года
Предельный уровень нерегулируемых цен:
 Нерегулируемая цена покупки электрической энергии (мощности) на
оптовом рынке - определяется ОАО «АТС»
+
 Стоимость инфраструктурных услуг
 Регулируемые услуги
 услуги по передаче
 сбытовая надбавка
 оплата услуг АТС, СО
Определяется
региональным
регулирующим органом
 Нерегулируемые услуг
 оплата услуг ЦФР
10
Виды предельных уровней
нерегулируемых цен в 2011 году
 одноставочный
предельный
уровень
нерегулируемых
цен,
дифференцированных по годовому числу часов использования мощности;
 одноставочный
предельный
дифференцированный по зонам суток;
уровень
нерегулируемых
цен,
 двухставочный предельный уровень нерегулируемых цен,
 в том числе предельный уровень нерегулируемых цен для покупателей,
осуществляющих почасовое планирование и учёт.
Выбор вида предельного уровня нерегулируемых цен осуществляется в
соответствии с порядком выбора варианта тарифа на передачу, предусмотренным
Основами ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии.
11
Виды предельных уровней
нерегулируемых цен с 2012 года
Ценовая
категория
Цена АТС
З
Стоимость услуг
первая
Одноставочная,
дифференцированная по ЧЧИ
одноставочная
вторая
Одноствочная,
одноставочная
дифференцированная по зонам
суток
третья
Двухставочная
одноставочная
четвёртая
Двухставочная
двухставочная
пятая
Почасовые цены
одноставочная
шестая
Почасовые цены
двухставочная
12
12
Процедуры выбора ценовой категории
 Уведомление гарантирующего поставщика в течении одного месяца с даты
принятия решения об установлении тарифов на передачу;
 Вторая ценовая категория – только при наличии зонных приборов учёта;
 Третья – шестая ценовые категории – только при наличии почасовых
приборов учёта;
 Переход на третью - шестую ценовую категорию возможен при уведомлении
ГП за рабочих 10 дней да начала расчётного периода;
 если ценовая категория не выбрана на 2012 год – применяется первая, в
дальнейшем – ценовая категория предыдущего года.
13
Расчёт одноставочной нерегулируемой
цены
 Вариант применяемый по умолчанию – цена дифференцированная по
З
диапазонам ЧЧИ
 Расчёт по среднему ЧЧИ, определённому региональным регулирующим органом
Диапазоны ЧЧИ:
Границы диапазона, в часах
нижняя граница
верхняя граница
Коэффициент
оплаты мощности
7001
и выше
0,001600
6501
7000
0,001778
6001
6500
0,001920
5501
6000
0,002087
5001
5500
0,002286
4501
5000
0,002526
-
4500
0,002824
14
14
Расчёт по среднему ЧЧИ
Ежегодно не позднее 1 декабря (в 2011 году – не позднее 1 февраля):
 все
гарантирующие
поставщики
предоставляют
в
региональные
регулирующие органы
распределение полезного отпуска потребителям по
диапазонам ЧЧИ;
При наличие инициативы регионального регулирующего органа в течении года:
 Региональный регулирующий орган:
 рассчитывает величину среднего ЧЧИ
 в течении 5 дней с момента расчёта направляет её в:
o ФСТ РФ
o АТС
o гарантирующему поставщику
15
Расчёт по среднему ЧЧИ (2)
 Гарантирующий поставщик в течении 5 дней с момента получение уведомления
от РЭК направляет вариант расчёта одноставочной цены (по среднему ЧЧИ/по
диапазонам) в:
 региональный регулирующий орган
 ФСТ РФ
 АТС
 АТС:
 Если получает уведомление от регионального регулирующего органа, а
также согласие от гарантирующего поставщика – рассчитывает одноставочную
цену исходя из среднего ЧЧИ – «Система двух ключей»
 В остальных случаях – дифференцированно по диапазонам ЧЧИ
При расчёте по среднему ЧЧИ используется коэффициент оплаты
мощности для диапазона числа часов использования мощности,
которому соответствует среднее число часов использования
мощности.
16
Виды цен, публикуемых АТС
 дифференцированную по диапазонам числу часов использования мощности цену
на электрическую энергию (мощность);
 дифференцированную по зонам суток цену на электрическую энергию
(мощность);
 цену на электрическую энергию;
 средневзвешенную нерегулируемую цену на мощность на оптовом рынке;
 дифференцированные по часам расчетного периода нерегулируемые цены на
электрическую энергию:
 для запланированных объёмов (цена РСВ);
 для незапланированных объёмов (цена БР);
 для превышения планового потребления над фактическим (РСВ - «БР-»);
 приходящиеся на один киловатт-час разницы предварительных требований и
обязательств по результатам конкурентных отборов на сутки вперед и для
балансирования системы:
 небаланс РСВ;
 небаланс БР
17
Особенности расчёта предельных уровней
нерегулируемых цен
 Заключение адресных СДД
З
 Коэффициенты по «реактивке»
 Исключение оплаты ставки на компенсацию потерь в случае, если
потребитель присоединён в шинам станции
 Не урегулирован вопрос с почасовиками
18
18
Розничная генерация
 Возможность продажи электроэнергии на розничном рынке
 установленная мощность < 25 МВт
 установленная мощность
продаже только на ОРЭ:
=> 25 МВт в случае отсутствия требования о
 до 2012 года – для всех станций
 для единых комплексов потребителей с собственной генерацией
 Кому можно продавать?
 В ценовых зонах – любому покупателю (в том числе ГП), точки поставки
которого располагаются в зоне деятельности того же ГП
 В неценовых зонах:
 станции обязанные выйти на ОРЭ – только ГП (до момента выхода на
ОРЭ)
 прочие – любому покупателю точки поставки которого, располагаются в
зоне деятельности ГП
19
Ключевые изменения на ОРЭ с 2011
года
 Запуск рынка мощности
 Формирование регулируемых договоров только для населения, а также
только в отдельных субъектах РФ
 Рынок электроэнергии – без существенных изменений
20
Рынок мощности
О
ОА«
Участие в рынке мощности для различных
видов генерации
Механизмы оплаты мощности на ОРЭ
З
Договора о
предоставлении
мощности (ДПМ)
Договора с новыми
АЭС/ГЭС
 договора на 10 лет
 договора на 20 лет
 цена учитывает
окупаемость инвестиций
(в течении 15 лет)
 мощность оплачивается
по тарифу ФСТ
 тариф учитывает
окупаемость инвестиций
(в течении 25 лет)
Конкурентный отбор
мощности (КОМ)
Вынужденные
генераторы
22
22
Конкурентный отбор мощности
Заключение
ДПМ и
договоров с
новыми АЭС
и ГЭС
Конкурентный отбор
мощности З
КОМ
на 4 года
вперед
Строительство новой,
поддержание действующей
мощности
4 года
Период поставки
и оплаты - 1 год
На первые годы: конкурентный отбор проводится менее, чем за 4 полных года
• на 2011 год – до 1 октября 2010 года (если вступили в силу все нормативноправовые акты)
• на 2012, 2013, 2014 и 2015 годы – до 1 июля 2011 года
В рамках конкурентного отбора ежегодно на четыре года вперед:
●
●
●
Системный оператор определяет (с учетом заявок потребителей) прогноз и структуру
потребления, величину необходимого резерва и задает кривую спроса
Поставщики подают ценовые заявки, формируя ценовое предложение
По итогам конкурентного отбора определяются:
● генерирующие объекты, мощность которых необходима в году поставки
● цены продажи мощности по итогам конкурентного отбора
● цены покупки мощности по итогам конкурентного отбора по ЗСП
23
и формируются обязательства поставщиков по поставке мощности
23
Антимонопольное регулирование
На этапе подготовки к конкурентному отбору
●
●
З
ФАС России проводит анализ конкуренции в зонах свободного перетока и определяет
●
зоны свободного перетока с ограниченной конкуренцией –при проведении отбора
мощности предельный уровень, утверждаемый Правительством РФ
●
зоны свободного перетока, в которых есть конкуренция – отбор проводится без
предельного уровня
Участники оптового рынка направляют в ФАС России сведения об аффилированности
(после выхода постановления о правилах антимонопольного контроля)
●
ФАС может определить особые условия участия в конкурентном отборе некоторых
поставщиков
При проведении отбора
●
Контроль экономической обоснованности цен в заявках
После проведения отбора
●
При выявлении ФАС случаев манипулирования ценами возможность отмены результатов
конкурентного отбора по решению Наблюдательного совета
НП «Совет рынка» и
проведения повторного отбора
24
24
Предельные уровни
При выявлении ФАС оснований для установления и применения максимальной
цены в 2011 году применяется:
З
Максимальная цена на мощность на 2011 год:
●
112,5 тыс.руб. за МВт для первой ценовой зоны (118,125 тыс.руб/МВт с учетом СН)
●
120,35 тыс.руб. за МВт для второй ценовой зоны (126,37 тыс.руб/МВт с учетом СН)
Для проведения конкурентных отборов на последующие годы
значения максимальной цены на мощность устанавливаются
Правительством РФ по предложению ФСТ России
Минимальная цена продажи мощности по результатам конкурентного отбора:
●
Минимальный тариф тепловой генерации в ценовой зоне с ежегодной индексацией
– 37,4 тыс.руб за МВт для первой ценовой зоны
– 52,2 тыс.руб за МВт для второй ценовой зоны
●
Применяется только в тех ЗСП, где при проведении конкурентного отбора
применяется Максимальная цена на мощность
25
25
Конкурентный отбор мощности при
наличии ценового ограничения
При проведении конкурентного отбора:
З
●
Поставщики подают заявки с ценами, не выше предельного уровня цены на мощность,
формируя кривую предложения (заявки с ценами выше предельного уровня не
рассматриваются)
●
Отбирается мощность, генерирующих объектов, технические параметры которых обеспечивают
функционирование энергосистемы
Спрос
Цена
Предельный уровень цены
Цена конкурентного отбора
Мощность не прошла отбор
–
Приоритетно учитываются объемы
обязательных инвестиционных
проектов (ДПМ, новые АЭС и ГЭС)
Отобранный объем мощности
не будет оплачена,
если не отнесена к
«вынужденным»
генераторам
Объем
26
26
Особенности конкурентного отбора в
отсутствие ценового ограничения
Особенности проведения конкурентного отбора без ценового ограничения:
●
●
●
Поставщик, владеющий значительной долей генерацииЗв ЗСП, может подать ценовую заявку
только на объем мощности, не превышающий 15% (10% во 2-ой ценовой зоне) мощности в ЗСП,
а на остальной объем – подается ценопринимающая заявка
15% наиболее дорогого предложения (10% во 2-ой ценовой зоне) не формирует маржинальную
цену конкурентного отбора
Отбирается мощность, генерирующих объектов, технические параметры которых обеспечивают
функционирование энергосистемы, НО цена отбора определяется без учета технических
параметров
Определение цены без учета
технических параметров
Спрос
Цена
Отбор с учетом технических
параметров
Оплата по минимуму
из заявки и тарифа
Маржинальная цена
конкурентного отбора
Приоритетно учитываются
● ДПМ, новые АЭС и ГЭС
● Ценопринимающие заявки
15% самого
дорогого
предложения
Объем
Не отобраны
27
Объем
27
Если на конкурентном отборе не отобрано
достаточно мощности
Предложение на конкурентном отборе не покрывает
З спрос
Цена
СПРОС
Цена конкурентного отбора
Отбор новой
мощности на
условиях ДПМ
Учет ДПМ
Отобранный
Объем
объем мощности
В отношении инвестиционные проекты, отобранных на дополнительном
отборе, заключаются договоры, аналогичные ДПМ, цена в которых
соответствует цене в заявке на отбор (но не выше, чем цена мощности в ДПМ
для объекта соответствующего типа)
28
2828
Результаты КОМ
По итогам проведения КОМ СО формирует результаты КОМ
●
●
●
●
перечень отобранных ГЕМ
объем отобранной мощности в отношении каждой ГЕМЗ
цена продажи мощности для каждой ГЕМ
цена покупки мощности для каждой ЗСП
После проведения КОМ АТС рассчитывает предварительные цены по ЗСП для
покупателей с учетом «небаланса»
ГЕМ, мощность которых не отобрана на КОМ
Не продают мощность и
могут вывестись из
эксплуатации
Не могут быть выведены из эксплуатации –
ВЫНУЖДЕННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ
Продажа и э/э и мощности
по ценам, установленным
ФСТ
Продажа э/э по ценам
РСВ/БР без продажи
мощности
Мощность вынужденных генераторов оплачивается покупателями ЗСП (увеличивается
коэффициент резервирования). Мощность вынужденных из-за теплоснабжения –
покупателями субъекта РФ
29
29
Оплата мощности покупателями
Механизмы покупки мощности
● по ДПМ и договорам с новыми АЭС и ГЭС
З
● покупка мощности генерации, поставляющей мощность в вынужденном режиме
● по свободным договорам
● по цене конкурентного отбора мощности
Объем покупки мощности на оптовом рынке:
● объем покупки пропорционален фактическому пиковому потреблению
● оплата
новой мощности по ДПМ и договорам
ГЭС – равномерно потребителями ценовой зоны
с
новыми
АЭС
● оплата отобранной на конкурентном отборе мощности по ценам в ЗСП
● оплата мощности генерации, поставляющей мощность в вынужденном режиме,
равномерно потребителями зоны свободного перетока
● оплата
новой мощности, отобранной при нехватке предложения на
конкурентом отборе, – равномерно потребителями зоны свободного перетока
30
30
Оплата мощности ДПМ
●
ДПМ заключаются в отношении всех ГТП потребления в ценовой зоне (в т.ч. ГТП
потребления на собственные нужды станций)
З
●
При заключении ДПМ в каждом договоре фиксируется исходный объем мощности
исходя из пикового потребления за 1-ый квартал 2010г., но не менее 1 кВт
ГТП
Ген.объект
ДПМ
потребления
ГТП
потребления
ГТП
Начальный объем – распределение установленной
мощности
ДПМ
пропорционально
пиковому
потреблению 1-го квартала 2010 года за вычетом
норматива потребления на собственные нужды
потребления
●
По итогам месяца – распределение фактически поставленного объема объекта
ДПМ пропорционально фактическому пиковому потреблению (сверх норматива
собственных нужд)
●
Фактически поставленный объем объекта ДПМ определяет СО исходя из
аттестованного объема и выполнения требований по готовности (минус
потребление на собственные нужды в рамках норматива)
●
Штрафы начисляются на объем неаттестованной мощности
31
31
СДМ
Корректировка объёма мощности по СДМ:
1. Определяются свободные объёмы мощностиЗпродавца и покупателя:
•
Объём покупки – покупка по обязательным договорам – 1 МВт
2. Определяется предварительный объём мощности поставленный по СДМ:
•
Минимум из объёма договора и свободного объёма продавца
•
Если у продавца несколько СДМ– снижение пропорционально объёмам
договоров
3. Определяется объём мощности, фактически принятый по СДМ:

Минимум из свободного объёма покупателя и предварительного объёма
мощности, поставленного по СДМ

Если у покупателя несколько СДМ – снижение пропорционально
предварительным объёмам мощности, поставленным по СДМ
Продажа/покупка излишних объёмов мощности по СДМ
не возможна
32
32
Очередность выполнения
обязательств по покупке мощности
•
З
Различные механизмы
покупки мощности
Объем покупки
по ценам КОМ
определяется по
остаточному
принципу
КОМ
СДМ
Пик·k
СДМ
Вынужденные
1 МВт
Фактический СДМ
КОМ
•
Зарегистрированный СДМ
По итогам месяца
определяется объем
мощности, подлежащий
покупке на оптовом рынке
Вынужденные
ДПМ,
ДПМ,
АЭС/ГЭС
АЭС/ГЭС
33
33
СДЭМ до и после 1 января 2011 года
Рынок мощности переходного периода:
 Заключение СДЭМ существенно влияет на
цену покупки мощности на ОРЭ:
 Существует большая дифференциация
между гарантированным уровнем оплаты
мощности для поставщиков (различные
тарифы)
 Существует возможность перепродажи
мощности, излишне приобретённой по СДЭМ
Существенные стимулы для
заключения СДЭМ
З
ДРМ:
 Заключение СДЭМ существенно НЕ
влияет на цену покупки мощности на ОРЭ:
 Большинство производителей имеют
одинаковый гарантированный уровень
оплаты мощности
 Нет возможности перепродажи
мощности, излишне приобретённой по
СДЭМ
Стимулы для заключения СДЭМ
практически отсутствуют
34
34
Нерегулируемая цена на электроэнергию
З
цена РСВ
цена БР
небаланс РСВ
небаланс БР
плановое потребления в час h
покупка для населения в час h
35
35
Нерегулируемая цена на мощность
З
- нерегулируемая цена на мощность в месяце m
- стоимость покупки мощности в месяце m-1
- пиковое потребление в месяце m-1
- корректировка
При расчёте
:
 учитываются все расходы на покупку мощности на ОРЭ;
 покупка по СДМ учитывается по цене КОМ
 не учитываются штрафы
36
36
Нерегулируемая цена на мощность (2)
Особые случаи:
З
 январь 2010 года
Нет данных за
предыдущий месяц
 первый месяц участия в ОРЭ
В качестве
используются прогнозные цены, утверждённые
в разбивке по ЗСП на календарный год
37
37
Зонная нерегулируемая цена
Ночь
2010 год
Цена на
электроэнергию
Полупик
Цена на электроэнергию
«+»
Мощность:
• ЧЧИ ГП
•потребление э/э в данной
зоне суток
Пик
Цена на электроэнергию
«+»
Мощность:
• ЧЧИ ГП
•потребление э/э в целом за месяц
«-»
Мощность:
• оплаченная в «полупике»
2011 год
Цена на
электроэнергию
Цена на электроэнергию
«+»
Мощность:
• ЧЧИ ГП
•потребление э/э в данной
зоне суток
Цена на электроэнергию
+
Мощность:
• ЧЧИ 4501
•потребление э/э в целом за месяц
Мощность:
• оплаченная в «полупике»
Рост цены в пиковой зоне
38
38
Временный регламент
Сроки публикации цен:
за январь – в течении 15 календарных дней с даты опубликования
Правил оптового рынка, но не ранее 4 марта
 за февраль – в течении 15 календарных дней с даты опубликования
Правил оптового рынка, но не ранее 20 марта
 с марта и далее - в течение 4 календарных дней по окончании
расчетного периода
Предоставление информации участниками:
в течении 5 календарных дней с даты опубликования Правил оптового
рынка
39
39
З
Спасибо за внимание!
40
40