'

НОРЭМ и розничные рынки: Основные изменения для участников

Понравилась презентация – покажи это...





Слайд 0

1 НОРЭМ и розничные рынки: Основные изменения для участников Начальник Департамента рынка Центра управления реформой Л. В. Ширяева


Слайд 1

2 Изменения в оптовом рынке получение и лишение статуса субъекта оптового рынка система обязательных договоров осуществление финансовых расчетов планирование производства и потребления подача ценовых заявок на покупку/продажу электроэнергии торговля электроэнергией по регулируемым ценам торговля электроэнергией по конкурентным ценам: На сутки вперед в балансирующем рынке торговля мощностью оплата потерь и системных ограничений антимонопольные меры и многое другое…


Слайд 2

3 Основные изменения в регулируемом секторе Получают РД на объемы э/э и мощности в прогнозном балансе, датированным: в 2006 г. - на 20 июля 2006 года в 2007, 2008гг. и далее - на 31 декабря 2006 г. Объемы потребления населения – всегда 100% (за счет увеличения поставок по РД поставщиков) В 2007г. – обязательная «либерализация» ~ на 5% (!учитывать 100% населения), в 2008г. и далее – от 5 до 15% !!! Объемы для формирования РД не меняются, даже если изменился баланс. Объемы «делятся» между старыми и новыми участниками пропорционально: балансовым решениям (для «100%» участников) договорному объему потребления на рознице (для частичных) Объемы РД могут быть снижены добровольно не более, чем на (? 5 – 15%) Э/э, недокупленная (перекупленная) по РД, торгуется на РСВ и по СДД Мощность – с 2007 г. - в отклонениях – дороже чем в РД


Слайд 3

4 Изменения в ценообразовании в регулируемой части ЕСТЬ тарифы для поставщиков, НЕТ тарифов для покупателей – есть индикативные цены (для «привязки» по РД и для конечных тарифов на розничном рынке): в 2006 г. = одноставочные тарифы 2006 г. с 2007 г. – две отдельные цены – на э/э и на мощность с 2008 г. – метод индексации тарифов 2007 г. покупка в РД 3% потерь и системных ограничений: стоимость потерь вычитаем из платы за услуги по передаче, ! Изменение условий договора на услуги по передаче стоимость системных ограничений – из фонда разницы узловых цен


Слайд 4

5 Новый товар - мощность По сути – право на загрузку генератора, входящего в «пул» Пул поставщиков – обеспечивает взаимозаменяемость и коллективную ответственность поставщиков за качество мощности в системе Соблюдение установленных СО характеристик поставщика: Участие в регулировании частоты и напряжения Соблюдение графика ремонтов и подача ценовой заявки до Pmax Конкурентное поведение в РСВ и БР Штрафы за непредоставление мощности


Слайд 5

6 Некоторые особенные участники Поставщики с потребителями на шинах, приграничной торговлей, потребители с блок-станциями Прозрачная диспетчеризация Отдельная ГТП генерация и ГТП потребления ИЛИ (для потребителей с блок-станциями) статус участника с регулируемым потреблением Отдельные заявки на производство и потребление Сальдирование производства и потребления (для генерации – только в пределах норматива на собственные нужды) - нет «двойной» оплаты инфраструктурных платежей В балансирующем рынке – возможность подачи оперативных «взаимокомпенсирующих» заявок на изменение загрузки/потребления Неразделенные АО-энерго (на 1 августа - 5) Отдельное участие в рынке по генерации и потреблению + См. выше Вынужденные режимы (ГЭСы, АЭСы, технологические минимумы) В РСВ – по ценоприниманию, Для ГЭС: Риски водности - учет в формуле индексации (отклонения объемов РД от фактической выработки) Ограничения на заключение долгосрочных РД – только на объемы минимальной выработки (по маловодному году)


Слайд 6

7 Привязка по РД Основные принципы: Соблюдение планового баланса ФСТ Ограничения по загрузке (Р мин, Р макс), для потребителей - не превышение максимуму заявленной мощности Системные ограничения – «сходимость» электрических режимов Стоимостные равенства (обязательства покупателей по оплате = требования поставщиков) Основные «волнения»: Много «мелких» РД = иногда большое число контрагентов у одного участника Иногда +/- от Рмин Схема платежей!


Слайд 7

8 Рынок на сутки вперед и Балансирующий рынок Мощность – оплачивается на 100%. РСВ: Двусторонние договоры и аукцион на сутки вперед. Ценовые заявки поставщиков, ценопринимание на Р мин, ГП (в 2006), ГЭС, экспортеры/импортеры Нет «ценового» потолка Вся «либерализованная» часть РД уходит в РСВ («обязательная» + «добровольная» либерализация, отклонения от РД) БР: Сегодняшние правила, но без «срезок с тарифами» (остаются только для ГЭС и ГАЭС)


Слайд 8

9 Ожидаемые цены на РСВ При отсутствии резких изменений внешних условий значение цены на э\э на РСВ в среднем за год прогнозируется примерно на уровне среднего тарифа покупки э\э с оптового рынка Поставщикам отдельно оплачивается вся мощность: В 2006 году – по тарифам Начиная с [Х] месяца 2007г. – на % либерализации по ценам, определенным в аукционе мощности, остальное – по тарифам Средневзвешенное за год значение цены РСВ По правилам НОРЭМ вынужденные режимы учитываются строго по ценоприниманию Результат: В условиях среднестатистических внешних факторов существенного роста средней цены покупки э/э и мощности с оптового рынка не прогнозируется (~ 1% в год) (на основании цен БР за полгода его работы) Европа+Урал Вероятность нулевых цен, особенно ночью


Слайд 9

10 Новые участники оптового рынка «Полные» участники: Для выхода на оптовый рынок - тарифно-балансовое решение ФСТ Если не ГП - выход только с начала года, (в текущем периоде – только при смене «собственника», или если ГП) ежегодное изменение количественных требований по участию в рынке покупателей (2МВА, затем 1, затем 750 КВА) после 2007 г. – все новое потребление и производство – по свободным ценам «Частичные»: Покупка на розничном рынке не менее [???70 - 85%] И только по двуставочному тарифу (с 2007г.) в 2006г. – потребления 2006 г. в 2007г. и далее – потребления 2007 г. Остальное – на оптовом рынке (включая отклонения на БР) Для выхода НЕ требуется тарифно-балансового решения ФСТ Выход – каждый месяц через АТС Имеют тот же состав поставщиков по РД, что и ГП Если уходят в розницу – трансляция стоимости их пакета РД


Слайд 10

11 Антимонопольное регулирование В соответствии с порядком, утверждаемым ФАС Мониторинг конкурентного поведения поставщиков Рассмотрение «подозрительных» случаев на антимонопольной Комиссии при ФАС (или АТС) На основании утвержденного порядка принятие ФАС решений о фактах манипулирования ценами «Штраф» за неконкурентное поведение – существенное снижение платы за мощность До начала работы нового механизма сохраняется корпоративный с административными рычагами влияния


Слайд 11

12 Формирование тарифа на СУ Рынок СУ (!!!отдельное ПП РФ) пилотные проекты (конец 2006 г.) / запуск (1 января 2007 г) Тариф на мощность Увеличение тарифа на услуги по ОДУ на 2007 г. на покупку СУ – на 980 млн. руб (~ 10%) Ценообразование на СУ: есть конкуренция – рыночная цена нет конкуренции – тариф


Слайд 12

13 Наиболее критичные моменты запуска НОРЭМ Вместо 85%-й оплаты мощности - 100%, НО усиление требований к генераторам РСВ: вместо цен с «потолком» – реальные цены, исходя из загрузки генерации Регулируемый сектор: вместо любого количества э/э и мощности по тарифам – только в объемах, включенных в баланс 2006 (2007) г. и с учетом доли либерализации 100% потребления населения обеспечиваются РД за счет увеличения обременения РД поставщиков Необходимость «делиться» РД с новыми участниками, в том числе ОПП – ГП Раздельная торговля мощностью - товаром


Слайд 13

14 Оптовый и розничный рынок Трансляция оптовых цен в розницу Право продавать по розничным тарифам только объемы, купленные по РД. Кому?: Населению – 100% факта потребления Крупным потребителям – только пропорционально объемам 2007г. с учетом либерализации Остальным – пропорционально факту потребления Остальное – по свободным ценам – с предельным уровнем = Цена РСВ, БР + стоимость инфраструктуры Роль АТС – расчет свободной цены, публикация и пр. – публичность и прозрачность свободного сектора рынка Усиление требований к крупным потребителям по почасовому учету и оплате часовых отклонений Реальная либерализация с 2007 г. ежегодно > 5%. Но в 2006 г. разница между объемами РД и фактическим потреблением по свободным ценам – изменение договоров - риски ГП (ЭСК)


Слайд 14

15 ГП в НОРЭМ 1 января 2007 года – ВСЕ ГП должны получить статус участников ОРЭ и самостоятельно покупать э/э с оптового рынка В 2006 году подают только ценопринимающие заявки на РСВ Регистрация ГТП генерации в отношении «крупных» производителей (установленная мощность = или свыше 25 Мвт), которые обязаны продавать э/э ГП на розничном рынке ГП имеет право на использование средств коммерческого учета, имеющихся у него момент вступления в силу Правил РД Количественные критерии по участию в ОРЭ к ГП не применяются В 2006 году не все ГП будут иметь статус участника ОРЭ: если не являются участниками ОРЭ - весь объем покупают у ГП на базе АО-энерго При выходе ОПП-ГП на оптовый рынок делят объемы РД с существующими участниками ОРЭМ (ЭСК)


Слайд 15

16 Сети «Котел» – обязателен для всех с 1 января 2008г., до этого – по желанию субъекта РФ «Нагрузочные» потери (рассчитанные по плановым режимам РСВ) – вычитаются из стоимости услуг по передаче ФСК – покупает э/э и мощность на оптовом рынке по утвержденным тарифам РСК – покупают э/э (мощность) для компенсации потерь только у ГП на розничном рынке


Слайд 16

17 Приложения


Слайд 17

18 Льготы для ГП по КУ на ОРЭ (проект Правил оптового рынка) 1 год после выхода ПОР – могут применять ПУ, имеющиеся на дату выхода ПОР. После - интервальные ПУ с хранением профилей нагрузки. 2 года после выхода ПОР –могут применять ПУ, обеспечивающие почасовой учет и хранение часовых профилей нагрузки. За 2 года используемые УП должны соответствовать требованиям ОРЭ к АСКУЭ в части сбора, обработки и передачи данных учета в НП АТС. 4 года после выхода ПОР - могут применять АСКУЭ, соответствующие требованиям ОРЭ в части сбора, обработки и передачи данных коммерческого учета в НП АТС. За 4 года ПУ должны соответствовать требованиям ОРЭ к АИИС в части измерений э/э, устанавливаемыми ОРЭ и применяемыми в отношении измерительных ТТ и ТН. После выхода ПОР - допускается применение ПУ, обеспечивающих учет э/э суммарно на определенный момент времени (интегральный учет) с применением типовых профилей нагрузки (суточных графиков), в отношении ГТП, расположенной на сетях класса напряжения 10 кВ и ниже, и имеющих совокупную присоединенную мощность не более 2.5 процентов от общей присоединенной мощности в данной ГТП. Но, суммарно за расчетный период величина фактических почасовых объемов потребленной э/э должна быть равна показателям, полученным при интегральном учете.


×

HTML:





Ссылка: