CC BY
76
2. Аржанников Е.А. Дистанционный принцип в релейной защите и автоматике линий при замыканиях на землю. М.: Энергоатомиздат, 1985. 176 с.
3. Висящев А.Н. Приборы и методы определения места повреждения на линиях электропередачи: учебное пособие. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2001. Ч.1. 188 с.
4. Висящев А.Н. Приборы и методы определения места повреждения на линиях электропередачи: учебное пособие. Иркутск: Издательство ИрГТУ, 2001. Ч.2. 146 с.
5. Малый А.С., Шалыт Г.М., Айзенфельд А.И. Определение мест повреждения линий электропередачи по параметрам аварийного режима. М.: Энергия, 1972. 215 с.
6. Машенков В.М. Особенности определения места повреждения на В Л напряжением 110-750 кВ. СПб: Издание Центра подготовки кадров энергетики, 2005. 47 с.
7. Тарасов В.А. Опыт эксплуатации микропроцессорных устройств ОМП в Курганской энергосистеме (электронный вариант).
8. Индикатор микропроцессорный фиксирующий ИМФ-ЗР. Руководство по эксплуатации, паспорт. ЗАО «Радиус-Автоматика», г. Москва (электронный вариант).
9. Комплектные устройства защиты и автоматики 6-35 кВ ТОР 200-Л. Руководство по эксплуатации. АИПБ.656122.005 РЭ, 2008 г (электронный вариант).
10. Определение места повреждения. Руководство пользователя. ЭКРА.656132.091 Д7 (электронный вариант).
11. Регистратор процессов цифровой «Парма РП 4.06». Определение места повреждения на воздушных линиях электропередач. Руководство пользователя. РА1.004.
006ОП-ОМП-15, ООО «Парма», г. Санкт-Петербург, 2004 (электронный вариант).
12. Техническое руководство. Дифференциальная токовая защита линии. Терминал MiCOM Р54х (электронный вариант).
13. Application manual, Line distance protection terminal, REL 511*2.5 1MRK 506 168-UEN, December 2006, Revision: В; (электронный вариант).
14. GE Industrial Systems. D60 Line Distance Protection System. Instruction Manual. D60 Revision: 5.5x. 2008 GE Multilin (электронный вариант).
15. L90 Line Current Differential System UR Series Instruction Manual L90 revision: 5.6x Manual P/N: 1601-0081-T1 (GEK-113488) Copyright © 2008 GE Multilin (электронный вариант).
16. Т. Takagi, Y. Yamakoshi, M. Yamaura, R. Kondou, and T. Matsushima, «Development of a New Type Fault Locator Using the One-Terminal Voltage and Current Data». IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-101, No. 8, August 1982, pp. 2892-2898.
17. Баташов А.И. Проектирование электроэнергетических систем. Требования, тематика, исходные данные, постановка задачи, расчет и анализ режимов работы, оформление проекта и защита: Методические указания для дипломного проектирования для студентов специальности 140205 «Электроэнергетические системы и сети»./ВСГТУ - Улан-Удэ, 2005. 75 с.
18. Методические указания по устойчивости энергосистем. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. 18 с.
УДК 621.311
НОВЫЙ ОПТОВЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ: РЕФОРМИРОВАНИИЕ, СТРУКТУРА И ЦЕЛЕВАЯ МОДЕЛЬ
В.В.Федчишин1, А.Н.Кудряшов2, А.В.Чалбышев3
1,2Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет,
664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
3ОАО «Иркутскэнерго»,
664001, г. Иркутск, ул. Сухэ-Батора, 3.
Специфика электроэнергии как товара приводит к развитию рынка электроэнергии отличного от обычных товарных рынков. Все это вызвало необходимость преобразований в электроэнергетике, которые создали бы стимулы для повышения эффективности энергокомпаний и позволили существенно увеличить объем инвестиций в отрасли. Основная цель реформирования электроэнергетики России - повышение эффективности предприятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей. Таким образом, создаются условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки. Развитие рыночных отношений в электроэнергетике России связано с переходом к новой модели рынка электроэнергии (НОРЭМ). Идея новой модели рынка электроэнергии состоит в постепенном переходе от гарантирования потребления всего объема электроэнергии по регулируемым тарифам к лимитированному объему покупки электроэнергии по регулируемым договорам с ограниченным сроком действия и ежегодно снижающимися объемами.
1Федчишин Вадим Валентинович, кандидат технических наук, доцент, зав. кафедрой электрических станций, сетей и систем, декан энергетического факультета, тел.: (3952) 405125, e-mail: [email protected]
Fedchishin Vadim Valentinovich, Candidate of technical sciences, associate professor, Dean of the Faculty of Power Engineering, Head of the chair of Power Stations, Electrical Networks and Systems, tel.: (3952) 405125, e-mail: [email protected]
2Кудряшов Александр Николаевич, кандидат технических наук, доцент, зав. кафедрой теплоэнергетики, тел.: (3952) 405126, e-mail: [email protected]
Kudryashov Alexander Nikolaevich, Head of the chair of Heat Power Engineering, associate professor, Candidate of technical sciences, tel.: (3952) 405126, e-mail: [email protected]
3Чалбышев Алексадр Владимирович, инженер первой категории режимно-диспетчерской службы, тел.: (3952) 790413, e-mail: [email protected]
Chalbyshev Alexander Vladimirovich, engineer of the first category of regime-dispatching service, tel.: (3952) 790413, e-mail: [email protected]
Ил. 2. Библиогр. 8 назв.
Ключевые слова: реформирование электроэнергетики; переходный период; свободная цена; рынок мощности; целевая модель.
A NEW WHOLESALE MARKET OF ELECTRICAL ENERGY AND POWER (NWMEEP): REFORMING, STRUCTURE AND A TARGET MODEL
V.V.Fedchishin, A.N.Kudryashov, A.V.Chalbyshev
National Research Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074. PC «Irkutskenergo», 3 Sukhe-Bator St., Irkutsk, 664001.
Specificity of electric power as a commodity leads to the development of the market of electric power that differs from traditional commodity markets. All these caused the need for changes in electrical power engineering, which could create incentives to increase the efficiency of electrical power companies and promote a substantially increased investment in the industries. The main objective of reforming the electrical power engineering of Russia is to increase the efficiency of the enterprises of the industry, create conditions for its development by stimulating investment, ensure consumers with reliable and uninterrupted power supply. Thus, we create the conditions for the development of a competitive electrical energy market, whose prices are not regulated by the state, but formed on the basis of supply and demand, and its participants compete by lowering their costs. The development of market relations in Russian electrical power engineering is associated with the transition to the new model of the electrical energy market (NWMEEP). The idea of a new model of the electrical energy market is gradual transition from the guaranteeing the consumption of the total volume of electrical energy at regulated rates to a limited amount of the electrical energy purchase under regulated contracts of limited duration and annually reducing amounts. 2 figures. 8 sources.
Key words: reforming of electrical power engineering; transitional period; free price; market of power; target model.
Реформирование оптового рынка электрической энергии и мощности
При организации рынка электроэнергии необходимо учитывать следующие наиболее важные особенности экономики энергосистем, вызванные спецификой электроэнергии как товара:
1) производство, доставка (передача и распределение) и потребление электроэнергии происходят практически одновременно, поэтому экономически ее нецелесообразно складировать (накапливать);
2) электроэнергия является в высшей степени стандартизированным продуктом, поставляемым множеством производителей в «общий котел» (т.е. в общие электрические сети) и мгновенно потребляемым оттуда же множеством потребителей;
3) электроэнергия, получаемая потребителем из энергосистемы, является товаром первой необходимости, поэтому потребители обычно крайне чувствительны к перерывам в электроснабжении, а энергосистема должна обладать необходимым запасом надежности;
4) производители вырабатывают, а потребители суммарно потребляют электрическую мощность точно в соответствии со своими обязательствами (или прогнозом диспетчера). Но на практике допускают отклонения от своих обязательств.
Специфика электроэнергии как товара приводит к развитию рынка электроэнергии, отличного от обычных товарных рынков [1].
Еще в 1980-х годах в электроэнергетике страны стали проявляться признаки стагнации: обновление производственных мощностей заметно отставало от роста потребления электроэнергии. В 1990-е годы, в
период общеэкономического кризиса в России, объем потребления электроэнергии существенно уменьшился, в то же время процесс обновления мощностей практически остановился. Общая ситуация в отрасли характеризовалась следующими показателями:
- по технологическим показателям (удельный расход топлива, средний коэффициент полезного действия оборудования, рабочая мощность станций и др.) российские энергокомпании отставали от своих аналогов в развитых странах;
- отсутствовали стимулы к повышению эффективности, рациональному планированию режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережению;
- в отдельных регионах происходили перебои энергоснабжения, наблюдался энергетический кризис, существовала высокая вероятность крупных аварий;
- отсутствовала платежная дисциплина, были распространены неплатежи;
- деятельность предприятий отрасли была информационно и финансово "не прозрачной";
- доступ на рынок был закрыт для новых, независимых игроков.
Все это вызвало необходимость преобразований в электроэнергетике, которые создали бы стимулы для повышения эффективности энергокомпаний и позволили существенно увеличить объем инвестиций в отрасли и без которых в дальнейшем при расширении внешнеэкономического сотрудничества российские предприятия проиграли бы экономическое соревнование не только на зарубежных рынках, но и на внутреннем рынке страны. Существующая на тот момент структура отрасли представлена на рис.1 [2].
Правительство
«Росэнергоатом»
10 АЭС
Российская Федерация
52% 48%
ОАО РАО «ЕЭС России» от 20 до 100% от 45 до 100% 5 72 АО-энерго
| Генерация
^ Магистральные саги (220 кВ и выше)
0 Распределительные сети (110 кВ и ниже)
к
г Диспетчерское управление
1 Сбыт
Миноритарные акционеры ОАО РАО «ЕЭС России»
21% 14%
Независимые АО-энерго
Рис. 1. Структура
Основная цель реформирования электроэнергетики России - повышение эффективности предприятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей. В связи с этим в электроэнергетике России происходят радикальные изменения: меняется система государственного регулирования отрасли, формируется конкурентный рынок электроэнергии, создаются новые компании.
В ходе реформы меняется структура отрасли: осуществляется разделение естественномонопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурент-ных(производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций, и вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.
Таким образом, создаются условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки [3]. Целевая модель рынка электроэнергии представлена на рис. 2.
Формируемые в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и другие) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности создаваемые компании
отрасли в 2000 году
превосходят прежние монополии регионального уровня: объединяют профильные предприятия нескольких регионов, либо являются общероссийскими.
Так, магистральные сети переходят под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети предполагается интегрировать в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений передаются общероссийскому Системному оператору.
Активы генерации также объединяются в межрегиональные компании, причем двух видов: генерирующие компании оптового рынка (оптовые генерирующие компании - ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединяют электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК входят главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть ОГК формируются на базе тепловых электростанций, а одна - «РусГидро» - на основе гид-рогенерирующих активов. Процесс реформирования АО-энерго начался в 2003 году и затронул более 30 компаний.
В 2005 году процесс реформирования охватил большинство АО-энерго, причем значительная их часть к концу года была разделена. В этом же году учреждено большинство оставшихся межрегиональных компаний: к марту зарегистрирована последняя из семи ОГК, к августу - тринадцать из четырнадцати ТГК, созданы четыре МРСК. В 2007 году закончен
Совет рынка (коммерческий оператор)
ЭНЕРГИИ
Атомные электростанции
Федеральная сетевая компания -* холдинг (ММСК «Центр» и МСК)
« Холдинг межрегиональных
распределительных .5 сетевых компаний
Системный оператор
Степень контроля-доля Российской Федерации
Менее 50% Свыше 50% Свыше 75%
Гидро ОГК |
Тепло ОГК (6) |
ТГК (14) |
Прочие генерирующие компании *
О.
Сбытовые компании Ремонтные и сервисные компании
Дальневосточная энергетическая компания
Изолированные АО-энерго
Рис. 2. Целевая структура отрасли
процесс выделения сетевых компаний. На базе реорганизованных АО-энерго созданы все 56 магистральных сетевых компаний.
Таким образом, в ходе реформы исчезает прежняя монопольная структура электроэнергетики: большинство вертикально-интегрированных компаний сходят со сцены, на смену им появляются новые компании целевой структуры отрасли [3].
Развитие рыночных отношений в электроэнергетике России связано с переходом к новой модели рынка электроэнергии (НОРЭМ), запуск которого состоялся в сентябре 2006 г. Идея новой модели рынка электроэнергии состоит в постепенном переходе от гарантированного потребления всего объема электроэнергии по регулируемым тарифам к лимитированному объему покупки электроэнергии по регулируемым договорам с ограниченным сроком действия и ежегодно снижающимися объемами. При этом у участников появляется возможность покупки/продажи оставшейся части на свободном рынке без ограничений объемов, а также возможность отказа (в пределах установленных минимальных объемов покупки по регулируемым ценам) покупателей от регулируемых поставок. В новой системе, несмотря на сохранение больших объемов поставок по регулируемым ценам, принципиальную основу функционирования рынка составляют свободные конкурентные отношения, а не регулируемые.
Новая модель предполагает наличие нескольких механизмов торговли:
- долгосрочных регулируемых договоров (РД);
- краткосрочного рынка «на сутки вперед» (РСВ);
- балансирующего рынка (БР).
При этом на переходный период с целью сохранения экономических условий регулирования на оптовом рынке между участниками заключаются регулируемые договоры. Цена и субъектный состав регулируемых договоров устанавливаются Федеральной службой по тарифам (ФСТ) и Администратором торговой системы (АТС), а их объем ограничен и ежегодно снижается. В краткосрочном РСВ участники в рамках единого аукциона, проводимого с учетом электросетевых ограничений, конкурируют за объем выработки/потребления на основе поданных ими ценовых заявок. Результатом такого конкурентного отбора являются почасовые цены и плановые графики производства/потребления на следующие сутки. На балансирующем рынке (БР) участники покупают/продают отклонения своего фактического графика от планового, при этом отбор участников для компенсации возникающих в системе отклонений осуществляется также на конкурентной основе [4].
В течение переходного периода функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности предстоит еще доработать и дополнить модель НОРЭМ новыми элементами и, в частности, рынками мощности и системных услуг, рынками производных финансовых инструментов и прав на передачу. Кроме того, предстоит решить ряд вопросов государственной политики регулирования электроэнергетики, непосредственно влияющих на возможность и темпы либерализации электроэнергетики, и в том числе вопросы:
- формирование адекватной системы антимонопольного регулирования;
- решение проблемы выбора состава генерирующего оборудования электростанций и ценообразования, обеспечивающего экономическую привлекательность для выполнения указания Системного оператора (СО) (внешняя инициатива) по включению и отключению оборудования;
- учет интегральных ограничений по выработке ГЭС и по топливу на ТЭС при отборе заявок на РСВ и на балансирующем рынке;
- отказ от использования на балансирующем рынке цен на балансирование вверх и вниз и переход к расчетам по индикатору, что позволит субъектам рынка получать правильный ценовой сигнал в соответствии с реальной ситуацией на рынке и, в частности, стимулировать экономию электроэнергии в периоды дефицита мощности в системе;
- повышение гарантированности платежей на рынке [4].
Состав и структура НОРЭМ
С целью продолжения процесса либерализации оптового рынка электроэнергии и мощности Российской Федерации произведено реформирование регулируемого сектора оптового рынка.
Одномоментная либерализация оптового рынка электроэнергии способна привести к существенным изменениям уровня цен на электроэнергию, влияющим на конкурентоспособность как потребителей, так и производителей электроэнергии. Ценовые риски участников рынка ограничены путем переоформления бывших отношений в регулируемом секторе оптового рынка в систему регулируемых договоров, которые позволяют обеспечить постепенный переход к полностью конкурентному рынку и учесть различную степень риска повышения цен на электроэнергию для разных групп потребителей.
Действующие регулируемые договоры ликвидируют образование стоимостного небаланса в регулируемом секторе. По регулируемым договорам поставляются электроэнергия и мощность, а основным условием таких договоров стал принцип «take or pay» (от англ. «бери или плати»). Это означает, что покупатель обязан оплатить установленный в договоре объем независимо от реального объема своего собственного потребления (но может продать неиспользованный объем электроэнергии), а поставщик должен поставить договорной объем либо от собственной генерации, отобранной в рамках РСВ, либо путем покупки этого объема у других поставщиков на РСВ или по свободным договорам. Регулируемые договоры заключаются на основе стандартной формы, являющейся приложением к договору о присоединении, при этом ОАО АТС является третьей стороной в регулируемом договоре, контролирует соблюдение сторонами договора порядка изменения объемов РД, а также организует и контролирует финансовые расчеты по регулируемым договорам. График платежей может быть изменен по обоюдному согласию продавца и покупателя [5].
Покупатель (кроме гарантирующих поставщиков) имеет возможность выйти из всего пакета регулируемых договоров (в пределах установленных минимальных объемов покупки по регулируемым ценам) без возможности его восстановить. Для поставщика выход в одностороннем порядке невозможен.
Цена на электрическую энергию/мощность в каждом РД устанавливается на уровне тарифа на электроэнергию/мощность поставщика по договору. Средняя цена электроэнергии по всему пакету договоров за год для покупателя будет соответствовать тарифу покупателя, установленному по балансу ФСТ России, совокупная стоимость мощности для покупателя по РД также соответствует балансу. В отличие от свободных договоров, стороны РД не оплачивают разницу узловых цен (потери в сети в размере 3% от потребления учитываются при составлении РД). Кроме того, по обоюдному согласию поставщика и покупателя цена в РД в любой период может быть изменена
[4].
В РСВ подаются заявки на продажу мощности за сутки до начала поставки электроэнергии. Заявка производителя электроэнергии означает его готовность произвести указанное в заявке количество электроэнергии по цене не ниже указанной в заявке. Заявка покупателя электроэнергии означает его готовность приобрести указанный в ней объем электроэнергии по цене не дороже указанной в заявке. Объем предложения, содержащийся в ценопринимающих заявках поставщиков рынка электроэнергии, означает согласие поставщика продать электроэнергию по любой цене, сформировавшейся на рынке.
С 20 октября 2005 г. на территории ценовых зон Европы, Урала и Сибири начала работу обновленная модель сектора отклонений ОРЭ — балансирующий рынок. Он предназначен для покрытия незапланированного текущего спроса и предложения на электроэнергию. Отбор поставщиков здесь производится в режиме реального времени, что позволяет максимально сблизить рыночные механизмы торговли электроэнергией и технологию управления энергетическими режимами. Речь идет о модели рынка, которая включает элементы «физической» и «финансовой» моделей [6]. Однако при расчете индикаторов балансирующего рынка используются только ценовые заявки потребителей с регулируемой нагрузкой (ТЭС и АЭС), в то время как потребители с нерегулируемой нагрузкой, операторы экспорта/импорта (ГЭС, ГАЭС) и дисквалифицированные участники не могут влиять на формирование индикатора балансирующего рынка.
В целях формирования рыночного механизма, обеспечивающего создание новых генерирующих мощностей в объеме, достаточном для удовлетворения спроса на электроэнергию и поддержания необходимого уровня надежности энергоснабжения, в 2008 г. впервые проведены конкурентные торги мощностью на период 2009 г. Функционирование рынка мощности обеспечит компенсацию постоянных затрат производителей электроэнергии при формировании долгосрочных резервов мощности и будет способствовать
привлечению инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей.
При продаже мощности у поставщиков появляются обязательства по поддержанию их генерирующего оборудования в постоянной готовности к выработке электрической энергии. Эти обязательства заключаются в соблюдении поставщиком заданного Системным оператором режима работы генерирующего оборудования, включая соблюдение выбранного Системным оператором состава оборудования и его параметров, в участии генерирующего оборудования в регулировании частоты в сети и т.д. Стоимость мощности напрямую зависит от выполнения обязательств генерирующими компаниями, и у них появляется прямой финансовый стимул соблюдать все предъявляемые требования. Такие механизмы введены для страхования рисков снижения текущей надежности в работе энергосистемы при растущем спросе на электроэнергию.
Каждый потребитель покупает по РД плановый объем потребления мощности, равный средней величине из определенных в плановом балансе для каждого месяца соответствующего года величин объемов потребления мощности, умноженной на плановый коэффициент резервирования мощности. Плановый коэффициент резервирования определяется как отношение суммарной максимально располагаемой мощности генерирующего оборудования, подлежащей оплате в данной ценовой зоне на основании планового баланса, к суммарному плановому объему потребления мощности в соответствующей ценовой зоне [7].
Организация рынка системных услуг требуется для обеспечения заданных параметров надежности функционирования энергетической системы и качества электрической энергии. С этой целью на оптовом рынке вводится следующий ряд системных услуг:
- нормированное первичное регулирование частоты электрического тока;
- вторичное регулирование частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности, за исключением вторичного регулирования частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности для ГЭС;
- запуск генерирующего объекта без внешнего источника электрической энергии;
- регулирование реактивной электрической мощности в сети путем расширения сверхнормативного диапазона регулирования реактивной мощности.
Субъектами, организующими рынок дополнительных системных услуг, являются инфраструктурные организации: Системный оператор, обеспечивающий функционирование рынка, и Администратор торговой системы, организующий систему финансовых расчетов. Участниками рынка являются также поставщики и покупатели системных услуг [7].
Основные направления реформирования электроэнергетики Российской Федерации предусматривают возможность заключения участниками оптового рынка контрактов на будущие поставки электроэнергии (мощности) с целью снижения финансовых рисков. Кроме того, предусматривается заключение контрак-
тов на покупку или продажу фиксированного объема электрической энергии (мощности) для поставки в оговоренную дату в будущем по заранее согласованной цене (форвардных и фьючерсных контрактов), с целью хеджирования рисков резкого изменения рыночных цен.
Ликвидный рынок финансовых контрактов является одним из важнейших атрибутов развитого рынка электроэнергии. Процессы дерегулирования отрасли в большинстве случаев сопровождаются растущей во-латильностью (изменчивостью) цен, что требует от поставщиков и потребителей электроэнергии использования различных инструментов управления рисками, сопровождающими торговые операции, и привлекающей на рынок новых участников, не связанных непосредственно с процессами производства и потребления электроэнергии, но оказывающих существенное влияние на конъюнктуру энергетического рынка.
Рынок финансовых контрактов будет востребован участниками в условиях новой модели оптового рынка для хеджирования ценовых рисков [7].
В новых условиях, складывающихся в ходе реструктуризации и либерализации электроэнергетики, субъекты электроэнергетики сталкиваются с принципиально новыми рисками. Неправильный или несвоевременный учет в принимаемых ими решениях условий предстоящего развития компании (электропотребление и топливообеспечение, инвестиционные планы других компаний, новые механизмы и правила рынка электроэнергии и государственного регулирования и др.) может привести к серьезным негативным последствиям как для самих энергетических компаний, так и для потребителей электроэнергии.
Для минимизации указанных рисков важное значение приобретает формирование системы информационного обеспечения энергетических компаний, в рамках которой им должна предоставляться на регулярной основе информация о состоянии и перспективах развития электроэнергетики с необходимым уровнем региональной детализации. Обязанности по оказанию услуг в сфере производит закрытое акционерное общество «Агентство по прогнозированию балансов
в электроэнергетике» (ЗАО АПБЭ).
Для полноценного развития рыночной экономики в России возникла необходимость реформирования электроэнергетики, что привело к образованию рынка электроэнергии. По своей структуре этот рынок во многом схож с остальными рынками, но присущие специфические особенности электроэнергии как товара, такие как невозможность накопления и длительного хранения больших объемов электроэнергии, а также то, что вся произведенная на оптовом рынке электроэнергия должна быть в это же время потреблена, привели к образованию сложных взаимоотношений между производителями и оптовыми потребителями электрической энергии. Рынок электроэнергии сложен по своей структуре и включает в себя не только производителей и покупателей, но и сложную инфраструктуру, позволяющую учесть все особенности элек-
троэнергии как товара и позволить рынку нормально функционировать [6].
На данный момент рынок электроэнергии продолжает развиваться. По сравнению с западноевропейским или американским Российскому рынку электроэнергии еще предстоит длительное развитие и реформирование для обретения всех инструментов рыночной экономики.
Конкурентный рынок мощности переходного периода
Особым сектором нового оптового рынка является торговля мощностью, которая осуществляется в целях обеспечения надежной и бесперебойной поставки электрической энергии. До введения новых правил оптового рынка поставщики получали оплату 85% от установленной мощности генерирующего оборудования, а покупатели оплачивали эту мощность в составе одноставочного тарифа на электроэнергию (мощность). Теперь мощность и электроэнергия оплачиваются раздельно. При продаже мощности у поставщиков появляются обязательства по поддержанию их генерирующего оборудования в постоянной готовности к выработке электрической энергии. Эти обязательства заключаются в соблюдении поставщиком заданного Системным оператором режима работы генерирующего оборудования, включая соблюдение выбранного Системным оператором состава оборудования и его параметров, в участии генерирующего оборудования в регулировании частоты в сети и т.д. Стоимость мощности напрямую зависит от выполнения обязательств генерирующими компаниями, и у них появляется прямой финансовый стимул соблюдать все предъявляемые требования. Такие механизмы введены для страхования рисков снижения текущей надежности в работе энергосистемы при растущем спросе на электроэнергию [6].
Для создания экономических условий притока инвестиций все новые мощности (не учтенные в утверждаемом Федеральной службой по тарифам России прогнозном балансе) будут участвовать в оптовом рынке по свободным нерегулируемым ценам. Регулируемые договоры в отношении таких объектов генерации заключаться не будут. Это же касается и новых объектов потребления: регулируемые договоры могут быть заключены в отношении таких объектов лишь в случае, если в 2007 году имелись технические условия для их присоединения к электрическим сетям.
На конкурентном рынке мощности покупка осуществляется с помощью четырех основных механизмов, из которых первый относится только к регулируемым объемам, а 2-4-ый - к нерегулируемым:
1) Покупка мощности по регулируемым двусторонним договорам (по аналогии с первым полугодием 2008 г.) по установленным ФСТ тарифам. По данному механизму приобретаемые объемы мощности составляют (доли от балансового объема на 2008 г.): с 1 июля по 31 декабря 2008 г. - от 70 до 75%; с 1 января по 30 июня 2009 г. - от 65 до 70%; с 1 июля по 31 декабря 2009 г. - от 45 до 50%; с 1 января по 30 июня 2010 г. - от 35 до 40%; с 1 июля по 31 декабря 2010 г. - от 15 до 20.
Динамика либерализации этого рынка совпадает с графиком, который предложен для электроэнергии.
2) Покупка мощности по договорам с ГЭС и АЭС по средневзвешенной цене данных поставщиков в целом по ценовой зоне. Применяется ко всем покупателям пропорционально их балансовым объемам покупки мощности.
3) Покупка мощности по средневзвешенной цене конкурентного отбора мощности поставщиков (КОМ). Применяется по умолчанию (т. е. в случае не заключения свободных двухсторонних договоров на покупку мощности).
4) Покупка мощности по свободным двусторонним договорам (биржевым и внебиржевым) по ценам, определяемым КОМ или по договоренности между покупателями и продавцами. Применяется участниками рынка мощности по их усмотрению вместо покупки по КОМ.
Покупка мощности - это обязанность потребителя оплатить содержание мощностей пропорционально своему пиковому потреблению с учетом резерва. При этом, например, купленный миллион киловатт должен быть заявителем оплачен: под него будет настраи-
ваться оборудование, способное выдать необходимое количество электроэнергии, запускаться в холодном или горячем резерве и ждать, пока этот миллион понадобится. Единственная категория потребителей, которых не коснется либерализация рынка мощности - это население (до 2014 г.). Остальные будут обязаны покупать мощность по рыночным ценам.
В соответствии с правилами оптового рынка, если произведена покупка излишек мощности, то потребителю необходимо продать специализированной организации этот объем по цене, сформированной на предварительном КОМ.
По сути новая модель оптового рынка переходного периода является базой для формирования целевой (полностью конкурентной) модели: механизмы формирования равновесных цен и объемов на рынке "на сутки вперед" и балансирующем рынке, механизмы учета двусторонних договоров, принципы оплаты отклонений - все эти ключевые элементы рынка в дальнейшем меняться уже не будут [8]. Либерализация оптового рынка электроэнергии (мощности) пойдет по пути создания "вспомогательных" рынков, обслуживающих работу энергосистемы.
Библиографический список
1. Тукенов А.А. Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции. М., 2006.
2. Пшеничников С., Сумской И. Физический износ энергетического оборудования ТЭС. Рейтинг ДЗО РАО «ЕЭС России» (2007) // Ь|Йр:Лм\м\м.е-т.ги.
3. Постановление Правительства от 11 июля 2001 г. № 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации".
4. http://minenergo.gov.ru/news/min_news/
5. Войтков В. Перспективная модель конкурентного рынка - II
(2006) // http:Zwww.e-m.ru.
6. Школьников А. Идеальная модель рынка: как ее найти?
(2007) // Ь^/тт^-тти.
7. http://www.entels.ru/novosti-energetiki/?Itemid=50
8. Пыхтина И.Н., Скрипицына Т.А. Полномасштабный ввод рынка электроэнергии - условие поступления крупных частных инвестиций в энергии // Вестник МЭИ. 2008. № 3. С. 108112.
