/Журнал «Электрика» 2011 - №3, стр. 3 – 9

Оптовый рынок с точки зрения промышленного потребителя электроэнергии и мощности.

            С. А. Хорьков, и.о. гл. энергетика, horsa@izhavto.ru

            ОАО «Ижевский автомобильный завод»

         Начну с цитаты с сайта «Портал энерготрейдера»: «У предприятий большие сложности с оперативным реагированием, взаимоотношениями с внутренними службами, с согласованием документов и др. Обычно это бывает так: руководство предприятия говорит - пойдём на рынок самостоятельно, пусть отдел главного энергетика сам работает, сбытам платить ничего не будем. Потом оказывается, что оперативные полномочия на подписание документов сотрудникам не дают (а ОАО "АТС" любит просить подписать что-нибудь завтра), командировки не дают, бухгалтерия "хватается за голову" от обилия счетов-фактур и актов, экономисты не могут разобраться: почему на рынке огромная куча определений по мощности, финансисты не могут спрогнозировать финансовый план, требуют его от отдела главного энергетика, те тоже его просчитать не могут, так как просят его сейчас и уже на следующий месяц, а, кроме привязки по РД, ничего пока и нет. Хорошо ещё, если в ОГЭ работают не только технари, но и технари с экономическим образованием, и могут что-то просчитать, заключить СДЭМ. При этом никто их не освобождает от повседневных обязанностей по предприятию. Также им достается за дебиторку (вызванную неплатежами на ОРЭ). И самое неприятное для отдела ОГЭ — проблем стало много, а в зарплате, если выиграли, то ненадолго...

         Сижу, читаю и почти плачу... : это ж про меня!!!!!

         Под этим текстом могут подписаться многие энергетики крупных промышленных предприятий, пользующиеся услугами оптового рынка электроэнергии и мощности. В нём эмоционально и в тоже время довольно точно подмечена одна группа проблем, возникающих у потребителя при работе на оптовом рынке. Потребитель - это не единый монолит, и разные отделы нередко плохо понимают, ради чего и что делают другие. Но это далеко не все проблемы. Понимаю, что не всем читателям знакомы аббревиатуры АТС, РД, СДЭМ, ОРЭ и др. Попробую объяснить по ходу дела. Оговорюсь, что моя точка зрения заведомо субъективна. Я рассматриваю проблемы оптового рынка со своей стороны - потребителя-покупателя, более того, со стороны службы главного энергетика промышленного предприятия - участника ОРЭМ.

Рис.1.  Суточные индексы (-----), руб./МВтч, и объемы покупки РСВ (), тыс. МВтч,

с 01.01.2010 по 31.10.2010 г. в 1-й ценовой зоне.

         Чем привлекателен оптовый рынок для потребителя? Почему, несмотря на объективные и субъективные препятствия, связанные с выходом на оптовый рынок, предприятия стремятся покупать электроэнергию на оптовом рынке, а не на розничном? В первом приближении ответ уже прозвучал в приведённой цитате: "чтобы не платить сбытам", а покупать электроэнергию по цене оптового рынка (рис. 1). Но всё ли этим сказано? Попробуем разобраться.

         Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) начал функционировать с 1 июля 1997 г. Это, как тогда говорили, был "неполноценный рынок". Предполагалось, что в дальнейшем он будет преобразован в полноценный конкурентный оптовый рынок электроэнергии. Дальнейшая эволюция рынка такова. Оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) был запушен 01.11.2003 г. Правила ОРЭМ были установлены Постановлением Правительства РФ от 24.10.2003 г. № 643 "О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода". По истечении трёх с небольшим лет появилось постановление Правительства РФ от 31.08.2006 г. № 529 "О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)", которое внесло ряд существенных дополнений и изменений в правила. Появилась и новая аббревиатура - НОРЭМ (новый оптовый рынок электроэнергии и мощности).

         В настоящее время говорят об окончании переходного периода в электроэнергетике и о целевой модели оптового рынка, во главу угла которой положен уже не сводный баланс потребителя, а конкурентный отбор мощности и развитие генерации. В ноябре - декабре прошли кампании по подписанию договоров ДПМ — долговременная поставка мощности на период в 10 лет (?!) и ДПМ ГЭС/АЭС - долговременная поставка мощности от гидроэлектростанций и атомных станций сроком на 20 лет (??!!).

         В декабре 2010 г. оптовый рынок объединял 50 поставщиков и 212 покупателей электрической энергии и мощности, а также инфраструктуру рынка. Наблюдательный совет НП "Совет рынка" 03.12.2010 г. лишил 21 организацию статуса субъекта рынка с формулировкой "в связи с отсутствием зарегистрированных за данными организациями точек поставки на оптовом рынке". Может быть, это те покупатели, которые считают, что ОРЭМ исчерпал себя, а целевая модель рынка не принесёт им тех преференций, которые они получали раньше? К покупателям рынка (кроме крупных потребителей) относят также гарантирующих поставщиков и независимые сбыты.

         В соответствии с Федеральным законом от 4 ноября 2007 г. № 250-ФЗ "О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с осуществлением мер по реформированию энергетической системы России" установлены особенности правового статуса коммерческой инфраструктуры оптового рынка и создана саморегулируемая организация, которая с 28 июля 2008 г. называется Некоммерческим партнёрством "Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью" (НП "Совет рынка").

         Основной целью НП "Совет рынка" является объединение (на основе членства) продавцов и покупателей электрической энергии (мощности), являющихся субъектами оптового рынка, и организаций, обеспечивающих функционирование коммерческой и технологической инфраструктуры оптового рынка, иных организаций, осуществляющих деятельность в области электроэнергетики. На оптовом рынке могут работать только члены некоммерческого партнёрства: не входящим в партнёрство путь на оптовый рынок закрыт. Вступительный взнос на момент образования НП "Совет рынка" составлял 5 млн. руб. Членские взносы платят поквартально, они дифференцированы в зависимости от принадлежности к той или иной палате: продавцы, покупатели, инфраструктура, эксперты.

         Высшим органом управления партнёрства является Общее собрание членов НП "Совет рынка". В период между общими собраниями членов НП "Совет рынка" управление партнёрством осуществляет Наблюдательный совет, который обладает значительными полномочиями, в том числе правом "одобрения основных принципов (модели) функционирования оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности (в том числе переходного периода), проектов правил оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности переходного периода, правил оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности, а также проектов иных правовых актов, направленных на развитие и функционирование оптового и розничных рынков электроэнергии, и предложений о внесении в них изменений и дополнений". Исполнительный аппарат партнёрства включает председателя и пять его заместителей, возглавляющих управления: развития конкурентного ценообразования; правовое; сопровождения рынка с регулируемым ценообразованием; информации и коммуникаций; мониторинга и контроля. Управления состоят из департаментов.

         Коммерческим оператором оптового рынка является Открытое акционерное общество "Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии" , зарегистрированное 13 декабря 2007 г.; это 100 %-ная дочерняя компания НП "Совет рынка". ОАО "АТС" создано в целях осуществления деятельности по организации торговли на оптовом рынке электрической энергии и мощности, связанной с заключением и организацией исполнения сделок по обращению электрической энергии, мощности и иных объектов торговли, обращение которых допускается на оптовом рынке. ОАО "АТС" проводит торги и обеспечивает расчёты между производителями и покупателями электроэнергии.

         Структура ОАО "АТС" динамична, она неоднократно претерпевала изменения. Организационная структура ОАО "АТС" представлена на рис. 2. Надо отметить, что до недавнего времени структурные подразделения НП "Совет рынка" и ОАО "АТС" в некоторых случаях имели одни и те же названия. Во всяком случае, выяснить функциональные отличия между подразделениями этих организаций было крайне затруднительно. И очень часто письмо (на бумажном носителе), направленное в одну организацию, оказывалось в другой. При этом проследить путь письма не представлялось возможным. Как здесь не вспомнить требование к прозрачности движения документа, сделанное на самом высоком уровне!

         Ещё одним элементом рынка является Закрытое акционерное общество "Центр финансовых расчётов" (ЗАО "ЦФР"), которое с 1 января 2005 г. оказывает услуги по проведении") финансовых расчётов между участниками оптового рынка электрической энергии. ЗАО "ЦФР" является коммерческой организацией, преследующей в качестве основной цели своей предпринимательской деятельности извлечение прибыли. Все акции ЗАО "ЦФР" распределены между двумя акционерами - НП "Совет рынка" и ОАО "АТС". Основной задачей ЗАО "ЦФР" является оказание комплексной услуги по расчёту требований и обязательств участников оптового рынка и ОАО "ФСК", проведению финансовых расчётов между ними. ЗАО "ЦФР" выступает на оптовом рынке унифицированной стороной по сделкам и заключает на оптовом рынке электрической энергии (мощности) от своего имени договоры, обеспечивающие оптовую торговлю электрической энергией и мощностью в соответствии со стандартными формами и (или) предварительными условиями, предусмотренными Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Рис. 2. Организационная структура ОАО «АТС» (установлена с 01.11.2010 г.)

         Для осуществления расчётов с продавцами каждый покупатель имеет торговый (основной) и клиринговый (рабочий) счета в ОАО "Альфа-банк", через который осуществляются взаимные расчёты на рынке после торговых сессий.

         Инфраструктуру оптового рынка составляют коммерческий оператор (ОАО "АТС"), осуществляющий деятельность по организации торговли на оптовом рынке, системный оператор (ОАО "СО ЕЭС"), осуществляющий управление технологическими режимами работы объектов ЕЭС России, и организация по управлению единой национальной электрической сетью (ОАО "ФСК") — в части покупки электрических потерь.

Схема ежедневного движения макетов

Рис. 3. Схема ежедневного информационного обмена участника ОРЭМ.

         Контроль за рынком осуществляют Министерство энергетики РФ, Федеральная служба по тарифам (ФСТ) и Федеральная антимонопольная служба (ФАС).

         На оптовом рынке электроэнергии и мощности продаётся два вида товара: электроэнергия и мощность. Поэтому рынок условно можно разделить на рынки электроэнергии и мощности. Мощность стала самостоятельным, отдельным от электроэнергии, объектом торговли с сентября 2006 г. (Постановление Правительства РФ от 31.08.2006 г. № 529 "О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)"). Покупка мощности даёт участнику оптового рынка электроэнергии право требования готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии установленного качества в количестве, необходимом для удовлетворения потребности в электрической энергии данного участника. Такой статус мощности подтверждается ФЗ № 250 от 04.11.2007 г. Можно спорить о содержании и точности формулировок. Однако главным здесь является то, что продажа мощности призвана компенсировать производителю постоянные издержки, связанные с обеспечением работоспособности электрической станции, в то время как продажа электрической энергии призвана компенсировать производителю его переменные издержки.

         Для работы на оптовом рынке потребитель должен удовлетворять количественным характеристикам. Суммарная присоединённая мощность энергопринимающего оборудования — не менее 20 MB А, и в каждой группе точек поставки - не менее 750 кВА. Кроме того, потребитель должен иметь систему АИИС КУЭ (автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии) для сбора, обработки и передачи информации участникам ОРЭМ (схема ежедневного информационного обмена участника ОРЭМ показана на рис. 3). Аббревиатура "АСКУЭ" (автоматизированная система коммерческого учёта электроэнергии) трансформировалась в АИИС КУЭ по той простой причине, что метрологической поверке на рынке должны теперь подвергаться не только группы учёта электроэнергии, но и все информационно-измерительные каналы и блоки. Причём актуализация существующей системы учёта теперь занимает несколько меньше времени, средств и сил, чем введение в работу новой системы АИИС КУЭ.

         Принципы функционирования ОРЭМ, механизмы торговли, ограничения и другие условия работы определены нормативно-правовыми актами, а также договором о присоединении к торговой системе, который юридически является гражданско-правовым договором (т. е. не является нормативно-правовым документом). Однако договор о присоединении имеет чрезвычайно широкие полномочия — на основании правил ОРЭМ, которые определены постановлениями Правительства.

         Процедура выхода на ОРЭМ и получения допуска к торговой системе ОРЭМ может занимать достаточно продолжительное время — не менее девяти месяцев, в среднем до года.

         Каждый участник ОРЭМ заключает договор о присоединении к торговой системе оптового рынка. Его положения одинаковы для всех подписавших его сторон (ОАО "АТС", ЗАО "ЦФР", ОАО "ФСК", ОАО "СО ЕЭС"). При этом существенные и прочие условия договора о присоединении могут изменяться решениями Наблюдательного совета рынка, а изменения вступают в силу и подлежат применению с установленной таким решением даты. Таким образом, участники ОРЭМ находятся в условиях постоянно изменяющихся правил работы. Ожидается, что с окончанием переходного периода количество изменений в договоре резко уменьшится, и условия работы на рынке будут более предсказуемыми.

         Основная часть изменений, вносимых в договор, касается множества приложений (их более 40). Приложения называются регламентами оптового рынка, каждое такое приложение регулирует определённую часть отношений на ОРЭМ и в разной степени описывает особенности участия тех или иных типов субъектов ОРЭМ (поставщики, покупатели, инфраструктурные организации и др.). Перечень регламентов приведён на 2 crop, обложки. Некоторые регламенты содержат более ста страниц текста и имеют значительное число изменений. Так, приложение № 16 "Регламент финансовых расчётов на оптовом рынке электроэнергии", утверждённый 14.07.2006 г. Протоколом № 96 Наблюдательного совета, имеет 470 страниц и включал на 29.10.2010 г. 85 изменений. Таким образом, чтобы детально разобраться в особенностях отношений на ОРЭМ, следует тщательно изучать договор о присоединении и многочисленные регламенты оптового рынка.

         Переходный период реформирования электроэнергетики, длившийся с 1 апреля 2003 г. по 31 декабря 2010 г., был введён "в целях обеспечения последовательного и постепенного реформирования оптового и розничных рынков электрической энергии и мощности" и связан, в первую очередь, с процессом либерализации — перехода от регулируемого ценообразования к свободным ценам на электроэнергию и мощность. Коротко напомним на примере электрической энергии схему работы на оптовом рынке, действовавшую до 2011 г.

         На ОРЭМ действовали следующие механизмы торговли электрической энергией: по регулируемым договорам (РД); по свободным договорам купли-продажи электрической энергии (СДД); по свободным договорам купли-продажи электрической энергии и мощности (СДЭМ); по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперёд (на рынке на сутки вперёд - РСВ); по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы (на балансирующем рынке - БР); по свободным договорам купли-продажи отклонений.

         На основании сводного баланса, направленного в ФСТ и системному оператору до 1 апреля текущего года, формировались графики регулируемых договоров (РД) на следующий год. Отклонения от графика РД являлись предметом торгов электроэнергией на рынке на сутки вперёд (РСВ), отклонения от РСВ являлись предметом торгов электроэнергией на балансирующем рынке (БР). Доля РД с 1 июля по 31 декабря 2010 г. не превышала 20 % от требуемого объёма электроэнергии. Поэтому большую часть электроэнергии потребитель покупал по ценам РСВ, которые выше цен РД. Есть, правда, возможность заключить свободный двусторонний договор с поставщиком электроэнергии, но кто будет продавать товар по цене, которая ниже цены РСВ?

         Оптовый рынок иногда задаёт необъяснимые загадки. Вот одна из них: почему при расчётах РД на 2009 и 2010 гг. электроэнергия бралась на основе договорных показателей 2007 года, а мощность — 2008-го, при этом игнорировались предложения предприятий на покупку электрической энергии и мощности на 2009 и 2010 гг.?

         На этот экономический вопрос нет инженерного ответа.

         Торговля мощностью осуществлялась: по регулируемым договорам (РД); по свободным договорам купли-продажи электрической энергии и мощности (СДЭМ); по двусторонним договорам купли-продажи мощности атомных станций и гидроэлектростанций (ДДМ АЭС/ГЭС); по результатам конкурентного отбора мощности (КОМ).

         В связи с завершением переходного периода реформирования отрасли с 2011 г. механизмы торговли мощностью изменяются (Постановление Правительства РФ № 89 от 24.02.2010 г. "О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности)". Будут функционировать следующие механизмы торговли мощностью:

•  по регулируемым договорам (РД);

•  по свободным договорам купли-продажи мощности (СДМ);

•  по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности (ДКОМ);

•  по договорам о предоставлении мощности (ДПМ);

•  по договорам купли-продажи мощности новых атомных электростанций и гидроэлектростанций (АЭС/ГЭС);

•  по договорам на мощность, цена и объёмы которой определены по результатам конкурса инвестиционных проектов;

•  по договорам на мощность, цена и объёмы которой определены по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов;

•  по договорам купли-продажи мощности, производимой с использованием генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме.

         Как отразятся изменения в концепции и механизмах рынка на стоимости электроэнергии для промышленных потребителей?

         Покупка мощности по договорам предоставления мощности (ДПМ и ДПМ ГЭС/АЭС), стоимость которой порядка 1 млн. руб. за 1 МВт, существенно не скажется в 2011 г. из-за длительных периодов действия договоров и различных сроков начала их действия.

         При покупке мощности по договорам купли-продажи мощности по результатам конкурентного отбора мощности (КОМ) с 2011 г., в отличие от переходной модели ОРЭМ, будут продаваться объёмы мощности, вырабатываемые не только на тепловых электрических станциях (ТЭС), но и объёмы мощности, вырабатываемые на ГЭС и АЭС, введённых в эксплуатацию до 2007 г., мощность которых дороже.

         В целевой модели появятся договора купли-продажи с вынужденными генераторами (по данному виду договоров стоимость за 1 МВт не должна превышать цены, определяемой по итогам проведения КОМ). Кроме того, начнут исполняться и договора купли-продажи мощности, отобранной по итогам конкурса инвестиционных проектов по формированию перспективного технологического резерва мощности и по договорам купли-продажи мощности по итогам отбора инвестиционных проектов. Их цена должна соответствовать цене КОМ. Нужно также учесть, что объём каждого сектора рынка мощности будет рассчитываться от фактического объёма потребления мощности, что также приведёт к увеличению её стоимости.

         Покупатель оплачивает на ОРЭМ фактический объём мощности, умноженный на коэффициент резервирования. С 1 января 2011 г. вводятся коэффициенты резервирования по зонам свободного перетока, которые будут рассчитываться не по ценовым зонам, а по территориям, определяемым ОАО "СО ЕЭС". Это может привести к увеличению коэффициента в энергоизбыточных зонах свободного перетока — например, в зонах свободного перетока Урала и Центра.

         31 декабря 2010 г. процесс либерализации цен на электрическую энергию и мощность полностью завершился, поэтому сектор регулируемых договоров (РД) исчезнет. Это приведёт к росту цены в секторе РСВ. Кроме того, поскольку в структуре генерации первой ценовой зоны наибольшая доля выработки электрической энергии приходится на ТЭС, работающие на природном газе, прогнозный рост цены газа с 1 января 2011 г. (не менее 40 %) приведёт к росту цены электрической энергии. В секторе отклонений (балансирующем рынке) существенных изменений не предвидится.

         Учитывая, что предприятия, оказывающие услуги по передаче электрической энергии и мощности, в 2011 г. перейдут (некоторые уже перешли) на метод расчёта тарифа, исходя из доходности инвестированного капитала, можно прогнозировать рост цен на услуги сетевых компаний до 15 %.

         Таким образом, цена на электрическую энергию для промышленных предприятий будет расти гораздо быстрее, чем прогнозируемый индекс инфляции. Это внесёт весомый вклад в общий рост цен в 2011 г.

         Объективные преимущества участия на ОРЭМ будут иметь промышленные предприятия с высоким числом часов использования максимума нагрузки — как при оплате мощности, так и при оплате отклонений. Я не коснулся здесь темы собственной генерации, работы её параллельно с сетью и технологического присоединения, поскольку они к тематике ОРЭМ относятся косвенно. Заметим, что предприятие в большинстве случаев не может позволить себе иметь мощный источник электроэнергии, покрывающий все виды возникающей нагрузки, но источник, работающий параллельно с сетью и обеспечивающий собственные нужды предприятия в отдельные периоды времени, технически целесообразен и экономически может быть оправдан (1 кВт стоит порядка 1000 долл. США).

         И в заключение зададим почти риторический вопрос: "Зачем делать отечественный автомобиль?" Если имеет право на существование ответ: "Отечественный автомобиль нужен потому, что он стимулирует к развитию отечественную промышленность", то существует и положительный ответ на вопрос: "Нужно ли промышленному предприятию покупать электрическую энергию и мощность на оптовом рынке?"