Размещено на http://www.allbest.ru/

Анализ оптового рынка электроэнергии за 2006 год



1. Структура оптового рынка электроэнергии и мощности РФ

Оптовый рынок электрической энергии и мощности (ОРЭ) - сфера обращения особого товара - электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России в границах единого экономического пространства Российской Федерации с участием крупных производителей и крупных покупателей электрической энергии, получивших статус субъекта оптового рынка и действующих на основе правил оптового рынка.

Субъектами ОРЭ являются участники обращения электрической энергии - поставщики электрической энергии (генерирующие компании) и покупатели электрической энергии (энергосбытовые организации, крупные потребители электрической энергии, гарантирующие поставщики), получившие статус субъектов оптового рынка, а также администратор торговой системы оптового рынка и организации, обеспечивающие функционирование технологической инфраструктуры оптового рынка, в том числе организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и системный оператор.

За функционирование оптового рынка отвечает созданное в соответствии с ФЗ «Об электроэнергетике» Некоммерческое Партнерство «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии и мощности» - НП «АТС». Систему расчетов между участниками ОРЭ обеспечивает клиринговая компания, учрежденная НП «АТС» - ЗАО «Центр финансовых расчетов». оптовый рынок электроэнергия

31 августа 2006 года постановлением Правительства Российской Федерации № 529 утверждены новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности), которые существенно изменили систему взаимоотношений между субъектами рынка.

В новой модели произошла замена отношений купли-продажи электрической энергии в регулируемом секторе на систему регулируемых двусторонних договоров, в которых определяются объемы поставляемой электроэнергии и ее цена в соответствии с балансом электрической энергии и мощности, утверждаемом ФСТ России.

С 2007 года участники оптового рынка электроэнергии получат возможность заключать регулируемые договора на срок от года. Объемы электрической энергии (мощности), продаваемые на оптовом рынке по регулируемым ценам, будут постепенно уменьшаться. Темпы снижения ежегодно устанавливаются Правительством Российской Федерации при утверждении прогнозов социально - экономического развития. На 1 половину 2007 года доля электрической энергии, продаваемой по регулируемым ценам, зафиксирована в размере 95% от объема прогнозного баланса производства и потребления, на вторую половину 2007 года - 90%.

Данный механизм позволяет ежегодно снижать объем покупаемой (продаваемой) электрической энергии по регулируемым ценам и постепенно перейти к полностью конкурентному рынку к моменту окончания переходного периода реформирования электроэнергетики в Российской Федерации.

Кроме того, субъекты рынка получили возможность приобретать (продавать) объемы электроэнергии по свободным ценам, в рамках свободных двусторонних договоров, в которых хозяйствующие субъекты самостоятельно определяют контрагентов, цену и объемы поставки.

Таким образом, оптовый рынок электроэнергии состоит из 2 частей: регулируемый и нерегулируемый сектор (рынок на сутки вперед - РСВ). РСВ в свою очередь включает балансирующий рынок.

На рынке «на сутки вперед» торговля электрической энергией происходит по свободным ценам на основе конкурентного отбора ценовых заявок покупателей и поставщиков, осуществляемого за сутки до начала поставки, причем, заявки подаются на полные объемы производства и потребления электрической энергии.

В случае отклонения от запланированных за сутки вперед объемов поставки, участники покупают или продают их на балансирующем рынке.

В целях обеспечения надежной и бесперебойной поставки электрической энергии на оптовом рынке, а также для формирования ценовых сигналов о необходимости инвестирования в строительство новых мощностей, в соответствии с новыми правилами, планируется организация рынка генерирующей мощности. Покупка мощности предоставляет участнику оптового рынка право требования обеспечения готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии установленного качества в количестве, необходимом для удовлетворения потребности в электрической энергии данного участника.

Будут введены обязательные условия к производителям электрической энергии и их генерирующему оборудованию, необходимые для поддержания заданных параметров функционирования энергосистемы и соответственно для надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей. Выполнение этих требований влияет на стоимость продаваемой ими мощности.

В будущем планируется организация краткосрочного и долгосрочного конкурентного отбора ценовых заявок на поставку мощности.

Таким образом, в течение переходного периода оптовая торговля электроэнергией (мощностью) на рынке осуществляется на основании следующих механизмов:

а) торговля электрической энергией (мощностью) по регулируемым ценам (тарифам) на основании договоров купли-продажи электрической энергии (мощности).

б) торговля электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым по соглашению сторон в двусторонних договорах купли-продажи электрической энергии;

в) торговля электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым путем конкурентного отбора ценовых заявок покупателей и поставщиков, осуществляемого за сутки до начала поставки;

г) торговля электрической энергией в объемах, соответствующих отклонениям, по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым по соглашению сторон в двусторонних договорах;

д) торговля электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым путем конкурентного отбора заявок поставщиков и участников с регулируемым потреблением, осуществляемого не позднее чем за час до поставки электрической энергии в целях формирования сбалансированного режима производства и потребления электрической энергии;

е) торговля электрической энергией (мощностью) по регулируемым ценам (тарифам) в целях компенсации потерь, а также в целях обеспечения совместной работы ЕЭС России и энергетических систем иностранных государств.

Произошедшие изменения направлены на формирование системы, задача которой отражать реальную стоимость электрической энергии. Также, за счет введения механизма двухсторонних договоров у участников рынка появилась возможность фиксировать цену поставки электрической энергии, что является важным фактором для осуществления инвестиционных процессов в отрасли. Кроме того, нововведения создали предпосылки для решения вопросов, связанных с накопленным в предыдущие годы стоимостным небалансом оптового рынка, а также перекрестным субсидированием между участниками рынка.

2. Реформирование электроэнергетики в 2006 году

В соответствии с законодательством об электроэнергетике, все компании, совмещающие естественно-монопольные и потенциально конкурентные виды деятельности, должны были их разделить до 1 апреля 2006 года. К потенциально конкурентным видам деятельности относятся производство и купля-продажа электроэнергии, к естественно - монопольным - оказание услуг по передаче электрической энергии и оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике.

В соответствии с решениями Правительства Российской Федерации, Совета Директоров ОАО РАО «ЕЭС России» продолжается реструктуризация холдинга ОАО РАО «ЕЭС России».

По итогам 2006 года Советом директоров ОАО РАО “ЕЭС России” утверждены проекты реформирования 69 из 72 АО-энерго (кроме следующих изолированных энергосистем: ОАО «Магаданэнерго», ОАО «Колымаэнерго», ОАО «Янтарьэнерго»).

Полностью завершена реализация 65 (90%) проектов реорганизации АО-энерго (кроме ОАО «Магаданэнерго», ОАО «Колымаэнерго», ОАО «Янтарьэнерго», ОАО «Сахалинэнерго», ОАО «Чукотэнерго», ОАО «Тываэнерго», ОАО «Ингушэнерго»).

Базовый проект реформирования включает в себя разделение АО-энерго на следующие компании:

генерирующая компания (ГК);

магистральная сетевая компания (МСК);

распределительная сетевая компания (РСК);

энергосбытовая компания (ЭСО).

Активы генерирующих компаний нескольких АО-энерго по территориальному признаку консолидируются в территориальные генерирующие компании (ТГК).

Магистральные сетевые компании объединены в холдинг Федеральной сетевой компании - ОАО «ФСК ЕЭС».

активы распределительных сетевых компаний на территории федеральных округов объединены в 4 межрегиональные распределительные компании - МРСК.

Энергосбытовые организации в течение 2006 года находились в управлении ТГК.

Функции оперативно-диспетчерского управления, осуществляемые региональными диспетчерскими управлениями (РДУ) были переданы от 54 АО-энерго ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - системному оператору.

ГК, ЭСО, и ФСК ЕЭС стали субъектами оптового рынка электроэнергии. ГК и ЭСО - в роли поставщиков и покупателей электроэнергии, а ФСК - в качестве потребителей в объемах покупки потерь электроэнергии в своих сетях.

На базе активов АО-энерго по плану реформирования запланировано создание 14 ТГК. Также крупные электростанции объединены в - 6 «тепловых» оптовых генерирующих компаний (ОГК) на базе крупнейших ГРЭС, 1 ОГК на базе гидроэлектростанций (ГидроОГК). Всего - 21 генерирующая компания.

По итогам 2006 года окончательно сформировали целевую структуру все 6 ОГК и 4 ТГК (ТГК-3,ТГК-4, ТГК-5, ТГК-14). Остальные ТГК находятся на финальной стадии формирования.

Генерирующие компании сформированы с учетом максимального ограничения рыночной силы, т.е. конфигурация разработана таким образом, чтобы каждая из ОГК и ТГК могла оказать наименьшее влияние на цены оптового рынка электроэнергии. Указанная конфигурация генерирующих компаний прошла независимую оценку по заказу ФАС России и в целом признана как допустимая с точки зрения создания условий для развития реальной конкуренции на оптовом рынке.

Тем не менее, возможности для неконкурентных действий на оптовом рынке - манипулирования ценами, могут возникнуть практически у каждой из ТГК или ОГК. В связи с чем, действии этих компаний является предметом особого контроля со стороны ФАС России. Возможности манипулирования ценами будут возникать в различные периоды времени в зависимости от объема спроса и предложения электроэнергии, сетевых ограничений для передачи электроэнергии в определенных зонах. Указанные обстоятельства в свою очередь определяются погодными условиями, графиками планового и внепланового ремонта сетевого и генерирующего оборудования, ценами на топливо и другими факторами. Именно по этой причине основная роль в данном анализе уделена производственным и корпоративным результатам генерирующих компаний - главным объектам антимонопольного контроля на рынке электроэнергии.

Одной из целей реформирования отрасли является привлечение инвестиций в компании, осуществляющие производство электрической и тепловой энергии. Также стоит задача по постепенному выходу государства из акционерного капитала генерирующих компаний. В 2006 году впервые проведено первичное размещение акций (IPO) компаний электроэнергетики среди неограниченного круга инвесторов. В ноябре на фондовом рынке размещено около 14% уставного капитала ОАО «ОГК-5». В результате привлечено 459 млн. долларов США на инвестиционную программу ОАО «ОГК-5». IPO компании вызвало существенный интерес среди инвесторов как отечественных, так и иностранных. Спрос на акции более чем в 10 раз превысил предложение. В течении 2007 года планируется проведение более 5 дополнительных эмиссий акций, которые будут размещаться в России, а также в Европе (на Лондонской фондовой бирже - LSE), кроме того существуют планы по реализации долей ОАО РАО «ЕЭС России» в генерирующих компаниях в пользу стратегических инвесторов.

3. Генерирующие компании на оптовом рынке электроэнергии

В результате структурных преобразований целевая структура оптового рынка будет состоять из следующих генерирующих компаний, действующих в двух ценовых зонах:

ФГУП «Росэнергоатом»;

ОАО «ГидроОГК» (к концу 2007 года планируется перевод ГЭС на единую акцию ОАО «ГидроОГК»);

6 ОГК;

14 ТГК;

5 независимых производителей - ОАО «Башкирэнерго», ОАО «Татэнерго», ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Новосибирскэнерго», ОАО «Красноярская ГЭС»;

А также ОАО «Западно-Сибирская ТЭЦ» и ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС», отчужденные ОАО РАО «ЕЭС России» на аукционе в 1 квартале 2007года.

К концу 2007 года планируется завершение необходимых корпоративных процедур по окончательному формированию всех генерирующих компаний оптового рынка.

4. Структура акционеров крупнейших генерирующих компаний

Сложившаяся структура акционеров

В результате создания новых участников оптового рынка происходят существенные изменения в структуре акционеров ОГК и ТГК.

ОАО «ГидроОГК» на 100% принадлежит государству, но по мере присоединения ГЭС, данная доля будет уменьшаться. По плану реформирования электроэнергетики доля государства в ОАО «ГидроОГК» в результате структурных преобразований должна быть контрольной.

По состоянию на конец 2006 года ОАО РАО «ЕЭС России» владеет более 75% акций в уставном капитале всех 6 ОГК, а также в среднем владеет (будет владеть) около 50% акций 14 ТГК.

Но данная структура собственников не окончательная, так как после окончательного формирования, генерирующие компании проведут дополнительную эмиссию акций, которая будет размещена в пользу заинтересованных инвесторов. К использованию планируется различные механизмы размещения акций, среди них: проведение аукциона на бирже (IPO), продажа целого пакета стратегическому инвестору, комбинированные варианты. Кроме того, существует возможность продажи, оставшихся после проведения дополнительных эмиссий, акций генерирующих компаний, принадлежащих ОАО РАО «ЕЭС России». В итоге к концу 2007 года ОАО РАО «ЕЭС России» (следовательно, и государство) могут выйти из акционерного капитала нескольких генерирующих компаний.

Среди потенциальных инвесторов, заинтересованных в получении контроля в компаниях, производящих электрическую и тепловую энергию, необходимо выделить, в первую очередь, компании уже являющиеся собственниками, а именно: ОАО «Газпром, ОАО «КЭС», ОАО «Норильский Никель», ОАО «Лукойл», ОАО «СУЭК», финский компания «Fortum».

Кроме указанных компаний интерес к размещаемым на рынке акциям уже проявили и другие не только российские, но и иностранные компании. Например, такие компании как Enel, Gas de France, International Power, E.oN заявляли о своей заинтересованности в приобретении генерирующих активов в России.

Независимые от ОАО РАО «ЕЭС России» - ОАО «Татэнерго», ОАО «Башкирэнерго» находятся в региональной собственности (соответственно Республики Татарстан и Республики Башкортостан).

Риски вертикальной и горизонтальной интеграции

Необходимо отметить, что по мере выхода ОАО РАО «ЕЭС России» из капитала генерирующих компаний, все в большей степени будут возрастать риски вертикальной и горизонтальной интеграции на рынке производства электрической энергии.

В случае, если контроль над производителями электроэнергии получают компании поставщики топлива, то это приведет к формированию вертикально-интегрированных компаний. Мотивы приобретения энергетических активов у поставщиков топлива вызваны желанием обеспечить гарантированные рынки сбыта топлива, максимизировать прибыль от продаж топлива путем оптимизации загрузки производственных мощностей, получить контроль над рынком сбыта топлива. Объединение в энерготопливную компанию таких активов позволяет получить синергетический эффект, в том числе за счет увеличения рыночной силы компании, как на рынке топлива, так и электроэнергии.

Вызывают серьезные опасения, озвученные ОАО «Газпром» и ОАО «СУЭК», планы о создании совместного предприятия на основе своих энергетических и угольных активов.

Приобретение доминирующим поставщиком топлива - ОАО «Газпром» или ОАО «СУЭК» - генерирующих компаний будет создавать условия для его нерыночного поведения. Электростанции, контролируемые таким поставщиком, будут находиться в преимущественном положении в отношении объемов, условий и цен поставки газа или угля по сравнению с другими электростанциями.

Объединение активов двух монопольных поставщиков газа и угля приведет к усилению отрицательное влияния на состояние конкуренции на рынке электроэнергии, фактически лишая генерирующие компании возможности выбирать не только поставщика, но и вид используемого топлива.

Приобретение одним собственником контроля в нескольких генерирующих компаниях может привести к формированию горизонтально - интегрированной компании.

В силу особенностей рынка электроэнергии цены на нем формируются в результате конкурентного предложения тепловых электростанций. Уменьшение число участников и наличие высокой концентрации на рынке электроэнергии может привести к фактической ликвидации механизмов конкурентного ценообразования и увеличивает риск необоснованного роста цен на электроэнергию.



5. Рыночная концентрация производства электроэнергии в 2006 году. Особенности определения территориальных границ рынка

Объем производства электроэнергии в 2006 году составил 991,42 млрд.кВтч. Рост объема производства э/энергии по сравнению с 2005 годом составил 4 %.

Проведение анализа рыночной концентрации оптового рынка электроэнергии имеет существенные отличия от проведения анализа других товарных рынков. Это связано со спецификой электроэнергии как товара, который не поддается хранению и спрос на который неэластичен. Помимо этого, производство, передача и сбыт имеет различного рода ограничения технологического и инфраструктурного характера.

При проведении анализа рыночной концентрации общий подход к определению границ анализируемых рынков не может быть применен. Необходима разработка особой методологии по их определению.

В данном анализе используется территориальное деление рынка в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 24 октября 2003 г №643 «О правилах оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода», которое выделяет две ценовые зоны: Первая ценовая зона (зона Европы и Урала) и Вторая ценовая зона (зона Сибири).

Примечание. В зоне централизованного энергоснабжения находятся энергосистемы, не входящие в ценовые зоны: ОЭС Дальнего Востока, энергосистемы Архангельской, Калининградской областей и Республики Коми. В силу различных причин, прежде всего, сетевых ограничений на передачу, энергокомпании, функционирующие на этих территориях, не смогут быть полноценными участниками оптового рынка. В силу этих обстоятельств результаты деятельности таких компаний не учитывалась при подготовке настоящего анализа.

При этом необходимо отметить, что указанное определение территориальных границ рынка не является оптимальным, поскольку из-за особенностей электроэнергии как товара, а также технических и технологических ограничений, эти границы фактически являются более узкими, и будут динамически изменяться в различные периоды времени. Решающими факторами изменений будут сетевые ограничения на передачу электроэнергии и баланс спроса и предложения в конкретных узлах расчетной модели оптового рынка. В перспективе будет разработана методика определения границ оптового рынка, которая будет основана на т.н. зонах свободного перетока электроэнергии.

Однако при любом подходе к определению границ рынка, группа лиц РАО «ЕЭС России» занимает доминирующее положение на рынке производства электроэнергии.

При анализе долей рынка, занимаемыми субъектами ОРЭ, необходимо учитывать, что с точки зрения антимонопольного регулирования, возможно злоупотребление субъектом своим доминирующим положением вне зависимости от доли, которую субъект занимает на рынке.

Производство электроэнергии в Первой ценовой зоне (Европа, Урал)

Объем производства в Первой ценовой зоне составил 687,72 млрд. кВтч.

Доля в объеме производства генерирующих компаний входящих в группу лиц ОАО РАО «ЕЭС России» в Первой ценовой зоне составляет 70,3% (483,26 млрд.кВтч) от общего объема производства электроэнергии в данной зоне.

Доля в объеме производства независимых от ОАО РАО «ЕЭС России» компаний, действующих на территории Первой ценовой зоны (ОАО «Татэнерго», ОАО «Башкирэнерго», ФГУП «Росэнергоатом») составляет 29,7% (204,46 млрд. кВтч). Таким образом, распределение долей в объеме производства электроэнергии в 2006 г. в Первой ценовой зоне составило:

· Группа лиц ОАО РАО «ЕЭС России» - 70,3%

· ФГУП Росэнергоатом - 22,4%;

· ОАО «Башкирэнерго» - 3,7%

· ОАО «Татэнерго» - 3,6%.

Производство электроэнергии во Второй ценовой зоне (Сибирь)

Объем производства во Второй ценовой зоне составил 184,7 млрд. кВтч.

Доля генерирующих компаний, входящих в группу лиц ОАО РАО «ЕЭС России» в данной ценовой зоне составляет 51,5% (95,12 млрд.кВтч,) от общего объема производства электроэнергии.

Доля в объеме производства независимых от ОАО РАО «ЕЭС России» компаний, действующих в данной ценовой зоне (ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Новосибирскэнерго», ОАО «Красноярская ГЭС») составляет 48,5% (89,6 млрд. кВтч). Распределение долей в объеме производства электроэнергии в 2006 г. в Первой ценовой зоне составило:

· Группа лиц ОАО РАО «ЕЭС России» - 51,5%

· ОАО «Иркутскэнерго» - 31,1%,

· ОАО «Красноярская ГЭС» - 11,5%

· ОАО «Новосибирскэнерго» - 5,9%.

Рыночная концентрация генерирующих компаний

В Первой ценовой зоне:

· ФГУП «Росэнергоатом» - 22,6%;

· ТГК-3, - более 9%;

· ОГК-1, ОГК-2, ОГК-4, ГидроОГК - более 6% каждая.

· Доли остальных генерирующих компаний от 1,5 до 5%. (см. Приложение).

Примечание: малые доли ОГК-3 и ОГК-6 в Первой ценовой зоне, располагающих значительной рабочей мощностью, связаны с тем, что их электростанции расположены в двух ценовых зонах.

Во Второй ценовой зоне:

· ОАО «Иркутскэнерго» - 31,1%;

· ОАО «ГидроОГК» - 15,7%;

· Кузбассэнерго (ТГК-12), Красноярская ГЭС- более 11% каждая;

· ТГК-13 - 7,69%.

· Доли остальных компаний попадают в диапазон от 1 до 6 %.

Рыночная концентрация во Второй ценовой зоне заметно выше относительно Первой. Однако данная концентрация не означает наличия большей рыночной власти лидеров - «ГидроОГК» и «Иркутскэнерго», поскольку основной вклад в производстве электроэнергии этими компаниями вносят ГЭС, практически не имеющими возможность оказывать влияние на цены рынка.

При этом, как показало исследование ФАС России ситуации вокруг реформирования ОАО «Кузбассэнерго», ТГК на базе ее активов обладает существенной рыночной властью и исключительным потенциалом влияния на цены рынка в Сибири. По этой причине было принято решение исключить 2 электростанции ОАО «Кузбассэнерго» из состава ТГК-12 и продать их.

6. Результаты торгов на оптовом рынке

В связи с запуском новой модели оптового рынка электроэнергии и мощности 1 сентября 2006 года анализ результатов торгов на оптовом рынке целесообразно разделить на две части:

- с 1 января по 31 августа - функционирование «старой модели рынка»

- с 1 сентября по 31 декабря - функционирование НОРЭМ.

Функционирование «старой модели рынка»

Итоги работы сектора свободной торговли.

К концу августа 209 участников подписали договоры о присоединении к торговой системе в Европейской части России и на Урале, из которых 83 субъекта являются независимыми от РАО «ЕЭС России». В Сибири количество подписавших договоры на конец августа составляло 31, из которых 12 субъектов - независимые от РАО «ЕЭС России». По сравнению с концом 2005 года количество подписавших договоры увеличилось на 9 компаний в ценовой зоне Европы и Урала и на 2 компании в Сибири. За этот же период количество участников торгов увеличилось более существенно. На момент окончания работы сектора свободной торговли в первой ценовой зоне 95 участников подавали заявки только на покупку электроэнергии, 57 - на продажу, 3 участника подавали заявки и на покупку, и на продажу электроэнергии, т.е. всего 155 участников, против 111 участников в конце 2005 года; в Сибири в роли покупателей выступали 17 компаний, пятнадцать в роли продавцов и две компании - в обоих качествах, т.е. 34 субъекта принимали участие в торгах, против 24 в декабре 2005 года.

Динамика предложения и спроса.

Европейская часть России и Урал

Предложение в течение всего рассматриваемого периода имело ритмичный характер со снижением в выходные и праздничные дни. Снижение объемов наблюдалось в весенне-летний период, на который приходятся плановые ремонты оборудования. Сильное увеличение объемов спроса и предложения во второй половине января и феврале связаны с рекордно низкими температурами, установившимися на всей Европейской территории России (рис.1).

Относительно аналогичного периода 2005 года предложение выросло на 32,6 %, спрос - на 38,5%.

Сибирь

Правила функционирования сектора свободой торговли, действовавшие во второй ценовой зоне (Сибири), отличались от правил, действовавших в первой ценовой зоне (зоны Европы и Урала). Покупка для организаций в Сибири была ограничена 15% планового часового объёма потребления электроэнергии (30% в Европейской части России и Урала), а продажа была лимитирована не 15% установленной (рабочей) мощности, а 5%; кроме гидроэлектростанций, ограничения по предельным объёмам, поставки которых составляли 2%.

Такое соотношение ограничений по объемам покупки/поставки в секторе свободной торговли обусловливало значительное превышение спроса над предложением. Однако, в отдельные дни января и весь февраль предложение превышало спрос, что было вызвано стратегией одного из крупных участников рынка.

В Сибири предложение было стабильным с тенденцией к снижению в весенне-летние месяцы за исключением периода с 22 июня. В это время действовал введенный Системным оператором в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода вынужденный режим работы гидроэлектростанций энергосистемы Сибири. При этом максимальный объем продажи электроэнергии в секторе свободной торговли на период действия вынужденного режима ГЭС Сибирского региона (в первую очередь - Саяно-Шушеская ГЭС) составляет 15% объёма электроэнергии ПДГ, запланированного Системным оператором. Соответственно, максимальный объем электроэнергии, который вправе купить в секторе свободной торговли участник оптового рынка Сибирского региона, составляет 20% собственного планового почасового потребления электроэнергии. Такой режим заметно повлиял на объемы спроса и предложения и, соответственно на объемы покупки и продажи в этот период.

Структура и динамика покупки электроэнергии

За 8 месяцев 2006 года в ССТ ОРЭ в обеих ценовых зонах куплено 63,189 млн. МВт.ч. электроэнергии, это на 53,3% больше объема аналогичного периода предыдущего года. Почти в течение всего рассматриваемого периода наибольшая доля покупки электроэнергии в секторе свободной торговли по первой ценовой зоне приходилась на покупателей, расположенных на территории объединенной энергосистемы Центра, лишь в январе и августе наибольшие объемы электроэнергии приобретали потребители ОЭС Урала. Наименьшая доля покупки неизменно приходилась на участников ОЭС Северо-Запада. Это связано как с потенциалом и структурой энергопотребления, так и с активностью участников этих регионов. Доля покупателей второй ценовой зоны в общем объеме покупки составила всего около 6%, что обусловлено и правилами ОРЭ, действующими в этом регионе.

Динамика изменения цен

За период с 1 января по 31 августа 2006 года на торгах в первой ценовой зоне было куплено 59,5 млн. МВт.ч. Наибольший разрыв с ценами регулируемого сектора был отмечен как и в прошлом году в начале года. В среднем за год в секторе свободной торговли средняя цена сложилась 582,06 руб./МВт.ч., что на 1,2% ниже цены в регулируемом секторе рынка.

В сибирской ценовой зоне объем покупки электроэнергии составил 3,7 млн. МВт.ч. Средневзвешенная цена за восемь месяцев работы ССТ в 2006 году сложилась на уровне 457,89 руб./МВт.ч., т.е. в среднем на 12,4% ниже цены регулируемого сектора.

Динамика доли сектора свободной торговли в оптовом рынке

В обеих ценовых зонах в течение года доля сектора свободной торговли росла. Если в январе ССТ составлял 12,9% от общего объема покупки на оптовом рынке электроэнергии в Европе и на Урале, то в августе - 13,5%. Максимум же пришелся на май и июнь - в эти месяцы доля ССТ превысила 14%. В Сибири этот показатель вырос с 2,8% в январе до 5,8% в августе, резкое увеличение с 3% до 6% в июле произошло по причине включения режима угрозы холостых сбросов.

Первые итоги работы НОРЭМ

Итоги первых четырех месяцев после запуска новой модели оптового рынка электроэнергии показали устойчивую работу торговой системы. К декабрю количество компаний, подписавших договоры о присоединении, достигло 259. В торгах первой ценовой зоны принимают участие 111 покупателей, 33 продавца и 5 компаний, выступающих в обоих качествах. В торгах второй ценовой зоны 17 компаний подают заявки только на покупку электроэнергии, 15 - только на продажу и 4 - и на покупку, и на продажу. Ежедневно на торговой площадке обрабатывается более 700 заявок, из которых порядка 600 проходят торги.

За период работы в 2007 году НОРЭМ по нерегулируемым ценам было продано 19,2 млн. МВт.ч. в ценовой зоне Европы и Урала и 2,7 млн. МВт.ч. в ценовой зоне Сибири, что составляет, соответственно, 7,6% и 4% от общего объёма торговых графиков ценовых зон. Для новой модели рынка характерна высокая волатильность цены между часами суток, что связано со снижением потребления в ночные и высоким спросом в пиковые часы. Чтобы хеджировать свои ценовые риски участники заключают свободные двусторонние договоры (СДД) на дневные и пиковые часы. Доля СДД в первой ценовой зоне составляет 24%, во второй - 52,5%.

В Сибири средневзвешенная цена за четыре месяца составила 122,92 руб./МВт.ч. Динамика цен: частые нулевые цены в начале отчетного периода вызваны продолжавшимся в сентябре режимом угрозы холостых сбросов, введенным Системным оператором для ГЭС. С постепенно наступающим похолоданием спрос увеличивался и уже в октябре нулевые цены складывались редко и только в выходные и праздничные дни. Высокие цены, так же как и в первой ценовой зоне, складывались из-за ценозамыкающих заявок отдельных участников.

Необходимо отметить, что при расчете, как регулируемых, так и нерегулируемых цен до введения НОРЭМ, суммировалась стоимость электроэнергии и стоимость мощности. При расчете цен НОРЭМ учитывалась только стоимость электрической энергии.

Существенная разница регулируемой и средневзвешенной нерегулируемой цены в Первой ценовой зоне связана с началом прохождения осенне-зимнего максимума нагрузки. Данный период характеризуется возрастанием спроса на электрическую и тепловую энергию, и как следствие, необходимостью использования станциями в том числе более дорогого вида топлива, для удовлетворения всех заявленных участниками оптового рынка объемов потребления, что в итоге сказалось на цене в нерегулируемом секторе ОРЭ.

Различие цен во Второй ценовой зоне вызвано продолжавшимся в сентябре и октябре режимом угрозы холостых сбросов, введенным Системным оператором для ГЭС, что приводило к увеличению объема вырабатываемой ГЭС электрической энергии и формированию в некоторые периоды времени нулевой цены.

Размещено на Allbest.ru

...