Новая модель оптового рынка электроэнергии мощности переходного. Орэм модельЛекция №4 Сравнительная характеристика основных положений моделей (м.Аллен, д.Орэм, в.Хендерсон, врачебной и др.) Добавочно-дополняющая модель в. ХендерсонМодель, предложенная В.Хендерсон (1966), акцентирует внимание сестринского персонала на физиологических, психологических, социальных потребностях, которые могут быть удовлетворены благодаря сестринского уходу. Одним из непременных условий этой модели является участие самого пациента в планировании и осуществлении ухода. Пациент. Модель Хендерсон в настоящее время наиболее известна среди медицинских сестер. Согласно этой модели пациент имеет 14 жизненно важных потребностей, одинаковых для всех людей, которые выделены на основе теории А.Маслоу. Здоровый человек, как правило, не испытывает трудностей в удовлетворении этих потребностей. В то же время в период болезни, беременности, детства, старости, при приближении смерти он может быть не в состоянии удовлетворить эти потребности самостоятельно. Именно в это времямедицинская сестра помогает ему. В.Хендерсон утверждает, что сестринский уход должен быть направлен на скорейшее восстановление независимости человека. Источник проблем пациента. Согласно модели источником проблем пациента являются обстоятельства, условия, перемены в жизни, когда человек не может осуществлять уход за собой. Проблемы могут появиться во время выздоровления или длительного умирания. Физиологические и интеллектуальные возможности человека также могут влиять на способности человека удовлетворять свои фундаментальные потребности. Цели и задачи ухода. В. Хендсрсон считает, что при восстановлении независимости пациента медицинской сестре следует ставить только долгосрочные цели. Краткосрочные и промежуточные цели можно формулировать, но только при острых состояниях. В. Хендсрсон также рекомендует составлять план сестринской помощи письменно, изменяя его по мере оценки результатов. Приоритетной задачей медицинской сестры является восстановление независимости пациента при удовлетворении им 14 жизненно важных потребностей. Роль медицинской сестры. В модели В.Хендерсон роль медицинской сестры представлена двояко. С одной стороны, это самостоятельный и независимый специалист, решающий вопросы по удовлетворению нарушенных жизненно важных потребностей человека; с другой — помощник врача, так как медицинская сестра выполняет его назначения. Направленность сестринской помощи. Модель В.Хендерсон предполагает удовлетворение биологических, психологических, социальных потребностей пациента и его привлечение к планированию и осуществлению ухода. Способы оказания сестринской помощи. Сестринская помощь включает контроль за приемом лекарственных средств и выполнение процедур, назначенных врачом, а также привлечение больного и его семьи к процессу ухода. Оценка качества и результатов ухода. Поданной модели можно окончательно оценить результат и качество ухода только тогда, когда удовлетворены все жизненно важные потребности, в отношении которых были предприняты действия медицинской сестры. studfiles.net Сравнительный анализ моделей оптового рынка электроэнергииС переходом России к рыночной экономике электроэнергетика в начале 90-х годов была приватизирована (акционирована) и вслед за другими отраслями промышленности вынуждена была перейти на рыночные отношения. Цель данной статьи – анализ основных достоинств и недостатков различных моделей рынка электроэнергии. Основные модели рынка в электроэнергетике Принято различать четыре основные модели организации электроэнергетического рынка [1-4 и др.]: 1. Регулируемая естественная монополия(отсутствие конкуренции).В этой моделивсе аспекты работы рынка регулируются государством (тарифы, объемы продаж, методики расчета тарифов и т.д.).Регулируемые вертикально-интегрированные компаниизанимаются всеми сферами производства, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии, несут ответственность за бесперебойное электроснабжение на своей территории. Развитие энергосистем обеспечивается путем включения инвестиций в тарифы для потребителей, которые устанавливаются на уровне средних издержек компании с добавлением инвестиционной составляющей. Естественные электроэнергетические монополии сформировались в странах Запада в 30-х – 40-х годах прошлого столетия и на протяжении нескольких десятилетий обеспечивали быстрое развитие электроэнергетики. В 70-е – 80-е годы начали проявляться некоторые недостатки регулируемых монополий: высокие тарифы в ряде стран (5-6 цент/кВт.ч и выше), «переинвестирование» - излишнее развитие генерирующих мощностей (с резервами до 30-40 %) и др. Главной причиной считаются трудности и недостатки государственного регулирования. Возникла идея организации конкуренции в сферах генерации и сбыта электроэнергии. Предполагалось, что конкуренция заменит государственное регулирование, повысит эффективность производства и приведет к снижению цен на электроэнергию. Сферы транспорта и распределения электроэнергии считаются объективно монопольными, и в них сохраняется государственное регулирование. Недостаток данной модели устройства рынка в отсутствии стимула у электростанций в снижении издержек производства. 2. Единый покупатель(конкуренции среди Поставщиков).В данной модели устройства рынка Единый Покупатель (“Закупочное агентство”) покупает электроэнергию у всех Поставщиков.Электрогенерирующие компании (ЭГК) конкурируют друг с другом за поставку электроэнергии“Закупочному агентству”. Последнее продает электроэнергию всем Покупателям по ценам, которые формируются как средневзвешеннаяцена поставок электроэнергии Поставщикамиза расчетный период (период может быть любым), с добавлением “инвестиционной составляющей”, необходимой для строительства новых электростанций. “Закупочное агентство” ответственно за бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией и своевременное развитие электроэнергетической системы.При необходимости оно заключает долгосрочные договоры с инвесторами на строительство электростанций. (Процедура конкурса на строительство электростанций не входит в тему данной статьи). Данная модель рынка “Единый покупатель” позволяет:
3. Конкурентный рынок(конкуренция среди Поставщиков и оптовых Покупателей). На территории бывших АО-энерго образуются нескольких распределительно-сбытовых компаний (РСК), монопольно снабжающих потребителей на своей территории. Образуются конкурентные отношения среди Поставщиков и оптовых Покупателей.Прекращается регулирование цен на оптовом рынке.Поскольку ценообразование происходит по маржинальному принципу, то оптовые цены повышаются до ценовых заявок электростанций,замыкающих баланс, т.е. максимальных из прошедших конкурентный отбор. Необходимо подчеркнуть, что цены на рынке электроэнергии повышаются выше средних издержек производства по системе в целом,только вследствие изменения алгоритма расчета цен на рынке, а не из-за какого - либо увеличения затрат Поставщиков. Появляется ценовой барьер для вхождения в рынок новых производителей электроэнергии, возникают трудности с финансированием строительства новых электростанций. Далее будет подробно рассмотрено, почему возникают эти трудности. Сохраняется регулирование цен на розничных рынках электроэнергии.
Следует подчеркнуть, что все перечисленные модели – это модели рынка.В разных странах мира в тех или иных разновидностях реализованы все виды рассмотренных рынков: например, регулируемая монополия – в Японии, Франции, некоторых штатах США; рынок «Единый покупатель» – в Южной Корее, Китае, Северной Ирландии, Мексике; конкурентные рынки – в Англии, Скандинавских странах, Австралии, ряде штатов США. Аспекты, требующие учета Необходимо хотя бы кратко рассмотреть ряд положений или моментов, которые важны для сопоставления моделей рынка. Рынки 1 и 2 хороши для Покупателей электроэнергии, так как в них тарифы устанавливаются как средневзвешенная величина стоимости поставок Поставщиков. Финансирование развития ЭЭС обеспечивается за счет включения “инвестиционной составляющей” в тарифывсех Покупателей. Рынки 3 и 4 выгодны Производителям электроэнергии, которые продают электроэнергию по маржинальным ценам, которые, как правило, выше их собственных издержек. Несомненно, конкуренция является движущей силой рыночной экономики. Благодаря конкуренции снижаются издержки производства и, в конечном итоге, цены продукции. Однако, очень важно различать, кто получит эффект от конкуренции – производители или потребители. Их интересы прямо противоположны. Эффект для потребителей может быть лишь в снижении цен. Если цены не снижаются или, наоборот, повышаются, то никакого эффекта для потребителей нет – весь эффект от конкуренции достается производителям. Именно это происходит при переходе к конкурентным рынкам 3 и 4, в которых формируются маржинальные оптовые цены. Главным недостатком конкурентных рынков следует считать повышение оптовых цен на электроэнергию до уровня маржинальных, соответствующих издержкам наименее экономичных электростанций, востребованных на рынке (рис. 1). Создается парадоксальная ситуация – конкуренция вводится для повышения эффективности производства, снижения издержек и,следовательно,снижения цен на электроэнергию, а в электроэнергетике, наоборот, цены на конкурентном оптовом рынке повышаются.Следовательно, потребители электроэнергии не только не получают эффекта от конкуренции, но еще и понесут ущерб. Производителям же электроэнергии достанется весь эффект от конкуренции,а также «излишек производителя», образующийся при повышении цен[5]. Таким образом, конкурентный рынок в электроэнергетике выгоден лишь производителям электроэнергии.
Рис.1. Формирование маржинальной цены на конкурентном рынке Формированиемаржинальной цены на электроэнергию и образование «ИзлишкаПоставщиков» никак не связано с эффективностью производства. Оно обусловлено лишь тем, что электростанции имеют разные издержки, обусловленные разными причинами (время постройки, вид топлива, тип турбин и т.п.). Второй серьезный недостаток конкурентных рынков моделей 3 и 4-появление трудностей со строительством новых электростанций, обусловленных изменением механизма их финансирования и образованием ценового барьера для вхождения в рынок новых производителей. Если в моделях 1 и 2 инвестиции в какую-либо новую электростанцию распределяются (делятся) на всюпокупаемую в системе электроэнергию, то в моделях 3 и 4 эти инвестиции должны окупаться самой электростанцией, за счет продажи своей электроэнергии. Вновь построенная электростанция должна включать инвестиционную составляющую в свой тариф. В условиях ликвидации организации,предназначенной для управления развитием электроэнергетики в России (РАО ЕЭС), строительство новых электростанцийчастными инвесторами должнобыть мотивировано рыночными механизмами. В моделях рынка 3 и 4 цены на электроэнергию на рынке, при которых инвестиции могут окупиться, должны превышать ценовые заявкидействующихэлектростанций на величину инвестиционной составляющей новой электростанции. Простейший расчет показывает, что величина инвестиционной составляющей в ценовой заявкеновой электростанции в условиях конкурентного рынка 3 и 4 моделей позволяющей окупить вложенные средствасоставляет, как минимум, 3500 руб/МВт.ч. Это при условиях:ставка рефинансированияЦентробанка равна8%, (в коммерческих банках величина оплаты за кредит выше ставки рефинансирования, но для упрощения расчетов можно принять ее, как процентную ставку кредитования строительства электростанций), вновь построенная электростанция будет загружена ровным графиком с полной нагрузкой.Это также является допущением, так как тепловые электростанции изменяют нагрузку по сезонам года, временам суток, а в условиях конкурентного рынка добавляются неравномерности графика нагрузки, вызванные механизмом формирования конкурентных цен. Эти допущения снижают величину инвестиционной составляющей. Поставщики, как правило,электростанции, построенные в 60-70 годы, т.е. давно отработавшие свои амортизационные сроки, средневзвешенная стоимость поставки электроэнергии которых,находитсясегодня в пределах 500-900руб/МВт.ч.Себестоимость выработки на проектируемых электростанциях (без учета инвестиционной составляющей)на 5-10 % ниже существующих за счет более совершенного оборудования, снижения численности обслуживающего персонала и т.д.Но, инвестиционнаясоставляющая, добавленная к себестоимости в размере 3500руб/МВт.ч. делает новые электростанции неконкурентноспособными, а стало быть невостребованнымина рынке. Невозможность финансирования строительства новых электростанций в условиях конкурентного рынка, при росте потребления может привести к дефициту мощности и соответственно к росту цены на электроэнергию. В условиях дефицита мощности цена электроэнергии на конкурентном рынке определяется уже не ценовыми заявками поставщиков, а ценовыми заявками покупателей. Покупатели конкурируют между собой ценовыми заявками за право получить электроэнергию в условиях дефицита мощности. Графическое изображение механизма формирования цены на конкурентном рынке в условиях дефицита мощности представлено на рис.2.
Рис 2. Цена на конкурентном рынке,при которой становятся востребованными вновь построенные электростанции. Следовательно, при реализации моделей 3 и 4 развитие генерирующих мощностей может происходить лишь при постоянном дефиците мощностей, очень высоких ценах и монопольных прибавках к маржинальным ценамсуществующих производителей, чтоугрожает быть серьезным тормозом развития экономики и увеличения инфляции за счет роста энерготарифов.[3, 8] В модели рынка №2 (Единый покупатель) инвестиционная составляющая тарифа на электроэнергию для всех Покупателей,обеспечивающая получениенеобходимыхсредств для строительства электростанций, покрывающихежегодный прирост потребления в 1%, составляет, ориентировочно, 120 руб/МВт.ч. Сопоставление моделей У конкурентных рынков электроэнергии (модели 3 и, особенно, 4), помимо двух рассмотренных, имеется ряд других существенных недостатков:
·Увеличение административно-управленческих расходов в связи с образованием множества новых компаний и рыночных структур. Этот недостаток очевиден и не требует пояснений. Следует учесть также, что затраты при производстве электроэнергии составляют ориентировочно 40-50 % от ее стоимости у конечных потребителей, затраты в сфере транспорта и распределения электроэнергии – 55-45 % и затраты в сфере сбыта электроэнергии – 5 %. Транспорт электроэнергии остается регулируемой монополией в любых моделях рынка, поэтому наибольший эффект от введения конкурентных отношений на рынке электроэнергии может быть получен только в сфере генерации электроэнергии.
Рост потребления при умеренных ценах на электроэнергию (отсутствие мотива для инвестиций в строительство электростанций) → дефицит электроэнергии → монопольное увеличений цены на рынке (появление мотивации для строительства новых электростанций) → ликвидация дефицита электроэнергии (снижение цен на рынке) → прекращение строительства новых электростанций → дефицит электроэнергии и т.д. Кроме того, есть еще и временной аспект данной проблемы. Между временем наступления дефицита и монопольного повышения цены до момента ввода в работу новых генерирующих мощностей проходит значительное время. Это означает что, в течение нескольких лет потребители будут платить монопольно высокие цены за электроэнергию, в условиях растущего дефицита, до того как необходимые мощности будут введены. Зарубежный опыт последних лет На Западе реструктуризация электроэнергетики проводится в странах с высокими тарифами (кроме, возможно, Бразилии). Это, как уже отмечалось, явилось одной из причин реструктуризации, конечной целью которой ставилось снижение цен на электроэнергию. Показателен в этом отношении пример США, где цены (тарифы) на электроэнергию различаются по территории в несколько раз. Реформирование начали штаты с очень высокими тарифами (5-6 цент/кВт.ч на оптовом рынке и выше), а штаты, где тарифы относительно низкие (3-4 цент/кВт.ч), сохраняют до сих пор регулируемые вертикально-интегрированные монопольные компании. За время проведения реформы электроэнергетики в России (фактически с 2001 г.) за рубежом произошел ряд событий, которые подтверждают трудности с организацией конкурентного рынка и возможные его последствия. Во-первых, такие развитые страны, как Франция и Япония, а также некоторые штаты США откладывают реструктуризацию своей электроэнергетики, сохраняя вертикально-интегрированные регулируемые монопольные компании (модель 1). Эти страны и штаты ограничились допуском к электроснабжению независимых производителей энергии и обеспечением раздельного учета затрат по сферам генерации, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии. Во-вторых, многие страны остановились при реформировании на рынке «Единый покупатель» (модель 2). В частности, в Южной Корее в 1999 г. было принято решение о реструктуризации монопольной государственной компании KEPCO. Предусматривался поэтапный переход от модели 1 к модели 4. В 2001 г. из компании выделили 6 ЭГК, реализовав модель «Единый покупатель». Однако дальнейшее реформирование застопорилось. Намечавшаяся на 2003 г. приватизация одной из ЭГК (KOSECO) и введение конкурентного рынка (модель 3) не состоялись. Существенную роль в этом сыграла работа в 2003-2004 гг. тройственной комиссии (правительство, менеджмент и профсоюзы), которая признала, что дальнейшее раздробление KEPCO (т.е. переход к модели 3) не дает реального эффекта [10]. Продолжение реструктуризации KEPCO отложено на неопределенный срок. Электроэнергетика Китая, преобразованная под модель «Единый покупатель», развивается невиданными темпами (по 50-100 ГВт в год). При этом, несмотря на дефицит во многих провинциях, поддерживаются умеренные тарифы на электроэнергию. В-третьих, во многих странах, где был введен конкурентный рынок (модели 3 или 4), произошли кризисные явления или крупные системные аварии. Широко известен Калифорнийский кризис в 2000-2001 гг., который вынудил вернуться там к регулированию тарифов и деятельности энергокомпаний. На северо-востоке США и прилегающих провинциях Канады, где конкурентный рынок, казалось бы, успешно развивался, летом 2003 г. произошла крупнейшая в истории системная авария. После этого процесс дальнейшей реструктуризации электроэнергетики в США фактически приостановлен. Аналогичные аварии, хотя и меньших масштабов, «прокатились» в 2003 г. и осенью 2006 г. по странам Западной Европы. В Чили и Аргентине в последние три года, а в Бразилии после кризиса 2001-2002 гг. отказались от конкурентного рынка и ввели регулирование тарифов из-за образовавшегося дефицита и роста цен на электроэнергию [11]. В Чили конкурентный рынок был введен даже раньше, чем в США и Западной Европе, но электроэнергетика развивалась при этом лишь за счет дешевых парогазовых установок на природном газе, импортируемом из Аргентины. Когда возможности импорта газа были исчерпаны, развитие генерирующих мощностей прекратилось, образовался дефицит (из-за роста электропотребления) и началось повышение цен. В Бразилии и Аргентине, где большую долю составляют капиталоемкие ГЭС (особенно в Бразилии), их строительство прекратилось с переходом к конкурентному рынку, что также привело через несколько лет к образованию дефицита. Отмеченный зарубежный опыт, несомненно, нужно учитывать. Заключение
Авторы: Эксперты д.т.н. профессор Л.С.Беляев, В.В. Шурупов electricalnet.ru ОРЭМ: модель для сборкиОбсуждения модели рынка уже чем-то напоминают поиск философского камня: как найти таинственную комбинацию веществ, чтобы в результате получилось чудесное превращение и общая благодать. Обсуждается, например, добавлять рынок мощности или нет. Переходить на двусторонние договоры или нет? Чтобы окончательно не запутаться в этих смысловых ловушках, необходимо обсуждать реальную ситуацию и возможность её изменения. Реальность состоит в том, что в энергосистеме необходимо поддержание избыточного объёма генерации по сравнению с тем уровнем потребления, что требуется в большую часть времени. В связи с этим у части генерации неизбежно низкий коэффициент используемой установленной мощности (КИУМ) и ограничена возможность покрытия затрат через продажу электроэнергии, поэтому нужны дополнительные источники. Другая сложность заключается в том, что эту задачу нужно решать с перспективой на несколько лет вперёд: если прогнозируется дефицит (из-за роста потребления или выбытия генерации), то надо заранее обеспечить создание дополнительной генерации. Это те объективные задачи, которые решаются сейчас системой оплаты мощности. Теоретически можно от неё отказаться, но тогда нужно допустить реально свободные цены на рынке электроэнергии (с возможным многократным ростом в пики потребления), а в некоторых случаях и физические ограничения потребления, если объёма генерации будет недостаточно. С точки зрения рынка это могло бы быть очень эффективно, но в существующих ограничениях политических (жёсткий контроль ценовых показателей) и технических (неуправляемое потребление) сложно представить себе это в реальности. Если это так, то нужно обсуждать ту или иную систему компенсации постоянных затрат поставщикам, и вопрос сводится к тому, как сделать её более эффективной, то есть минимизировать стоимость этой доплаты для потребителей. Можно рассмотреть и альтернативу рынку мощности – полноценный рынок резерва, но для этого нужно создать систему точного измерения и оценки стоимости услуг по резервированию каждого генератора и систему их отбора. А это серьёзная перестройка сложившейся технологии планирования и ведения режима и неясно, кто бы мог сейчас реализовать этот проект. К тому же придётся вводить и «долгосрочный резерв», а это приведёт к тем же вопросам, каким способом его обеспечивать: механизм гарантированных инвестиций (МГИ), договоры о предоставлении мощности (ДПМ), ДПМ-штрих и т. д. Поэтому в тех ограничениях, которые мы имеем, новая модель появится (точнее наконец-то заработает ранее введённая), если мы до конца решим набор актуальных задач. Во-первых, обсуждаемое сейчас изменение принципа тарификации на рынке тепла с целью приблизить стоимость теплоснабжения к рыночной (цена альтернативы), безусловно, снимет значительную долю проблем «вынужденной по теплу» генерации и сделает её конкурентоспособной. Во-вторых, необходима понятная, прозрачная, а главное, действенная процедура вывода неэффективного оборудования из эксплуатации, основанная на сравнении альтернативных вариантов и чётких договорных обязательствах по реализации выбранного варианта. Только тогда «вынужденная генерация» будет редким исключением, а не вторым общепринятым способом получения платы за мощность, как это происходит сейчас. Кроме того, необходимо сформировать нормальную систему взаимодействия с потребителями – владельцами собственной генерации (либо с возможностью регулирования нагрузки), основанную не на запретительно-запугивающих механизмах удержания, а на более точном порядке определения объёма потребляемых ими услуг по передаче и общесистемному резервированию. При адекватной стоимости они не только остановятся в «бегстве от ЕЭС», но и сами будут заинтересованы в предоставлении таких услуг в систему. А также появится эластичный спрос, который будет сам реагировать на цену без помощи госрегулятора. Следующий и, наверное, наиболее сложный вопрос – как поддерживать на необходимом уровне инвестиции в возобновление энергетического оборудования. Это комплексная задача, успех которой зависит от правильного решения предыдущих. Ведь чтобы принимались долгосрочные решения, нужно в том числе как можно реже менять модель. А отменять рынок мощности можно тогда, когда цена на мощность снизится до нуля, но это уже совсем другая история. 17 Марта 2014 в 14:43 peretok.ru Оптовый рынок электроэнергии и мощности — Википедия Переиздание // WIKI 2Оптовый рынок электрической энергии и мощности, оптовый рынок электроэнергии — сфера обращения особых товаров — электрической энергии и мощности в рамках Единой энергетической системы России в границах единого экономического пространства Российской Федерации с участием крупных производителей и крупных покупателей электрической энергии и мощности, а также иных лиц, получивших статус субъекта оптового рынка и действующих на основе правил оптового рынка, утверждаемых в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике»[1]Правительством Российской Федерации. Критерии отнесения производителей и покупателей электрической энергии к категории крупных производителей и крупных покупателей устанавливаются Правительством Российской Федерации (ст.3 35-ФЗ «Об электроэнергетике»). ИсторияОдновременно с созданием РАО «ЕЭС России» была организована оптовая торговля электрической энергией на Федеральном (общероссийском) оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). ФОРЭМ представлял собой систему договорных отношений множества его участников (субъектов), связанных между собой единством технологического процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии в ЕЭС России. Правовой основой функционирования ФОРЭМ являлись Федеральный закон от 14 апреля 1995 года «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации»[2] и Постановление Правительства РФ от 12 июля 1996 года № 793 «О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)»[3]. Началом функционирования существующей модели оптового рынка электроэнергии в Российской Федерации считается 1 ноября 2003 года, дата вступления в силу Постановления Правительства РФ от 24 октября 2003 года № 643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода»[4]. 1 сентября 2006 года Постановлением Правительства РФ от 31 августа 2006 г. N 529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)» введена в действие новая модель оптового рынка электроэнергии и мощности переходного периода, получившая название НОРЭМ — новый оптовый рынок электроэнергии и мощности (сейчас употребительной является аббревиатура ОРЭМ). В настоящее время правила функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности регулируются Постановлением Правительства РФ №1172 от 27 декабря 2010 года. Особенности электроэнергии как товараЭлектроэнергия обладает особенностями, обусловленными её физическими свойствами, которые необходимо учитывать при организации рынка:
На других рынках товарной продукции кратковременный дисбаланс между производством и потреблением не приводит к потере устойчивости рынка, поскольку может быть устранён за счет складских запасов или товаров-заменителей. Рынок электроэнергии может нормально функционировать только при условии, что в каждый момент времени обеспечивается баланс производства и потребления. На практике производители и потребители электроэнергии допускают отклонения от своих обязательств по генерации и потреблению электроэнергии. Наличие не только краткосрочных (в пределах часа, суток и т. п.), но и сезонных (в течение года) колебаний нагрузки в сочетании с тем обстоятельством, что располагаемая мощность электростанций должна превышать с требуемым резервом величину годового максимума нагрузки, приводит к тому, что в течение года некоторый объем генерирующей мощности недогружен. Диспетчер, управляющий работой энергосистемы, не в состоянии регулировать в режиме реального времени отпуск электроэнергии потребителям в соответствии с договорами на поставку, и потребитель может отбирать электроэнергию с существенными отклонениями от договорных обязательств. Необходимость оперативного балансирования энергосистемы в условиях переменной нагрузки требует наличия определенного числа маневренных электростанций, способных быстро и в широких пределах менять величину выработки электроэнергии. В последнее время также применяются различные модели управления спросом на электроэнергии, позволяющие привлекать потребителей к обеспечению баланса производства и потребления. Невозможность создания запасов готовой продукции приводит к необходимости создания резервов генерирующих мощностей, пропускной способности электрических сетей и запасов топлива на электростанциях. Величина резервов нормируется, а затраты на поддержание резервов включаются в стоимость электроэнергии. Основные принципы организации оптового рынкаМощность и электроэнергия, несмотря на несомненную взаимосвязь, рассматриваются как отдельные товары. Реализация мощности представляет собой обязательство и возможность поддержания в готовности генерирующего оборудования для выработки электроэнергии установленного качества в объёме, необходимом для удовлетворения потребности потребителя в электроэнергии, в то время как реализация электроэнергии представляет собой wiki2.org ОРЭМ ВикипедияОптовый рынок электрической энергии и мощности, оптовый рынок электроэнергии — сфера обращения особых товаров — электрической энергии и мощности в рамках Единой энергетической системы России в границах единого экономического пространства Российской Федерации с участием крупных производителей и крупных покупателей электрической энергии и мощности, а также иных лиц, получивших статус субъекта оптового рынка и действующих на основе правил оптового рынка, утверждаемых в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике»[1]Правительством Российской Федерации. Критерии отнесения производителей и покупателей электрической энергии к категории крупных производителей и крупных покупателей устанавливаются Правительством Российской Федерации (ст.3 35-ФЗ «Об электроэнергетике»). История[ | код]Одновременно с созданием РАО «ЕЭС России» была организована оптовая торговля электрической энергией на Федеральном (общероссийском) оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). ФОРЭМ представлял собой систему договорных отношений множества его участников (субъектов), связанных между собой единством технологического процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии в ЕЭС России. Правовой основой функционирования ФОРЭМ являлись Федеральный закон от 14 апреля 1995 года «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации»[2] и Постановление Правительства РФ от 12 июля 1996 года № 793 «О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)»[3]. Началом функционирования существующей модели оптового рынка электроэнергии в Российской Федерации считается 1 ноября 2003 года, дата вступления в силу Постановления Правительства РФ от 24 октября 2003 года № 643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода»[4]. 1 сентября 2006 года Постановлением Правительства РФ от 31 августа 2006 г. N 529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)» введена в действие новая модель оптового рынка электроэнергии и мощности переходного периода, получившая название НОРЭМ — новый оптовый рынок электроэнергии и мощности (сейчас употребительной является аббревиатура ОРЭМ). В настоящее время правила функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности регулируются Постановлением Правительства РФ №1172 от 27 декабря 2010 года. Особенности электроэнергии как товара[ | код]Электроэнергия обладает особенностями, обусловленными её физическими свойствами, которые необходимо учитывать при организации рынка:
На других рынках товарной продукции кратковременный дисбаланс между производством и потреблением не приводит к потере устойчивости рынка, поскольку может быть устранён за счет складских запасов или товаров-заменителей. Рынок электроэнергии может нормально функционировать только при условии, что в каждый момент времени обеспечивается баланс производства и потребления. На практике производители и потребители электроэнергии допускают отклонения от своих обязательств по генерации и потреблению электроэнергии. Наличие не только краткосрочных (в пределах часа, суток и т. п.), но и сезонных (в течение года) колебаний нагрузки в сочетании с тем обстоятельством, что располагаемая мощность электростанций должна превышать с требуемым резервом величину годового максимума нагрузки, приводит к тому, что в течение года некоторый объем генерирующей мощности недогружен. Диспетчер, управляющий работой энергосистемы, не в состоянии регулировать в режиме реального времени отпуск электроэнергии потребителям в соответствии с договорами на поставку, и потребитель может отбирать электроэнергию с существенными отклонениями от договорных обязательств. Необходимость оперативного балансирования энергосистемы в условиях переменной нагрузки требует наличия определенного числа маневренных электростанций, способных быстро и в широких пределах менять величину выработки электроэнергии. В последнее время также применяются различные модели управления спросом на электроэнергии, позволяющие привлекать потребителей к обесп ru-wiki.ru Новая модель оптового рынка электроэнергии мощности переходногоНовая модель оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода О. Г. Баркин НП «АТС» www. np-ats. ru Тел: (495) 967 -00 -05 Россия, 123610, Москва, Краснопресненская набережная, д. 12, подъезд 7 Этапы развития оптового рынка электроэнергии РФ «Целевая модель» оптового рынка электроэнергии Переходная модель рынка на основе регулируемых двусторонних договоров ( «новая модель» ) 2006 ~ 2011 гг. 01. 04. 06 Выход на ОРЭ регион. генерации и ФСК Действующий оптовый рынок электроэнергии (начало переходного периода) 11 июня 2001 г. 26 марта 2003 г. становление Правительства ФЗ «Об электроэнергетике» , № 526 ФЗ «Об особенностях Об основных направлениях функционирования…» , реформирования Поправки в ГК раздел 4 § 6 электроэнергетики» «Энергоснабжение» © НП «АТС» 08. 12. 05 01. 06 Решение Правительства 20. 10. 05 Балансир. рынок 01. 05 ССТ в Сибири 01. 11. 03 24. 12. 04 Решение Правительства о дальнейших Постановление шагах (Протокол Правительства № 643 «О № 50) Правилах оптового рынка 24 октября 2003 г. электрической энергии (мощности) переходного периода» 2 Вывод генерации на ОРЭМ 1 января 2006 Основные мероприятия 2006 -2007 гг. Запуск РД + модификация конкурентного сектора Торговля системными услугами Конкурентная торговля мощностью: Пилотные проекты Аукцион на 1 год, на 3 года вперед 1 апреля 2006 --------------2006 -------------- Перекрестка неналоговый сбор ОРЭМ Открываем Долгосрочные РД 1 января 2007 Долгосрочные тарифы генерации Трансляция цен ОРЭМ на розничные рынки ------2007 ------ © НП «АТС» 3 Основные преобразования в новой модели ОРЭМ 1 апреля 2006 г. – преобразование регулируемого сектора ОРЭМ в систему РД + модификация ССТ + модификация БР q Субъектный состав ОРЭМ: участники рег. сектора + «частичные» участники с розничного рынка q Регулируемый сектор Система РД на 85 -100 % баланса 2006 года q ССТ Рынок на сутки вперед : üМеняется объем сектора: сделки заключаются на «лишние / недостающие» объемы по сравнению с РД ü Обязательность РСВ для покупателей, т. е. не купил на РСВ – покупка возможна только на БР q Сектор отклонений БР - «полноценное» конкурентное ценообразование (нет «срезок» с тарифами) для всех участников ОРЭ (включая «частичных» - полная оплата отклонений на ОРЭ) © НП «АТС» 4 До 1 апреля… q Выход постановления Правительства Российской Федерации «О правилах оптового рынка…» (изменения ПП № 643 от 27. 10. 03) – 15 марта 2006 q Утверждение регламентов НС НП «АТС» : 17 -24 марта 2006 q Имитационные торги: 20 -31 марта 2006 q Договорная кампания по заключению РД и иных необходимых договоров: 17 -31 марта 2006 © НП «АТС» 5 Основные секторы ОРЭ Долгосрочный рынок двусторонних договоров (ДД) Свободные (СДД): стороны договоров фиксируют цены и график поставки, оплачивают разницу узл. цен Регулируемые (РД): цена (тариф) и субъектный состав устанавливается государством, объем ограничен и снижается Краткосрочный рынок «на сутки вперед» (РСВ) • Участники в общем аукционе конкурируют за полный объем выработки генераторов/потребления потребителей на основе поданных ценовых заявок • Узловое маржинальное ценообразование с учетом потерь и системных ограничений • Результаты аукциона - почасовые плановые графики производства/потребления на следующие сутки Балансирующий рынок (БР) • Оплата отклонений факта от плана на основе конкурентного ценообразования • Участвуют заявки РСВ генераторов, потребителей с рег. нагрузкой + оперативные ценопринимающие заявки © НП «АТС» 6 Кроме этого, в новой модели ОРЭМ планируется поэтапное развитие: • рынка мощности • рынка системных услуг • рынка производных финансовых инструментов • рынка прав на пропускную способность (FTR) © НП «АТС» 7 Субъектный состав новой модели ОРЭМ Нет разделения на свободный и регулируемый сектора, поэтому существует единственный статус «участник ОРЭМ» , его получают: • субъекты, включенные в баланс ФСТ – на 100% участвуют на ОРЭМ • потребители - участники ССТ, не включенные в баланс ФСТ – в новой модели могут покупать на ОРЭМ не более 15% ( «частичный» покупатель), остальное в рознице у своей энергосбытовой компании. Установление тарифа и включение в баланс ФСТ для частичного покупателя не требуется. В последующем, при поэтапном решении проблемы перекрестного субсидирования доля частичных покупателей может увеличиваться. Количественные и технические требования к участникам ОРЭМ сохраняются такими же, как в существующей модели. © НП «АТС» 8 Требования к участникам ОРЭМ Требования к потребителям Требования к поставщикам Суммарная присоединенная мощность – не менее 20 МВА По одной группе точке поставки потребления – 4 МВА Суммарная установленная мощность генерирующего оборудования – не менее 25 МВт По одной группе точек поставки генерации – не менее 5 МВт Общие требования: 1. Наличие договора с сетевой организацией на услуги по передаче электроэнергии 2. Заключение пакета договоров о присоединении к торговой системе 3. Наличие средств коммерческого учета электроэнергии 4. Оснащение средствами связи с АТС и СО Для субъектов, являвшихся субъектами ФОРЭМ на 01. 11. 03 [Сибирь – на 01. 05], не требуется проверка количественных характеристик и дается 2 года [1 год] на приведение систем коммерческого учета в соответствие с требованиями ОРЭМ, в случае невыполнения этого требования применяются санкции, предусмотренные регламентами ОРЭ © НП «АТС» 9 Основные условия регулируемых договоров «Take or pay» – Покупатель оплачивает запланированные объемы договора независимо от сложившейся у него потребности в электроэнергии – На «лишние» / «недостающие» объемы у покупателя формируются сделки покупки/продажи в рынке на сутки вперед по конкурентным ценам – Генератор может произвести сам объем договора или купить в рынке на сутки вперед по конкурентным ценам у других поставщиков – Генератор обязан предоставить мощность, проданную им по РД Объемы поставки – Снижаются с течением времени Цена договора – Тариф (в 2006 г и 2007 гг), далее формула с динамикой цен на топливо, налогов, цен на продукцию потребителей, возможно с корреляцией по ценам РСВ Учет системных (сетевых) ограничений при выборе контрагентов – Планирование договоров происходит в самых «жестких» предположениях о состоянии сети (исключение рисков системных ограничений) Выход из договора (или снижение объемов) разрешен только покупателям (кроме ГП) и сразу из всего пакета договоров © НП «АТС» 10 Основные принципы РСВ В рамках РСВ: • планируются полные объемы производства и потребления по ГТП участников ОРЭМ – соответственно, заявки в РСВ подаются на полные объемы планируемого производства или потребления • условия ценовой заявки определяют включение или не включение поставщика (потребителя) в плановый график производства (потребления) • в случае не включения в результате конкурентного отбора части или всего объема планируемого производства/потребления участник может либо ограничить свое производство/потребление на уровне торгового графика, либо потребить/выработать недостающий объем на балансирующем рынке (БР), т. е. после конкурентного отбора нет возврата в рег. сектор и любых иных возможностей приобрести э/э, кроме БР • с учетом 100% оплаты мощности, в цене РСВ участники будут ориентироваться только на стоимость электроэнергии • до уровня тех. минимума в заявке генератора указывается ценопринимание © НП «АТС» 11 Связь РСВ с РД и свободными двусторонним договорами (СДД) В рамках РСВ: • • участнику дается возможность купить/продать недостающие/излишние объемы электроэнергии по РД, а также исполнить обязательства по РД или СДД не собственным производством, а покупкой у иных поставщиков (по ценам РСВ) правила заключения и исполнения СДД такие же, как в существующей модели, с дополнительными возможностями: – продавцом по договору может выступать потребитель, покупателем – генератор (возможно и любое другое сочетание) – пары по договору могут сами выбирать точку поставки по договору (таким образом, например, распределяя между собой оплату разницы узл. цен) • при конкурентом отборе указанное участником ценопринимание по объему РД имеет более высокий приоритет, чем ценопринимание по СДД © НП «АТС» 12 Балансирующий рынок – основные принципы Отклонения факта от плана определяются и оплачиваются в рамках балансирующего рынка (БР) Ценовые заявки, поданные поставщиками в РСВ, транслируются в БР Системный Оператор: – проводит оптимизацию в режиме, близком к реальному времени, и определяет равновесные цены (индикаторы) внешние инициативы участников – выдает команды поставщикам с учетом оптимизационного расчета Также к оптимизации на БР поставщиками дополнительно могут быть поданы оперативные ценопринимающие заявки. За фактические отклонения участники рассчитываются по индикаторам, определенным в процессе оптимизации ! Сегодня плата за отклонения по собственной инициативе зависит в том числе от регулируемого тарифа - в новой модели БР тарифы в этом случае не используются © НП «АТС» 13 Цена Взаимосвязь секторов новой модели ОРЭ (на примере часового объема потребителя) Участие в конк. отборе РСВ ЗАЯВКА в РСВ ЦЕНА 500 БР РСВ 400 300 50 100 Объем ЭЛ. ЭНЕРГИЯ МВтч/ч сделка на покупку в РСВ Объем РД рез-т конкурен тного отбора РСВ план на сутки вперед отклонение на БР факт 1 час © НП «АТС» покупает по цене РСВ покупает по цене БР - 60 МВт*300 руб/МВт начало года покупает по РД (тариф РД) - 20 МВт*450 руб/МВт - 5 МВт*700 руб/МВт - 30500 руб 14 Цена Взаимосвязь секторов новой модели ОРЭ (на примере часового объема потребителя) Участие в конк. отборе РСВ ЗАЯВКА в РСВ ЦЕНА 500 БР РСВ 400 300 50 100 Объем ЭЛ. ЭНЕРГИЯ сделка на продажу в РСВ МВтч/ч план на сутки вперед Объем РД рез-т конкурен тного отбора РСВ отклонение на БР факт 1 час начало года покупает по РД (тариф РД) - 100 МВт*300 руб/МВт © НП «АТС» продает по цене РСВ + 20 МВт*450 руб/МВт -24500 руб покупает по цене БР - 5 МВт*700 руб/МВт 15 Цена Взаимосвязь секторов новой модели ОРЭ (на примере часового объема потребителя) Участие в конк. отборе РСВ ЗАЯВКА в РСВ ЦЕНА 500 БР РСВ 400 300 50 100 Объем ЭЛ. ЭНЕРГИЯ МВтч/ч сделка на продажу в РСВ Объем РД рез-т конкурен тного отбора РСВ = 0 план на сутки вперед 1 час © НП «АТС» продает по цене РСВ - 60 МВт*300 руб/МВт начало года покупает по РД (тариф РД) + 60 МВт*450 руб/МВт + 9000 руб +0 16 Цена Взаимосвязь секторов новой модели ОРЭ (на примере часового объема потребителя) Участие в конк. отборе РСВ ЗАЯВКА в РСВ ЦЕНА 500 БР РСВ 400 300 50 100 Объем ЭЛ. ЭНЕРГИЯ МВтч/ч РД = 0 факт рез-т конкурен тного отбора РСВ = 0 план на сутки вперед 1 час покупает по цене БР начало года 0 © НП «АТС» отклонение на БР 0 -59500 руб - 85 МВт*700 руб/МВт 17 Возможные риски участников в условиях новой модели ОРЭМ Риски для участников Механизмы управления рисками Ценовой риск (результат конкурентного отбора РСВ зависит от поданной заявки и конъюнктуры рынка) ü СДД ü РД ü Планируется развитие смежного рынка финансовых производных инструментов (для хеджирование рисков) Изменений разницы узловых цен при поставках по СД ü Планируется развитие механизма финансовых прав на передачу Выбор состава оборудования (неформализованный процесс, может приводить к принудительной покупке на РСВ в обеспечение РД) ü Планируется формализация процесса выбора состава оборудования Возможный монополизм генераторов и манипулирование ценами ü Необходима скорейшая реструктуризация отрасли и диверсификация генерирующих активов ü Требуется параллельное развитие механизмов антимонопольного регулирования Отсутствие инвестиционных сигналов для поддержания и развития генерирующих мощностей ü 100% плата за мощность в 2006, развитие рынка мощности с 2007 г. ü Механизм гарантирования инвестиций © НП «АТС» 18 Возможные риски участников в условиях новой модели ОРЭМ Риски для участников Ошибки планирования потребления на год (РД-РСВ) и на сутки вперед (РСВ-БР) Неплатежи на ОРЭ Механизмы управления рисками ü Повышение качества планирования ü Решается частично, планируется развитие и санкций к системы гарантирования платежей неплательщикам Препятствия энергоснабжающих организаций выходу субъектов на ОРЭ ü Частично решается при реструктуризации АО-энерго и «Калифорния» (ограничение розничных цен при освобождении оптовых) ü Планируется введение механизма трансляции свободных цен оптового рынка в розничный рынок Зависимость участников рынка от решений органов регулирования ü Параметры РД фиксируются на длительный период (2006 год, с 2007 -неск. лет) и объемы РД снижаются Отсутствие возможности постепенного расширения конкурентных отношений ü Правила предписывают обязательное снижение объемов РД © НП «АТС» принятии мер по перекрестке ü В части злоупотреблений монопольным положением требует параллельного решения – развития норм антимонопольного законодательства и практики его применения 19 present5.com
rpp.nashaucheba.ru |
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
