• Содержание номера
  • Рейтинг:  1 
 

Проблемы оптового рынка электроэнергии

 

Авторы

Иванов Александр, Заместитель генерального директора по экономике и стратегическому планированию ОАО "Смоленскэнергосбыт"

Школьников Александр, Директор департамента по работе на рынках капитала ОАО "Россельхозбанк"

 

    Действующая переходная модель конкурентного рынка электроэнергии доказала свою эффективность. Вместе с тем в процессе работы выявился ряд проблем, без решения которых двигаться дальше будет все сложнее.
    Данный материал вызвал неоднозначную реакцию специалистов. Поэтому редакция журнала предлагает вам высказать свое мнение о проблемах рынка, затронутых на страницах нашего издания...

    Модель ОРЭ и рыночное ценообразование
    Трехсекторная модель со свободным участием в секторе свободной торговли
    Модель ОРЭ предусматривает добровольное участие в торгах сектора свободной торговли (далее - ССТ) и гарантирует покупку всего объема по тарифам регулируемого сектора (далее - РС). По нашему мнению, свобода выбора между покупкой электроэнергии в конкурентном или регулируемом секторах ОРЭ должна предотвратить неконтролируемый рост цен в ССТ.
    Рынок <5-15%>, продемонстрировавший эффективность введения конкуренции в электроэнергетике, исчерпал свои возможности из-за ограничений на объемы покупки-продажи в ССТ, наличия РС и перестает интересовать участников рынка, не позволяя им и инвесторам реализовать основную цель запуска рынка - получать корректные ценовые сигналы. Поэтому предпочтительней 100%-ная модель, для постепенного перехода к которой необходимо принять меры по приведению баланса спроса и предложения в конкурентном секторе к их естественному соотношению (близкому к тому, что будет на 100%-ном конкурентном оптовом рынке).
    Влад Сурменко: Думаю, авторы статьи лукавят и неверно интерпретируют факты: рынок <5-15%> действительно продемонстрировал эффективность конкуренции в электроэнергетике, но не исчерпал себя. В настоящий момент происходит подведение итогов первого года работы в новых условиях всего электроэнергетического комплекса РФ. Не секрет, что инфраструктурные организации ОРЭ на настоящий момент занимаются корректировкой собственных бизнес-процессов учета, т. е. требуется определенный и разумный промежуток времени, чтобы произошел естественный переход к целевой модели рынка.
    Говоря об инвесторах, авторы статьи должны более внимательно следить за решением вопросов собственности в предполагаемом реформируемом энергохозяйстве.
    Возможно использование следующего решения:
    1. Не ограничивать верхнюю планку участия генерации в конкурентном секторе. В РС для генерации гарантировать, как и прежде, оплату 85% от предварительного диспетчерского графика (далее - ПДГ), или Рмин. Остальной объем энергии от свободной мощности включенного в данный момент оборудования генератор может продавать на ССТ. Таким образом, многие эффективные генераторы увеличат предложение (получив возможность задействовать на установленную мощность все эффективные блоки и турбоагрегаты, а не только догрузить на 15%), а также возможности по компенсации постоянных затрат и получению прибыли. Это приведет к существенному увеличению доли эффективной генерации в энергобалансе страны и предложения на ССТ.
    Сергей Пикин: С точки зрения реального функционирования рынка прироста предложения не возникнет, так как объемы предложения эффективных генераторов ограничиваются во многом отсутствием лимитного газа или необходимостью обеспеченния теплофикационной выработки даже самых дорогих генераторов. Это вопрос скорее политический, не связанный с изменением предельного верхнего уровня участия станций.
    2. Снизить объем РС для генерации до 70% (или Рмин), уравняв долю генерации на РС с долей потребления. Данная мера позволит постепенно прийти к решению судьбы наиболее неэффективных станций: одни будут переведены в режим котельных или подготовлены к закрытию, другие модернизированы.
    С. П.: Как показывает практика, в часы минимума РС для всего генерирующего оборудования и так равен минимальной рабочей мощности, поэтому данный подход ни на 1 МВт.ч не увеличит размер конкурентного рынка. Кроме того, наиболее дорогие генераторы будут использовать уровень минимальной рабочей мощности с целью максимизации выручки в РС. В итоге увеличится тарифный небаланс регулируемого сектора.
    Еще одним следствием введения данной модели является усиление тарифного небаланса на РС, что связано с уходом в ССТ в допустимых пределах поставщиков с низкими тарифами и покупателей с высокими тарифами. В РС остаются работать невостребованные в ССТ <дорогие> поставщики и покупатели с низкими тарифами, что ведет к формированию для покупателей обязательств по оплате на ФОРЭМ в меньшем объеме, чем это необходимо поставщикам.
    С. П.: Вышесказанное не является проблемой ССТ и связано с действующей системой формирования тарифов органами государственной власти РФ. Более того, если сравнивать уровень тарифного небаланса, заложенного в утвержденный ФЭК России (ФСТ) годовой баланс электроэнергии и мощности на 2004 г., с торговым графиком, который рассчитывает НП <АТС>, то можно увидеть, что происходит как раз улучшение стоимостного баланса.
    Несмотря на стремление реформаторов обеспечить снижение цен на рынке, что при существующей модели возможно только в ССТ, предложения НП <АТС> по обязательному участию субъектов ОРЭ в ССТ и гарантированному (фиксированному) участию в РС в совокупности со спецификой маржинального ценообразования и неодинаковой эффективностью станций приведут к росту цен.
    С. П.: В действительности конечная цель создания рынка заключается не в том, чтобы сделать электроэнергию дешевле воздуха, а в том, чтобы она имела реальную экономическую стоимость, при которой одни (генераторы) могли бы и хотели ее продавать, а другие (покупатели) выстраивали адекватную стратегию энергопотребления, стремясь к наиболее рациональному использованию. Данный постулат и заложен в Энергетическую стратегию России до 2020 г.

    Ценообразование в ССТ
    Определение цены в ССТ основано на маржинальном принципе, учитывающем заявки участников на покупку и продажу. Так, узловая цена - это <стоимость покрытия "замыкающего" (или "последнего") 1 МВт.ч спроса со стороны генераторных агрегатов энергосистемы (термины "замыкающий", или "последний", мегаватт-час спроса означают, что для покрытия этой мощности используется ресурс задействованного в производстве генератора с самой дорогой электроэнергией). Рассчитываемая стоимость является минимально возможной с учетом всех ограничений, накладываемых на производство и передачу мощности в энергосистеме>.
    Алгоритм расчета узловых цен не предусматривает прямого воздействия ценовой заявки, отнесенной к узлу участника торгов, на сам узел. На цену в узле влияет совокупность поданных всеми участниками заявок, в результате чего определяется <цена рынка>. Эта цена становится основной для формирования цен в узлах всей ценовой зоны с поправкой на влияние каждого конкретного узла на изменение потерь во всей сети. Если увеличение потребления в конкретном узле приводит к увеличению потерь, то цена там будет повышаться в зависимости от степени влияния, и наоборот.
    Таким образом, продавец и покупатель, подавшие заявки с низкой и высокой ценой соответственно, лишь обеспечивают приоритет исполнения своих заявок, а продают/покупают все равно по сформировавшейся узловой цене, иногда значительно отличающейся от заявленной. Подобная гарантия участия в ССТ несет в себе риск продажи/покупки меньших объемов в ССТ. Так создаются стимулы для непривлекательности точного ценового планирования и прогнозирования в отдельных узлах.
    В модели ценообразования в узлах необходимо предусмотреть механизм удовлетворения ценовых заявок на уровне заявленных цен.
    С. П.: Данное предложение рассматривалось проектировщиками рынка еще четыре года назад. Было доказано, что ценообразование по средневзвешенному принципу, рассмотренное выше, неизбежно приводит к маржинальному ценообразованию, являющемуся более эффективным с экономической точки зрения. При этом первый способ оказывается наиболее непрозрачным и может быть подвержен манипуляциям со стороны участников рынка.

    Вопрос установления тарифов в РС
    В настоящее время в РС принята довольно спорная модель установления тарифов: двуставочные тарифы для каждого потребителя пересчитываются в одноставочные, по которым и производится расчет.
    Цели введения регулируемых двуставочных тарифов (ставка за энергию и мощность) следующие:
    1. Для генераторов - в полном объеме оплатить генераторам переменную составляющую (затраты на топливо) и постоянные расходы, предусмотрев небольшую прибыль. При этом в случае отклонения фактических объемов генерации от принятых при утверждении двуставочного тарифа генератор не получит высокой прибыли или незапланированного убытка (как в случае одноставочных тарифов). При двуставочном тарифе генератор проходит и сезонные колебания выработки. До тех пор пока сохраняется РС, двуставочные тарифы для генераторов будут эффективными.
    С. П.: В результате такая система выравнивания тарифов приводит к отсутствию у участников рынка экономического стимула работать, так как им в любом случае гарантируется оплата постоянных затрат (мощности).
    2. Для потребителей - стимулировать выравнивание общего графика потребления (в основном в течение суток), что приводит к снижению выработки более дорогих станций (или станций на более дорогом топливе) в пиковые часы.
    Однако в настоящее время неэффективным генераторам на РС в любом случае гарантировано 85% от ПДГ, поэтому выравнивание графика не приводит к снижению стоимости энергии.
    В данной ситуации необходимо ввести в РС одноставочный тариф для покупателей, дифференцированный по зонам суток, который перестанет искажать ценовые сигналы и в ССТ. В ночные часы и в выходные дни покупатели будут иметь возможность купить электроэнергию дешевле, чем в часы пика и полупика, что стимулирует увеличение электропотребления в ночные часы и снижение электропотребления в часы пика и полупика. В пиковые часы, когда не хватает дешевой генерации, будет подгружаться дорогая (конденсационный цикл, угольные блоки). Так, шанс участвовать в ССТ получит та часть генерации, которой сейчас данное участие невыгодно. Вышеперечисленное приблизит ССТ к ситуации, которая сложилась бы на 100%-ном конкурентном рынке.
    С. П.: Однако необходимо учесть, что подобная система уже действовала в России и привела лишь к увеличению тарифного небаланса ФОРЭМ. Проблема гораздо глубже, чем простая дифференциация тарифов по зонам суток, и связана с принципами установления тарифов.
    Так как в настоящий момент одноставочные тарифы являются ценовым ориентиром при работе в ССТ, затягивание сроков принятия ФСТ данных тарифов на следующий квартал ведет к дополнительному искажению цен в ССТ. Участники не имеют ценового ориентира до момента принятия одноставочного тарифа в РС.

    Тарифное регулирование на розничных рынках
    Принципы тарифного регулирования на розничных рынках электроэнергии (далее - РРЭ) отчасти не соответствуют ФЗ № 35 <Об электроэнергетике>, допускающему отсутствие регулирования тарифов на РРЭ для независимых компаний. В настоящий момент данные принципы:

  • обеспечивают неэффективную конкуренцию между энергоснабжающими организациями (далее -ЭСО) на РРЭ;
  • усложняют процедуру выхода предприятий с РРЭ на ОРЭ, так как утверждение отпускного тарифа является существенным условием для заключения договоров энергоснабжения и купли-продажи. В противном случае проблематично отстаивать интересы потребителей в судебных процессах против АО-энерго.
        При переходе к целевой модели ОРЭ возникает угроза банкротства ЭСО по причине убытков в результате разницы между стоимостью покупаемой электроэнергии в ССТ со свободным ценообразованием и выручкой от реализации на РРЭ по регулируемым тарифам, не обеспечивающим покрытия всех затрат ЭСО. (В данной ситуации примечателен опыт Калифорнийского кризиса.)
        Представляется целесообразным частично отменить тарифное регулирование на РРЭ и разрешить работать ЭСО в рамках предельных тарифов, утверждаемых ФСТ на год.

        Сектор отклонений
        В настоящее время сектор отклонений - это сектор штрафов за отклонения (учитывая их величину и административный режим формирования тарифов и коэффициентов). Штрафы призваны полностью искоренять какое-либо явление. Однако следует признать, что отклонения от заданных режимов работы - это естественная, присущая энергетике особенность. Поэтому и тарифы на отклонения должны не карать, а компенсировать ущерб, который инициатор отклонений реально наносит системе и конкретным участникам. Предлагаем несколько вариантов рыночного решения проблемы (с минимальными корректировками законодательной базы):
        1. Аукцион среди генераторов на право дозагрузки. В Правилах ОРЭ переходного периода не указан механизм выбора замыкающего производителя. Предлагается НП <АТС> (далее - АТС) и ОАО <СО-ЦДУ ЕЭС> (далее - СО) организовать аукцион среди генераторов. До начала месяца генераторы, удовлетворяющие определенным условиям (скорость набора нагрузки), посылают заявки на предстоящий месяц для каждой объединенной энергосистемы (далее - ОЭС). В заявке указывается почасовая мощность, которую генератор сможет выработать по сигналу СО и цена за мегаватт-час для каждого часа (итого 24 пары <цена-объем>). Отбираются самые дешевые станции для покрытия вероятного роста потребления или возможных аварий. Самая дорогая из отобранных станций и будет замыкающей в данном часе, а ее тариф на подъем нагрузки - замыкающим для данного часа данного месяца. Указанный тариф (без удвоения!) применяется как к потребителям при росте потребления свыше 10%, так и к генераторам, сбросившим нагрузку более чем на 2%. К примеру, потребители ОЭС Волги станут оплачивать отклонения по более дешевому тарифу (ГЭС будут сбивать цену на аукционе), что ближе к реальному ущербу от отклонений в волжских регионах.
        С другой стороны, потребители увидят, что в некоторые часы нужно точно соблюдать график нагрузки.
        2. Позволить субъектам ОРЭ, группы точек поставки (далее - ГТП) которых находятся в пределах одного региона (АО-энерго) и меж-ду которыми отсутствуют системные ограничения, объединяться в балансирующие пулы. Балансирующий пул - это совокупность ГТП генерации и потребления, отклонения по которым рассчитываются сальдированно. Например, потребители могут компенсировать отклонения в двустороннем порядке. Станции одного региона будут согласовывать работу друг с другом, не нарушая работу системы и не нагружая излишней работой диспетчера. Данная мера позволит не увеличивать искусственно сектор отклонений, особенно после распаковки АО-энерго и выхода на ОРЭ множества ЭСО и отдельных предприятий.
        А также уравняет в правах независимые ЭСО (которые считают отклонения по каждому выведенному потребителю) и ЭСО АО-энерго (считающие отклонения суммарно по всем точкам поставки потребления).
        С. П.: Из мировой практики известно, что самый рыночный способ оценки отклонений - введение балансирующего рынка, т. е. рынка реального времени, на котором каждый участник (потребитель и поставщик) может заранее (за 1 час или за 15 мин) определить реально необходимое ему количество электроэнергии. Данный механизм позволяет оценивать электроэнергию на основе заявок продавцов и покупателей. Введение такого рынка является необходимым шагом для дальнейшего развития рынка электроэнергии в России.

        Проблемы доступа на ОРЭ новых участников
        Проблема перекрестного субсидирования
        В настоящий момент перекрестное субсидирование отдельных групп потребителей, для которых установлены заниженные тарифы, осуществляется за счет повышения тарифов для крупных промышленных потребителей.
        Уход крупного потребителя на ОРЭ приведет к возникновению выпадающих доходов АО-энерго или выделенной из его состава ЭСО, а соответственно к необходимости компенсации данных доходов через увеличение тарифов:

  • для остальных групп потребителей. В результате региональные власти и АО-энерго препятствуют выходу данного предприятия на ОРЭ;
  • на передачу электроэнергии по сетям, что искажает стоимость данной услуги и делает выход на ОРЭ в целом, или в ССТ в частности, экономически неэффективным.
        Необходимо отметить, что в ряде регионов не установлены (и/или установление затягивается местными РЭК) отдельные тарифы на производство электроэнергии и на оказание услуг по передаче электроэнергии по сетям АО-энерго.
        Сложившаяся ситуация приводит к следующим результатам:
  • на розничных рынках не развивается конкуренция между ЭСО, способная обеспечить снижение конечных тарифов для потребителей;
  • тормозится развитие ОРЭ в целом и ССТ в частности.
        Перенос перекрестного субсидирования с РРЭ на ОРЭ и централизованный сбор с крупных потребителей и перераспределение полученных средств между субсидируемыми группами потребителей в разных регионах не решают проблему, а фиксируют ее на межрегиональном уровне, что ущемляет интересы регионов, проводивших политику выравнивания тарифов для всех групп. В предлагаемом варианте данные регионы будут нести большие финансовые убытки, чем регионы, в которых подобная политика не проводилась.
        Необходимо установить экономически обоснованные тарифы для всех групп потребителей с одновременным введением системы адресной бюджетной поддержки <социальным> и малообеспеченным потребителям.
        В. С.: Было бы интересно узнать от авторов, какие они предлагают механизмы для реализации программы <адресной бюджетной поддержки "социальным" и малообеспеченным потребителям>, так как в данной трактовке фраза воспринимается скорее как политический девиз, нежели экономически обоснованное решение проблемы.
        Проблема преодоления противодействий АО-энерго и региональных властей решается с помощью:
  • изменения тарифообразования на розничных рынках - отмена фиксации тарифов и работа ЭСО в пределах допустимых в регионе тарифов;
  • предоставления органам, осуществляющим регистрацию субъектов ОРЭ или выводимых ими предприятий на ОРЭ (НП <АТС> и ФСТ), оферты на заключение договора на транспорт или документов, подтверждающих обращение ЭСО в АО-энерго (ТСО) на заключение договора. Данные действия законны и достаточны (договор на транспорт является публичным и обязательным к заключению) и осуществляются при внесении в Реестры.

        Нормативные противоречия
        Для получения статуса субъекта ОРЭ необходимо наличие заключенного договора на оказание услуг по передаче электроэнергии, однако п. 2 ст. 26 ФЗ <Об электроэнергетике> определяет необходимым условием оказания услуг по передаче, а соответственно и заключения договора на транспорт, участие покупателя на ОРЭ или наличия договора купли/продажи с любым поставщиком. Данное противоречие делает выход предприятий на ОРЭ невозможным, а соответственно подлежит корректировке.
        Согласно п. 14 Правил ОРЭ для получения статуса субъекта ОРЭ юридическому лицу необходимо иметь заключенный договор на оказание услуг по передаче электрической энергии. Данное требование не учитывает особенности работы энергосбытовых компаний, которые не являются потребителями электрической энергии и не имеют присоединенной сети.
        Согласно п. 2.9 приложения № 17 к договору о присоединении к торговой системе ОРЭ, право собственности на электрическую энергию по настоящему договору переходит к покупателю в группах точек поставки, которые определяются продавцом в порядке, предусмотренном регламентами оптового рынка НП <АТС>.
        В связи с вышесказанным требование о наличии заключенного договора на оказание услуг по передаче электрической энергии или контролю и содействию по его заключению должно предъявляться к НП <АТС>.

        Проблема выхода на ОРЭ организаций, создаваемых в процессе распаковки АО-энерго
        При распаковке АО-энерго на генерирующие, сетевые и ЭСО встал вопрос об определении ГТП для ЭСО. В соответствии с действующей нормативной базой (Положением о порядке получения статуса?) для ЭСО следует определить несколько десятков (а возможно, и более) ГТП, не объединенных собственной сетью объектов потребления. Данная ситуация неизбежно приведет к необходимости более тщательно планировать потребление, увеличению стоимости отклонений для ЭСО, а также вынудит последних организовать по каждому предприятию коммерческий учет электроэнергии, соответствующий требованиям НП <АТС>.
        В настоящее время учет ведется лишь по периметру АО-энерго, где установка АИИС планируется после ноября 2005 г. (после этого срока АИИС должны появиться и у них).
        Привязка ЭСО в соответствии с действующей нормативной базой приведет к многократному увеличению затрат ЭСО, выделившихся из АО-энерго, на оплату отклонений и строительство систем АСКУЭ (АО-энерго дозволены более короткие сроки для приведения средств и приборов учета в соответствие требованиям ОРЭ - до ноября 2005 г.), что поставит данные ЭСО в неравное положение с остальными участниками рынка.
        Описанная проблема для уже распакованных АО-энерго, таких как ОАО <Калугаэнерго>, решается путем использования временной схемы: территориальная сетевая организация (ТСО) на ОРЭ не выводится, и для компенсации ее потерь электроэнергию на ОРЭ покупает ЭСО. Таким образом, у ЭСО появляется клиент (ТСО), обладающий границами балансовой принадлежности (и соответственно точками поставки), совпадающими с точками поставки АО-энерго, что позволяет ничего не менять для ЭСО ни в планировании планового почасового потребления, ни в организации коммерческого учета.
        Данная временная схема не обеспечивает исполнения постановления Правительства РФ № 643 от 24.10.2003 г. <О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода>, согласно которому ТСО обязаны заключить договор о присоединении к торговой системе ОРЭ. А также ставит в неравное положение ЭСО, образующиеся в результате реформирования АО-энерго, и независимых участников ОРЭ и приводит к нарушениям антимонопольного законодательства.
        Поэтому предлагаем следующий вариант решения проблемы:
        1. Точки поставки для всех ЭСО необходимо определить как физические точки на границах балансовой принадлежности объектов потребления, для которых ЭСО приобретает на ОРЭ электроэнергию. ГТП потребления для всех ЭСО должны определяться по единому принципу, предполагающему объединение всех точек поставки компании в ГТП по территориальному признаку (отнесение к субъекту РФ).
        2. Внутри территории одной энергосистемы смежные субъекты ОРЭ согласуют сальдо-перетоки электроэнергии на основании систем коммерческого учета электроэнергии в соответствии с действующими соглашениями об информационном обмене (в случае наличия у любого из субъектов сданной в промышленную эксплуатацию АИИС - на основании данных АИИС, имеющих приоритетное значение).

        Проблемы налогообложения
        Проблемы несоответствия нормативных документов ОРЭ требованиям и документам налоговых органов, требующие внесения соответствующих корректировок в Налоговый кодекс и разъяснений Минфина РФ, следующие:
        1. Сроки выставления счетов-фактур на ОРЭ - не ранее 17-го (20-го) числа месяца, следующего за расчетным - из-за особенностей сбора данных коммерческого учета не соответствуют требованиям ст. 168 НК РФ по выставлению счетов в 5-дневный срок со дня оказания услуги.
        2. Стороны двусторонних договоров оплачивают потери и системные ограничения через сложную систему договоров во исполнение основного договора. В результате покупка электроэнергии осуществляется по цене, превышающей продажу электроэнергии в своей точке поставки, что может быть рассмотрено налоговыми органами как не облагаемый налогом убыток.
        3. В случае если цена по двустороннему договору превышает цену в ССТ более чем на 20%, налоговые органы могут дополнительно начислить НДС в соответствии со ст. 40 НК РФ.

        Отсутствие единой системы планирования всеми инфраструктурными субъектами ОРЭ
        В настоящий момент планирование потребления и генерации осуществляется по отдельным методикам и на различные сроки несколькими инфраструктурными организациями ОРЭ, использующими данную функцию с различными целями:

  • ФСТ формирует и утверждает плановые балансы на год с поквартальной и помесячной разбивкой с целью формирования тарифов на РС и распределения платежей потребителей между поставщиками;
  • СО и АТС осуществляют суточное планирование: первый в целях обеспечения системной надежности, второй - в рамках обеспечения интересов участников ССТ;
  • СО при выборе состава оборудования, обеспечивающего исполнение заявок потребителей на следующие сутки, а также формирование ПДГ данного оборудования для дальнейших расчетов в АТС, осуществляет планирование, не основываясь на регламентах. Поэтому данная процедура является <непрозрачной> и осуществляется с использованием тарифов и плановых балансов ФСТ, заявок потребителей на почасовое плановое потребление.
  • АТС определяет суточный торговый трафик генерации, цены и объемы в ССТ, используя данные СО, тарифы ФСТ и заявки участников в ССТ.
        Отсутствие согласованности в данных долгосрочного (плановые балансы) и краткосрочного (заявки потребителей в СО и АТС) планирования потребления и генерации, используемых вышеуказанными инфраструктурными субъектами ОРЭ, сказывается:
  • на эффективности и обоснованности использования генерирующего оборудования;
  • на достоверности и технологической обоснованности формируемых узловых цен.

        Вывод
        Особенности действующей модели ОРЭ препятствуют снижению стоимости электроэнергии на рынке и, даже наоборот, ведут к увеличению цен.
        Данная модель не предусматривает механизмов, способных обеспечить равные конкурентные условия для всех участников рынка.
        В. С.: Не надо забывать, что большинство противоречий, приводящих к неравным конкурентным правам для участников, носят временный характер. При этом модель рынка обеспечивает нормативно-правовую базу (которой, кстати, не было ранее) для получения статуса субъекта ОРЭ. Инфраструктура ОРЭ предлагает участникам достаточно большой набор инструментов для решения спорных вопросов, а именно: третейский суд, конфликтная комиссия НП <АТС>, прямое представительство в наблюдательном совете НП <АТС>, комиссия по оптимизации деятельности ДЗО РАО <ЕЭС России> на рынке электроэнергии в условиях конкуренции и т. д.
        Формирование цен в узлах участников не полностью зависит от рыночных факторов поведения участников торгов, а подвержено влиянию совокупности организационных, структурных и прочих изменений в электроэнергетике России и вышеописанной специфики действующей модели ОРЭ переходного периода.
        В настоящее время ССТ стал малоинтересным для части субъектов ОРЭ, так как электроэнергию выгоднее покупать в РС, нежели в ССТ по причине высокого уровня цен в последнем.
        В. С.: В этом нет ничего страшного, так как рост цены в ССТ обеспечивают участники рынка, неверно сформировавшие плановые энергобалансы и получившие как следствие от ФЭК высокую стоимость электроэнергии в РС. В дальнейшем участники ОРЭ будут иметь примерно одинаковые тарифы на покупку в РС ОРЭ, и цена в ССТ снизится.
        Под вопросом остается своевременность и эффективность предлагаемой модели финансового рынка. Искаженные рыночные сигналы на ОРЭ способствуют принятию неэффективной модели и невостребованных стандартов будущего рынка финансовых контрактов на электроэнергию.
        В. С.: Как раз искаженные рыночные сигналы и можно сгладить, используя финансовые контракты. Например, при отсутствии тарифов в РС (III квартал 2004 г.) можно приобрести опцион на заключение прямого договора в августе по заранее оговоренной цене. Указанные факторы могут привести к потере ликвидности будущего рынка и отсутствию интереса к нему среди потенциальных участников. На ликвидность рынка, скорее всего, будут влиять иные факторы, например наличие спекулятивных игроков в предполагаемой модели рынка финансовых контрактов.

  •  
    Оставить комментарий
    Добавить комментарий анонимно, введите имя:

    Введите код с картинки:
    Добавить комментарий как авторизованный посетитель: Войти в систему