Результаты торгов на оптовом рынке электроэнергии за 2006 г.

 

Автор

Щеглова Оксана, Ведущий специалист отдела информации, отчетности и анализа НП "АТС"

 

    2006 г. стал одним из важнейших в истории развития российского рынка электроэнергии: 1 сентября этого года была запущена новая модель оптового рынка электроэнергии (мощности) (НОРЭМ). В новой модели изменились основные принципы ценообразования: теперь отсутствует возможность арбитража между покупкой (продажей) электроэнергии по регулируемым ценам и совершением сделок по нерегулируемым ценам и, соответственно, отсутствует price cap (ограничение цены). В связи с новыми правилами и регламентами к 1 сентября 2006 г. участниками оптового рынка было оформлено и переоформлено около 4000 договоров, необходимых для работы в новых условиях.

    Итоги работы сектора свободной торговли в 2006 г.
    Начало года ознаменовалось появлением на рынке в результате "распаковки" АО-энерго новых участников, прежде всего региональной генерации. К концу августа 2006 г. 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 субъектов, подписавших договоры, на конец августа составляло 31, 12 из которых являются независимыми от РАО "ЕЭС России". По сравнению с концом 2005 г. количество подписавших договоры увеличилось на девять компаний в ценовой зоне Европы и Урала и на две компании - в Сибири. Количество участников торгов возросло более существенно. На момент окончания работы сектора свободной торговли в первой ценовой зоне 95 участников подавали заявки только на покупку электроэнергии, 57 - на продажу, три участника подавали заявки и на покупку, и на продажу электроэнергии, т. е. всего 155 участников, против 111 участников в конце 2005 г.; в Сибири в роли покупателей выступали 17 компаний, в роли продавцов - 15 и в обоих качествах - две компании, т. е. 34 субъекта принимали участие в торгах, против 24 в декабре 2005 г. Динамика изменения численности участников ССТ с января по август 2006 г. отражена на рис. 1.

    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 предыдущего года связано с рекордно низкими температурами, установившимися на всей европейской территории России (рис. 2).
    Относительно аналогичного периода 2005 г. предложение выросло на 32,6 %, спрос - на 38,5%.

    Сибирь
    Правила функционирования сектора свободой торговли, действо-вавшие во второй ценовой зоне (в Сибири), отличались от правил, действовавших в первой ценовой зоне (в Европе и на Урале). Покупка для организаций в Сибири была ограничена 15% планового часового объема потребления электроэнергии (30% в Европейской части России и Урале), а продажа была лимитирована не 15% установленной (рабочей) мощности, а 5%, кроме гидроэлектростанций, ограничения по предельным объемам 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 в течение всего февраля предыдущего года 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 2006 г. 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 составляет 15% от объема электроэнергии ПДГ, запланированного СО. Соответственно, в отношении ГТП потребления максимальный объем электроэнергии, который вправе купить в секторе свободной торговли участник оптового рынка Сибирского региона, составляет 20% от собственного планового почасового потребления электроэнергии. Такой режим заметно повлиял на объемы спроса и предложения и, соответственно, на объемы покупки и продажи в рассматриваемый период (рис. 3).

    Структура и динамика продажи электроэнергии
    В Европейской части России и на Урале основными поставщиками электроэнергии в 2006 г. являлись атомные и тепловые электростанции. По сравнению с 2005 г. в структуре поставки значительно возросла доля тепловых электростанций (с 55% в 2005 г. до 67% в 2006 г.). В течение восьми месяцев 2006 г. структура продажи оставалась стабильной, резких колебаний не наблюдалось.
    В целом за рассматриваемый период было продано 61,6 млн МВт.ч электроэнергии, что на 49,6% больше объема электроэнергии, проданной за аналогичный период 2005 г. Структура продажи электроэнергии приведена на рис. 4.
    В Сибирском регионе за восемь месяцев торгов в секторе свободной торговли было продано 4,0 млн МВт.ч электроэнергии, большая часть продаж пришлась на тепловые электростанции (53% за весь период) (рис. 5). Однако с января по май доля ТЭС была значительно выше - порядка 75%, в июне - 38% и по 20% в июле и августе. Такая динамика вызвана введением в июне режима угрозы холостых сбросов, в связи с чем доля гидрогенерации за данный период выросла до 80%.

    Структура и динамика покупки электроэнергии
    За восемь месяцев 2006 г. в ССТ ОРЭ всего в обеих ценовых зонах куплено 63,189 млн МВт электроэнергии, что на 53,3% больше объема за аналогичный период 2005 г.
    В течение почти 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 регионов. Доля покупателей второй ценовой зоны в общем объеме покупки составила всего около 6%, что обусловлено также правилами ОРЭ, действующими в данном регионе (рис. 6).
    Динамика изменения соотношений объемов покупки электроэнергии по объединенным энергосистемам (по двум ценовым зонам) по месяцам отражена на рис. 7.
    Большой интерес проявляли участники ССТ ОРЭ к заключению двусторонних договоров. Если в 2005 г. доля покупки по двусторонним договорам составила 25,9% от общего объема покупки в ССТ, то за восемь месяцев 2006 г. она составила 44%, причем доля двусторонних договоров в июне достигла 63,3%, что объяснялось приближавшимся запуском новой модели оптового рынка электроэнергии (мощности), и участники посредством заключения двусторонних договоров пытались хеджировать ценовые риски, связанные с запуском НОРЭМ.
    По Сибири доля двусторонних договоров за восемь месяцев 2006 г. составила 40,2% от общего объема покупки в ССТ ОРЭ, тогда как в 2005 г. эта доля равнялась 17,1%.

    Динамика изменения цен
    За период с 1 января по 31 августа 2006 г. объем электроэнергии, купленной на торгах в первой ценовой зоне составил 59,5 млн МВт. Наибольший разрыв с ценами регулируемого сектора был отмечен, как и в 2005 г., в начале года. В среднем за год в секторе свободной торговли цена сложилась на уровне 582,06 руб./МВт, что на 1,2% ниже цены в регулируемом секторе рынка (рис. 8).
    В сибирской ценовой зоне объем покупки электроэнергии составил 3,7 млн МВт. Средневзвешенная цена за восемь месяцев работы ССТ в 2006 г. сложилась на уровне 457,89 руб./ МВт, т. е. в среднем на 12,4% ниже цены в регулируемом секторе (рис. 9).
    На рис. 10 приведена динамика изменения средневзвешенной цены по ОЭС Европейской части России и Урала. Из графика видно, что максимальной в рассматриваемый период сложилась цена ОЭС Северного Кавказа - 601,92 руб./МВт, цена в ОЭС Центра также сложилась выше цены Европейской энергозоны - 600,51 руб./МВт. Высокие цены в названных ОЭС объясняются дефицитностью данных регионов. Самой низкой стала цена в ОЭС Северо-Запада - 563,73 руб./МВт - и близкая к ней цена в ОЭС Урала - 563,91 руб./МВт, что, в свою очередь, объясняется профицитностью этих энергосистем. Цена ОЭС Средней Волги сложилась наиболее близкой к цене всей ценовой зоны - 577,11 руб./МВт.

    Динамика доли сектора свободной торговли в оптовом рынке
    В обеих ценовых зонах в течение года доля сектора свободной торговли росла. Если в январе 2006 г. доля покупки в ССТ составляла 12,9% от общего объема покупки на оптовом рынке электроэнергии в Европе и на Урале, то в августе она увеличилась до 13,5%. Максимум же пришелся на май и июнь - в эти месяцы доля ССТ превысила 14%. В Сибири данный 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.

    Экономический эффект
    Экономический эффект от участия в ССТ для потребления рассчитывался исходя из разницы цен на покупку электроэнергии в регулируемом секторе и секторе свободной торговли и был равен разнице этих цен, умноженной на объем электроэнергии, который приобретен в секторе свободной торговли.
    В Сибири экономический эффект с мая по декабрь 2006 г. составил около 240 млн руб., в то время как за аналогичный период 2005 г. - 120 млн руб. В первой ценовой зоне экономический эффект составил около 431,6 млн руб., что ниже показателя за 2005 г. - 2,2 млрд руб.
    Максимальная разница между ценой регулируемого сектора и ценой сектора свободной торговли в ценовой зоне Европы и Урала составила 24,04 руб./МВт в январе 2006 г., а минимальная была отмечена в июле - 2,38 руб./МВт, но она уже была отрицательной, т. е. цена ССТ по итогам месяца превысила цену регулируемого сектора.
    Максимальная разница цен между ценой регулируемого сектора и ценой сектора свободной торговли в ценовой зоне Сибири зафиксирована в январе 2006 г. - 114,18 руб./МВт, а минимальная в мае - 31,36 руб./МВт.
    При увеличении цен в ССТ разница цен РС и ССТ снижается, как и объемы покупки в ССТ. Таким образом, уменьшается и экономический эффект (рис. 11 и 12).

    Предварительные итоги работы НОРЭМ
    Первые четыре месяца работы новой модели оптового рынка электроэнергии показали устойчивость торговой системы. К концу декабря количество компаний, подписавших договоры о присоединении, достигло 262. В торгах первой ценовой зоны принимают участие 111 покупателей, 33 продавца и 5 компаний, выступающих в обоих качествах. В торгах второй ценовой зоны 18 компаний подают заявки только на покупку электроэнергии, 16 - только на продажу и - и на покупку, и на продажу. Ежедневно на торговой площадке обрабатывается более 700 заявок, из которых в торги проходит около 600.
    За прошедший с начала работы НОРЭМ период по нерегулируемым ценам было продано 19,2 млн МВт электроэнергии в ценовой зоне Европы и Урала и 2,7 млн МВт - в ценовой зоне Сибири, что составляет соответственно 7,6 и 4% от общего объема 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 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%. На рис. 13 и 14 показана динамика покупки электроэнергии в первой и второй ценовых зонах с сенября по декабрь соответственно.
    Средневзвешенная цена в Европейской части России и на Урале сложилась равной 444,64 руб./МВт. На рис. 15 отражены сильные колебания цен на фоне относительно ровного тренда, связанные с ценозамыкающими заявками некоторых участников и периодическими запираниями сечений.
    В Сибири средневзвешенная цена за четыре месяца составила 122,92 руб./МВт. На рис. 16 показана динамика цен: частые нулевые цены в начале отчетного периода вызваны продолжавшимся в сентябре режимом угрозы холостых сбросов, введенным Системным оператором для ГЭС. По мере наступления похолоданиям спрос увеличивался, и уже в октябре нулевые цены складывались редко и только в выходные и праздничные дни. Высокие цены, как и в первой ценовой зоне, складывались из-за ценозамыкающих заявок отдельных участников.
    Динамика цен энергосистем первой ценовой зоны отражена на рис. 17. Самой близкой к цене Европейской части России и Урала сложилась цена ОЭС Средней Волги, а наиболее сильные отклонения цен наблюдались в ОЭС Северного Кавказа и ОЭС Северо-Запада, что связано с запираниями сечений и ценозамыкающими заявками участников.
    За четыре месяца работы НОРЭМ на рынке было куплено 321 млн МВт электроэнергии. Наибольшая доля - 25,7% - купленной электроэнергии пришлась на покупателей энергосистемы Урала, чуть меньше - 24,5% - на покупателей ОЭС Центра, 20,8% приобрели потребители ОЭС Сибири, 8,8% было куплено в энергосистеме Средней Волги, 7,7% - в ОЭС Северного Кавказа и 7% - в ОЭС Северо-Запада (рис. 18).