«Старые мощности Новые мощности Вложенный капитал $300 – 600 за кВт (капитализация ОГК/ТГК) $1500 – 2500 за кВт (капитальные затраты ...»

Предложения по корректировке механизма отбора и оплаты мощности в действующей модели ОРЭМ

КОМ проводится на 4 года вперед по отдельным ЗСП с учетом ограничений по передаче мощности.В едином конкурентном отборе участвуют все генерирующие мощности оптового рынка – старые и новые.

248935148797Старые и новые электростанции поставляют один и тот же товар - мощность, обеспечивающий вклад в балансовую надежность энергосистемы. В перспективе этот товар должен иметь одну и ту же цену.

В настоящее время существует разрыв между ценами на старую и новую мощность.

Старые мощности Новые мощности

Вложенный капитал $300 – 600 за кВт (капитализация ОГК/ТГК) $1500 – 2500 за кВт (капитальные затраты на сооружение)

Адекватная плата за мощность, за МВт в месяц 100 – 250 тыс. руб.

(заявки большинства поставщиков при проведении КОМ) 500 – 800 тыс. руб.

(соответствует расчетной цене на мощность по ДПМ)

Адекватный price cap,

за МВт в месяц 120 – 140 тыс. руб. 500 тыс. руб.

Из-за накопленных диспропорций в системе ценообразования на электроэнергию (большие масштабы перекрестного субсидирования, неотлаженное регулирование тарифов на сетевые услуги и др.) и ограничений социального характера быстро преодолеть этот разрыв не удастся. Решение на переходный период - единый КОМ с разными, но постепенно сближающимися (за 5 – 10 лет) верхними пределами цен на мощность (price cap).

00Старые и новые электростанции поставляют один и тот же товар - мощность, обеспечивающий вклад в балансовую надежность энергосистемы. В перспективе этот товар должен иметь одну и ту же цену.

В настоящее время существует разрыв между ценами на старую и новую мощность.

Старые мощности Новые мощности

Вложенный капитал $300 – 600 за кВт (капитализация ОГК/ТГК) $1500 – 2500 за кВт (капитальные затраты на сооружение)

Адекватная плата за мощность, за МВт в месяц 100 – 250 тыс. руб.

(заявки большинства поставщиков при проведении КОМ) 500 – 800 тыс. руб.

(соответствует расчетной цене на мощность по ДПМ)

Адекватный price cap,

за МВт в месяц 120 – 140 тыс. руб. 500 тыс. руб.

Из-за накопленных диспропорций в системе ценообразования на электроэнергию (большие масштабы перекрестного субсидирования, неотлаженное регулирование тарифов на сетевые услуги и др.) и ограничений социального характера быстро преодолеть этот разрыв не удастся. Решение на переходный период - единый КОМ с разными, но постепенно сближающимися (за 5 – 10 лет) верхними пределами цен на мощность (price cap).

При отборе мощностей используются ценовые заявки на оплату мощности, величина которых ограничивается двумя верхними пределами цен на мощность (price cap), устанавливаемыми отдельно для старых и новых мощностей.

Верхний предел цен на новые мощности (PCнов) устанавливается для каждой из ЗСП на уровне 1.2* Цпик, где Цпик – расчетная цена на мощность, отражающая стоимость сооружения современного пикового агрегата в соответствующей зоне отбора мощности. Ежегодно PCнов корректируется в сторону понижения, с тем чтобы учесть факторы, понижающие удельную стоимость капиталовложений в современное генерирующее оборудование (локализация производства в России, удешевление стоимости и повышение доступности «длинных» денег и др.)

Верхний предел цен на старые мощности (PCстар) устанавливается на таком уровне, чтобы покрыть все затраты основной части старых мощностей, а также с учетом установленных регулятивных ограничений на рост цен электроэнергии у конечных потребителей.

Ежегодно PCстар корректируется в сторону повышения, с тем чтобы учесть факторы, повышающие стоимость владения (эксплуатации) старого генерирующего оборудования (инфляция, снижение доходов на рынке электроэнергии из-за усиления конкуренции со стороны более эффективных новых электростанций, ужесточение регулятивных требований по надежности и маневренности оборудования, по выбросам загрязняющих веществ и др.)

При отборе генерирующих мощностей и при их оплате располагаемая мощность генерирующих агрегатов должна быть скорректирована с учетом фактической аварийности конкретного агрегата за несколько последних лет (безаварийная мощность, unforced capacity). Это стимулирует генерирующие компании снижать аварийность электростанций и не экономить на ремонтной программе, аналогично тому, как переход от оплаты установленной мощности к оплате располагаемой мощности стимулировал поставщиков снижать ограничения на использование установленной мощности.

Одновременно с переходом к оплате безаварийной мощности корректируется величина планового коэффициента резервирования и увеличиваются price cap’ы (сохранение выручки при меньшей базе оплаты).

Новые мощности, прошедшие отбор на КОМ, оплачиваются по равновесной цене КОМ. При формировании ценовых заявок на отбор новой мощности участники аукциона должны ориентироваться на экспертные эталонные стоимостные оценки, полученные для типовых проектов строительства новых электростанций, которые будут ежегодно утверждаться Минэнерго России. В зонах с недостаточной конкуренцией (т.е. недостаточным числом конкурирующих проектов ввода новых мощностей) поданные ценовые заявки, превышающие стоимостные оценки типовых проектов, должны иметь соответствующее обоснование и подвергаться экспертной проверке перед подведением итогов аукциона.

Право участвовать в отборе новых мощностей также получают проекты по реконструкции и модернизации старых мощностей, обеспечивающие прирост генерирующей мощности в энергосистеме. При этом рыночные цены новой мощности применяются только для оплаты приростной мощности.

Старые мощности, прошедшие отбор на КОМ (подавшие заявки не выше PCстар), оплачиваются по единой цене, равной PCстар., если эта цена меньше равновесной цены КОМ, или по равновесной цены КОМ в противном случае.

Старые мощности с ценой, превышающей PCстар, но ниже равновесной цены КОМ, переводятся в разряд регулируемых и оплачиваются по утвержденному индивидуальному тарифу.

Старые мощности с ценой, превышающей равновесную цену КОМ, не получают плату за мощность и, по желанию собственника, через 4 года выводятся из эксплуатации, если они не являются вынужденными (через 4 года) по техническим условиям. В противном случае они переводятся в разряд вынужденных.

Практика дальнейшего заключения ДПМ прекращается.

Принимаются меры, чтобы цена рынка электроэнергии отражала действительные маржинальные затраты на производство электроэнергии (в том числе, должен административно устанавливаться достаточно высокий уровень цены электроэнергии в ситуациях дефицита мощности или когда величина включенного резерва ниже нормативного уровня). При этом будет увеличиваться доля постоянных затрат электростанций, покрываемая на рынке электроэнергии, и уменьшаться потребность в плате за мощность.