Навігація
Головна
 
Головна arrow Економіка arrow Економіка і управління в енергетиці
< Попередня   ЗМІСТ   Наступна >

Механізми довгострокового ринку потужності

Загальна характеристика механізмів довгострокового ринку потужності

Характеристика механізмів довгострокового ринку потужності представлена ​​в табл. 6.4. Основними механізмами є вільні довгострокові договори поставки електроенергії і потужності, конкурентний відбір потужності, договори уявлення потужності, договори купівлі-продажу нової потужності атомних і гідростанцій.

Таблиця 6.4. Найбільш суттєві риси механізмів ринку потужності

позначення

опис

СДДМ

Укладення між постачальниками (інвесторами) і споживачами вільних довгострокових договорів поставки потужності передбачає, що учасники самостійно визначають умови (ціни, обсяги, терміни) поставки потужності і, можливо, електроенергії на довгостроковий період.

СДЦМ реєструються до початку періоду поставки і враховуються на КОМ у вигляді ценопрінімающей заявки

КОМ

У конкурентному відборі потужності вправі брати участь суб'єкти оптового ринку щодо введених в експлуатацію генеруючих об'єктів і генеруючих об'єктів, введення в експлуатацію яких після закінчення будівництва (модернізації, реконструкції) заплановано за підсумками проведення конкурентного відбору потужності (за винятком генеруючих об'єктів, щодо яких укладені ДПМ та ДПНМ та інші договори).

Відбір заявок проводиться тільки за вартістю потужності, однаковою на весь рік; постачальники самостійно оцінюють майбутню виручку з ринку електроенергії.

За підсумками КОМ:

  • - Визначається маржинальний ціна (може відрізнятися для кожної зони вільного перетікання (ЗСП));
  • - Для відібраних обсягів гарантується оплата потужності на встановлений термін;
  • - Не відбирав на КОМ потужність не оплачується (можлива участь в ринку електроенергії на загальних підставах);
  • - В рік поставки укладаються договори комісії

і купівлі-продажу з уніфікованою стороною (ЦФР). Обсяг купівлі потужності пропорційний фактичному піковому споживання і резерву. Ціноутворення на КОМ (див. Параграф 6.8.2)

Особливості кома для діючих АЕС і ГЕС

Відносно діючих АЕС і ГЕС на КОМ подаються тільки ценопрінімающіе заявки.

Раніше передбачалося, що в 2011-2012 рр. вироблятимуть доплати до маржинальних цінами за результатами КОМ в розмірі, необхідному для виконання інвестиційних програм та ефективного використання "Росенергоатому" і "РусГідро". Величина доплати повинна була визначатися з урахуванням доходів від реалізації електроенергії і потужності. У 2011 р доплати здійснювалися щодо АЕС і ГЕС першої цінової зони. У 2011-2012 рр. щодо гідростанцій Сибіру (другий цінової зони) оплата потужності здійснюється за регульованими цінами в рамках РД.

У 2012 р доплати здійснюються тільки в відношення АЕС.

Далі, з 2013 р, визначається Урядом. Вартість потужності ГЕС і АЕС розподіляється на всіх споживачів цінової зони оптового ринку пропорційно обсягам їх зобов'язань по покупці

ДФПРМ з урахуванням МДІ і ДКПМ

СО проводить конкурсний відбір інвестиційних проектів для розміщення перспективного резерву потужності з заданими параметрами, місцем розташування генерації і термінами введення її в експлуатацію з урахуванням гарантування окупності інвестицій (механізм гарантування інвестицій - МДІ).

При цьому СО визначаються:

  • - Гранична вартість інвестиційного проекту, при перевищенні якої інвестиційний проект не може бути відібраний за результатами конкурсу;
  • - Граничний розмір та порядок оплати послуг з формування перспективного технологічного резерву;
  • - Умови оплати електричної енергії та потужності, вироблені з використанням генеруючого об'єкта.

Учасники конкурсу надають фінансові гарантії.

Критерієм відбору є мінімальна вартість інвестиційного проекту.

Гранична вартість інвестиційного проекту відповідає ринковій вартості аналогічних інвестиційних проектів при порівнянному рівні ризиків.

З переможцями конкурсу Системний оператор укладає договір про надання послуг з формування перспективного технологічного резерву.

Виконання зобов'язань з постачання електроенергії здійснюється на підставі договору про приєднання до торгової системи і довгострокових договорів купівлі-продажу потужності (ДКПМ), що укладаються на підставі результатів конкурсного відбору з усіма споживачами оптового ринку даної цінової зони.

Вартість нових потужностей розподіляється на всіх споживачів цінової зони оптового ринку пропорційно обсягам їх зобов'язань по покупці потужності

Договір купівлі-продажу нових потужностей АЕС і ГЕС (ДПНМ)

До КОМ можуть бути укладені договори купівлі-продажу нових потужностей АЕС і ГЕС, що будуються за інвестиційними програмами Росенергоатому та РусГідро. Нові потужності АЕС і ГЕС, щодо яких не укладені ДПНМ, беруть участь в купівлі-продажу потужності на загальних підставах.

Для нових потужностей АЕС і ГЕС, щодо яких укладені ДПНМ, на КОМ подаються тільки ценопрінімающіе заявки.

Ціна потужності нових потужностей АЕС і ГЕС по ДПНМ визначається ФСТ Росії з урахуванням отриманих раніше додаткових коштів для фінансування інвестиційних програм і доходів від продажу електроенергії. Термін ДПНМ - 20 років, при врахований ФСТ Росії терміні окупності - 25 років.

Нові потужності АЕС і ГЕС по ДПНМ мають можливість отримання нештрафуемой відстрочки введення в промислову експлуатацію в межах 1 року (при повідомленні про це СО не пізніше 1 липня року, що передує року початку поставки).

Вартість нових потужностей АЕС і ГЕС по ДПНМ розподіляється на всіх споживачів цінової зони оптового ринку пропорційно обсягам їх зобов'язань по покупці потужності

Обов'язкові ДПМ (гарантована оплата)

ДПМ - зафіксовані власниками ОГК і ТГК зобов'язання виконання інвестиційних програм, розроблених в результаті реорганізації РАО "ЄЕС Росії".

Відносно обов'язкової нової генерації ОГК і ТГК гарантується окупність витрат протягом 10 років (нормативний термін окупності проекту з дати введення об'єкта - 15 років).

Дня потужностей, щодо яких укладені ДПМ, на КОМ подаються тільки ценопрінімающіе заявки.

Ціна потужності, представленої по ДПМ, визначається методом прибутковості інвестованого капіталу (RAB) (норма прибутковості на капітал дорівнює 14%). Ціна розраховується виходячи з необхідності компенсації "типових" капітальних і експлуатаційних витрат генеруючих об'єктів (газової і вугільної ТЕС) із застосуванням підвищувальних і понижувальних коефіцієнтів.

Є нештрафуемая відстрочка введення до 1 року (при повідомленні про це СО не пізніше 1 липня року, що передує року початку поставки).

Після введення об'єкта в експлуатацію є можливість відмови від реалізації потужності за ціною ДПМ, на користь маржинальної ціни КОМ.

Вартість потужності по ДПМ розподіляється на всіх споживачів цінової зони пропорційно обсягам їх зобов'язань по покупці потужності.

Постачальник укладає агентський договір з ЦФР, а ЦФР - договір купівлі-продажу (поставки) потужності з споживачам.

Якщо договір не укладено і є прострочення понад 1 року, то потужність продається на КОМ за мінімальною з цін по РД (з урахуванням доходів від електроенергії та інших одержаних грошових коштів) і КОМ

Додатковий відбір інвестиційних проектів (ДОІП)

Якщо обсяг потужності, відібраної по КОМ в будь-якій зоні вільного перетікання (групі зон вільного перетікання), в сукупності з обсягами потужності, визначеними для поставки на рік, на який проводився КОМ, за всіма іншими договорами не забезпечує задоволення попиту на потужність з урахуванням обсягів поставки потужності між зонами вільного перетікання, в таких зонах вільного перетікання на підставі рішення федерального органу проводиться додатковий відбір інвестиційних проектів будівництва нових або модернізації генеруючих об'єктів, в тому числі генеруючих об'єктів атомних електростанцій і гідроелектростанцій, щодо яких не укладено договорів. Відбору підлягають інвестиційні проекти будівництва і (або) модернізації таких генеруючих об'єктів, які володіють необхідними технічними характеристиками і параметрами, передбаченими договором про приєднання до торгової системи оптового ринку, і щодо яких постачальниками буде запропонована найменша ціна продажу потужності. При цьому ціна пропонованої до продажу потужності не може перевищувати ціни, яка визначається для потужності генеруючих об'єктів, розташованих в тій же зоні вільного перетікання, що продається по ДПМ.

Відносно відібраних інвестиційних проектів в установленому договором про приєднання до торгової системи оптового ринку порядку укладаються договори купівлі-продажу (поставки) потужності, за підсумками додаткового відбору інвестиційних проектів.

Ціна на потужність генеруючого об'єкта, що вводиться в експлуатацію відповідно до договорів про додаткове відборі потужності, встановлюється рівній ціні, заявленої постачальниками щодо обраного інвестиційного проекту, з урахуванням її щорічної індексації та застосуванням сезонного коефіцієнта

Договори поставки вимушеної потужності (ДПВМ)

Генеруючі об'єкти, потужність яких поставляється в вимушеному режимі, повинні відповідати наступним вимогам:

  • • генеруючі об'єкти не відібрані на КОМ, але не можуть бути виведені з експлуатації:
    • - Їх потужність і електроенергія необхідні системі;
    • - Генеруючі об'єкти виробляють тепло і беруть участь в теплопостачанні населених пунктів.
  • • за рішенням Урядової комісії генеруючі об'єкти можуть бути виведені з експлуатації в строк не більше 2 років.

Продаж обсягів електричної енергії та потужності здійснюється за цінами, що забезпечує компенсацію витрат на виробництво електричної енергії та потужності, встановленим ФСТ Росії.

Зазначений спосіб продажу електричної енергії і потужності генеруючого об'єкта, яке постачає потужність в вимушеному режимі, може використовуватися тільки для генеруючого об'єкта, щодо якого постачальником:

  • - Подавалася заявка на конкурентний відбір потужності на відповідний рік і ця заявка не була відібрана;
  • - Не пізніше 1 липня року, що передує року поставки потужності, заявлено про намір використання зазначеного способу продажу електричної енергії і потужності;
  • - Не пізніше 1 липня року, що передує року поставки потужності, представлена ​​інформація в ФСТ Росії;
  • - До початку року поставки потужності в установленому порядку зареєстрована окрема група точок поставки і отримано право на участь у торгівлі електричною енергією і потужністю на оптовому ринку.

У 2011-2012 рр. для генерації, введеної до 2008 р, ціна продажу потужності визначається з урахуванням прогнозної прибутку від продажу електроенергії і потужності, що виробляються на всіх генеруючих об'єктах, віднесених в 2011 р до ГТП учасника ринку і не може бути меншою за мінімальну величини ціни потужності на КОМ зони вільного перетікання і величини регульованого тарифу; в наступні роки - з урахуванням прогнозної прибутку від продажу електроенергії, вироблюваної з використанням відповідного обладнання.

У разі, якщо генерує обладнання введено після 01.01.2008, ціна продажу потужності дорівнює максимальної граничної ціни на потужність, а там де межі не встановлені - ціною КОМ або за рішенням Урядової комісії - державними тарифами.

Вартість вимушеної потужності розподіляється на всіх споживачів суб'єкта Російської Федерації, а в деяких випадках - всіх споживачів зони вільного перетікання оптового ринку пропорційно обсягам їх зобов'язань по покупці

 
Якщо Ви помітили помилку в тексті позначте слово та натисніть Shift + Enter
< Попередня   ЗМІСТ   Наступна >
 
Дисципліни
Агропромисловість
Аудит та Бухоблік
Банківська справа
БЖД
Географія
Документознавство
Екологія
Економіка
Етика та Естетика
Журналістика
Інвестування
Інформатика
Історія
Культурологія
Література
Логіка
Логістика
Маркетинг
Медицина
Нерухомість
Менеджмент
Педагогіка
Політологія
Політекономія
Право
Природознавство
Психологія
Релігієзнавство
Риторика
Соціологія
Статистика
Техніка
Страхова справа
Товарознавство
Туризм
Філософія
Фінанси
Пошук