'

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ организации долгосрочного рынка мощности и системы договоров о предоставлении мощности

Понравилась презентация – покажи это...





Слайд 0

АБАКАН февраль 2010 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ организации долгосрочного рынка мощности и системы договоров о предоставлении мощности Пономарев Д.В. Председатель Правления


Слайд 1

2 Базовые параметры конструкции рынка мощности Мощность – особый товар, продажа которого для производителя означает готовность к производству электроэнергии и покупка которого для потребителя гарантирует ему возможность приобретения необходимого объема электроэнергии С 1 июля 2008 года в России действует переходная модель рынка мощности, в настоящее время 60% мощности продается по свободным ценам (с 1 июля - 80% и полная либерализация с 1 января 2011 года) Выручка от продажи мощности составляет в среднем 50% в объеме годовой выручки генерирующих компаний. Годовой оборот оптового рынка мощности составил в 2009 году порядка 331 млрд. рублей В настоящее время порядка 60% генерирующих мощностей требуют срочной и глубокой модернизации Общий объем инвестиционной программы по строительству новых генерирующих мощностей в России (ценовые зоны) до 2020 года составляет 76,1 ГВт.


Слайд 2

3 Задачи долгосрочного рынка мощности Обеспечение долгосрочной надежности – предупреждение дефицита в энергосистеме Минимизация совокупной стоимости электроэнергии и мощности для потребителей Формирование наиболее эффективной структуры генерации Формирование региональных ценовых сигналов для развития генерации, потребления и сетей Повышение инвестиционной привлекательности отрасли через обеспечение долгосрочных гарантий поставщикам Стимулирование инвестиционного процесса в создание и модернизацию основных фондов


Слайд 3

4 Ценовые зоны рынка и зоны свободного перетока мощности 4 Конкурентный рынок мощности вводится на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка (I – Европа, Урал и II – Сибирь) (за исключением регионов Приморского и Хабаровского краев, Амурской, Магаданской, Сахалинской, Камчатской, Калининградской и Архангельской областей, Еврейской автономной области, республик Якутия и Коми) Ценовые зоны разбиваются на зоны свободного перетока, которые учитывают планируемые ограничения поставок мощности между ними I ценовая зона II ценовая зона территории тарифного регулирования


Слайд 4

5 Конкурентный отбор мощности Цена конкурентного отбора Предельный уровень цены Спрос Отобранный объем мощности Мощность не прошла отбор – не будет оплачена, если не присвоен специальный статус Цена Объем Приоритетно учитываются объемы обязательных инвестиционных проектов (ДПМ, новые АЭС и ГЭС) по свободным двусторонним договорам В рамках конкурентного отбора ежегодно на четыре года вперед: Системный оператор определяет (с учетом заявок потребителей) прогноз и структуру потребления, величину необходимого резерва и задает кривую спроса поставщики подают заявки, формируя кривую предложения используется предельный уровень цены на мощность, определенный актом Правительства РФ


Слайд 5

6 Особенности участия в рынке мощности АЭС и ГЭС Действующие АЭС/ГЭС участвуют в конкурентных отборах на общих основаниях, однако в 2011-2012 годах возможна надбавка к цене мощности действующих АЭС и ГЭС в качестве инвестиционной составляющей (устанавливается ФСТ) с 2013 года – при нехватке средств с оптового рынка на безопасную эксплуатацию устанавливается надбавка к рыночной цене мощности в следующем периоде Новые АЭС/ГЭС продают мощность по договорам, аналогичным ДПМ наделены возможностью нештрафуемой отсрочки ввода в промышленную эксплуатацию в пределах 1 года (при уведомлении об этом за год до исходной даты) цену для новых объектов устанавливает ФСТ, при этом должна быть учтена выручка от продажи электроэнергии и объем средств, полученных в рамках ЦИС или инвестиционной составляющей тарифа срок действия ДПМ для АЭС/ГЭС – 20 лет при расчетном сроке окупаемости – 30 лет 6


Слайд 6

7 Договоры о предоставлении мощности В рамках реформирования РАО ЕЭС России были сформированы генерирующие компании (ОГК/ТГК), контрольные пакеты акций которых в рамках выкупа дополнительных эмиссий были приобретены новыми собственниками Цены продажи акций и объемы эмиссий были рассчитаны исходя из необходимости обеспечить финансирование инвестиционных программ, список которых был первоначально утвержден Советом директоров РАО ЕЭС России ОГК/ТГК и, в их лице, их основные собственники имеют безусловную обязанность по исполнению инвестиционных программ Модель рынка мощности содержит набор положений, стимулирующих заключение и исполнение Договоров о предоставлении мощности


Слайд 7

8 Договоры о предоставлении мощности – система стимулов конструкция ДПМ повышает уровень гарантий оплаты списки возводимых и модернизируемых объектов для целей заключения ДПМ были актуализированы Министерством энергетики РФ в случае подписания ДПМ включенные в них объекты учитываются в приоритете на конкурентных отборах по отношению к действующей генерации оплата возведенных или модернизируемых по ДПМ объектов осуществляется в течение 10 лет по гарантированной цене исходя из расчетной окупаемости в 15 лет Одновременно: не подписание ДПМ или просрочка поставки более, чем на год, приводят к ограничению ценовой стратегии поставщика по участию в КОМ и продаже отобранной мощности по тарифу в случае неисполнения или несвоевременного исполнения ДПМ ОГК/ТГК несут ответственность из расчета 25% от стоимости инвестиционной программы за каждый объект строительства или модернизации


Слайд 8

Договоры о предоставлении мощности - юридическая конструкция 9 ОГК/ТГК заключают агентский договор по типу поручения с Клиринговой организацией (ЗАО «ЦФР») для организации продажи мощности покупателям – субъектам оптового рынка Клиринговая организация заключает Договоры о предоставлении мощности на оптовый рынок (ДПМ) c покупателями – субъектами оптового рынка от имени и по поручению ОГК/ТГК Сторонами Агентского договора являются также Системный оператор, Администратор торговой системы и НП «Совет рынка» Клиринговая компания Генерирующая компания Покупатели мощности Покупатели мощности Покупатели мощности Покупатели мощности Агентский договор о продаже мощности СО+АТС+Совет рынка Продажа Мощности ДПМ


Слайд 9

10 Оплата мощности по итогам конкурентных отборов – в год поставки НЕ отобраны Электростанции, поставляющие мощность в вынужденном режиме Остальные электростанции Не выше предельного уровня По выбору участника: тариф на э/э + тариф на мощность ИЛИ э/э по рыночным ценам без оплаты мощности Нет оплаты мощности Вывод из эксплуатации временно невозможен по технологическим причинам (теплоснабжение, гидросооружения, недостаточная пропускная способность электрической сети и т.п.) Действующие электростанции по итогам конкурентного отбора ОТОБРАНЫ Электростанции, оплачиваемые по цене конкурентного отбора Электростанции, не подписавшие ДПМ (!) По минимуму из тарифа (с учетом доп.эмиссий и выручки от продажи ЭЭ) и цены КОМ


Слайд 10

11 Договоры о предоставлении мощности – предварительные ценовые параметры * цена рассчитана с учетом коэффициента сейсмичности равного 1,09 для Юга и 1,1 для Сибири Кроме климатического к капитальным затратам применяются иные коэффициенты сейсмичности (1,06 – 1,13 для различных зон сейсмического районирования) отсутствие резервного топлива (0,95 при отсутствии резерва) невыполнение требований по выбросам загрязняющих веществ (0,85 для станций, не отвечающих указанным требованиям) а также учет доходов с рынка электроэнергии по специальной методике Плата за мощность по ДПМ в зависимости от региона, типа топлива и установленной мощности генерирующего объекта (тыс.руб./МВт·месяц): 11


Слайд 11

12 Действующая мощность – предварительные ценовые параметры Предельный уровень оплаты мощности на 2011- 2013 годы: средний тариф на мощность для тепловой генерации, очищенный от амортизации и инвестиционной составляющей плюс поддерживающие инвестиции = 151 тыс.руб. за МВт для первой ценовой зоны, 182 тыс.руб. за МВт для второй ценовой зоны в 2011 с ежегодной корректировкой на инфляцию Предельный уровень оплаты мощности на 2014- 2021 годы: средний тариф на мощность для тепловой генерации, очищенный от амортизации и инвестиционной составляющей плюс инвестиции на модернизацию = 300 тыс.руб. за МВт для первой ценовой зоны, 405 тыс.руб. за МВт для второй ценовой зоны в 2014 с ежегодной корректировкой на инфляцию Предельный уровень оплаты мощности после 2021 года: средний тариф тепловой генерации, очищенный от амортизации и инвестиционной составляющей = 80 тыс.руб. за МВт для первой ценовой зоны, 156 тыс.руб. за МВт для второй ценовой зоны в 2021 с ежегодной корректировкой на инфляцию Долгосрочные ценовые уровни оплаты мощности устанавливаются Правительством РФ 12


Слайд 12

13 Долгосрочный рынок мощности - макроэкономический эффект Улучшение инвестиционного климата в электроэнергетике России появление долгосрочных ценовых параметров рынка и уровней оплаты по объектам ДПМ переход на систему долгосрочных договоров купли – продажи мощности (ДПМ и договоры по итогам КОМ) формирование региональных ценовых сигналов, а также уровней и условий оплаты, стимулирующих модернизацию действующих мощностей Повышение привлекательности рыночных механизмов ценообразования для потребителей повышение прозрачности ценообразования на мощность внедрение новых качественных и стоимостного критериев в систему отбора генерирующих мощностей и, как результат, сокращение числа неэффективных электростанций появления возможности долгосрочного прогнозирования цены на мощность и управления своими затратами на электропотребление в перспективе – повышения эластичности рынка в результате перераспределения нагрузки с оплаты мощности на оплату электроэнергии


Слайд 13

14 Спасибо за внимание


×

HTML:





Ссылка: