Согласно
Постановлению Правительства №89 от 24 февраля 2010 года,
введение модели Долгосрочного рынка мощности (ДРМ) призвано
решить ряд задач, важнейших как для развития электроэнергетики,
так и для экономики страны в целом. В их числе: обеспечение
долгосрочной надежности – предупреждение дефицита в
энергосистеме, формирование наиболее эффективной структуры
генерации. Долгосрочный рынок мощности позволит повысить
инвестиционную привлекательность отрасли и стимулировать
инвестиционный процесс в создание и модернизацию основных
энергетических фондов. Посредством рынка мощности будет
минимизирована совокупная стоимость электроэнергии и мощности
для потребителей и начнется активное формирование региональных
ценовых сигналов для развития генерации, потребления и сетей.
Отбор наиболее эффективных генерирующих объектов, создаст
стимулы к совершенствованию генерирующего оборудования,
повышению его эффективности и поддержанию его в работоспособном
состоянии. Помимо этого, новые правила рынка мощности формируют
долгосрочные ценовые сигналы, которые гарантируют поставщикам,
мощность которых нужна в энергосистеме, как минимум безубыточную
деятельность на оптовом рынке, а при высокой эффективности
генерирующего оборудования – получение значительной прибыли.
Какая мощность продается на оптовом рынке
Мощность — особый товар, покупка которого представляет участнику
оптового рынка право требования обеспечения готовности
генерирующего оборудования к выработке электрической энергии
установленного качества в количестве, необходимом для
удовлетворения потребности в электрической энергии данного
участника.
Раздельная торговля электроэнергией и мощностью позволяет
сгладить колебания цен на электрическую энергию для конечного
потребителя. При этом наличие долгосрочного рынка мощности
позволяет инвесторам точнее прогнозировать возмещение затрат на
строительство генерирующих мощностей.
30 августа 2010 года Наблюдательный совет НП «Совет рынка»
принял регламент о проведении долгосрочного конкурентного отбора
мощности, а также соответствующие регламенты о механизмах
купли-продажи мощности и финансовых расчетах за мощность. С 1
января 2011 года на оптовом рынке мощность будет продаваться по
следующим механизмам: торговля мощностью по итогам КОМ на
соответствующий год; торговля мощностью по свободным договорам
купли-продажи мощности (СДМ) – при условии, что эта мощность
отобрана на КОМ; торговля мощностью по договорам о
предоставлении мощности (ДПМ); торговля мощностью новых АЭС и
ГЭС, в отношении которых заключены договоры купли-продажи
мощности новых АЭС и ГЭС; торговля мощностью вынужденных
генераторов (генерирующих объектов, не отобранных на
конкурентном отборе, но продолжение работы которых необходимо по
технологическим и иным причинам).
Сроки проведения КОМ. Публикация информации
Процедура конкурентного отбора мощности является долгосрочной.
На первые годы конкурентный отбор проводится менее чем за 4
полных года: на 2011 год — в октябре 2010 года; на 2012, 2013,
2014 и 2015 годы — до 1 июня 2011 года.
На 2016 и последующие годы долгосрочные конкурентные отборы
будут проводиться за 4 полных года до года поставки.
Основная информация о проведении конкурентного отбора
публикуется на официальном сайте Системного оператора, в
нынешнем году – за 20 дней до проведения отбора, в последующие
годы – за три месяца.
За время с момента опубликования информации на сайте Системного
оператора до начала подачи ценовых заявок участники КОМ имеют
возможность в соответствии с полученными данными сформировать
свои заявки на участие в отборе.
На сайте Системного оператора для участников рынка должна быть
опубликована следующая информация: срок приема ценовых заявок,
требования к их содержанию и порядок подачи; перечень и описание
зон свободного перетока (ЗСП) – территорий, на которых
отсутствуют существенные ограничения на передачу мощности;
перечень ЗСП в которых КОМ проводится с применением предельного
уровня цен; объем спроса на мощность в ЗСП (с указанием
планируемого пика потребления и коэффициента резервирования);
объем мощности, который при проведении КОМ учитывается, как
подлежащий обязательной покупке в ЗСП (по ДПМ и договорам с
новыми АЭС и ГЭС); минимальный объем мощности, который требуется
отобрать в ЗСП по результатам КОМ; необходимые совокупные
технические параметры генерирующего оборудования; минимальные
значения технических параметров генерирующего оборудования,
необходимые для участия в КОМ.
Корректировочный КОМ
В Постановлении Правительства также предусмотрена процедура
корректировочного конкурентного отбора. Его проводят в том
случае, если в системе уже после проведения долгосрочного КОМ
прогнозируется нехватка мощности, причинами чего может стать
увеличение прогноза потребления относительно прогноза на
«основном» долгосрочном КОМ, или незапланированный вывод из
эксплуатации действующей генерации. В этом случае в дополнение к
отобранной на долгосрочном КОМ мощности отбирается мощность,
позволяющая покрыть прогнозируемый дефицит. Корректировочные КОМ
проводятся при необходимости до 1 октября года, предшествующего
году поставки.
Порядок проведения КОМ
В соответствии с Правилами оптового рынка в ЗСП, в которых ФАС
России был отмечен недостаточный уровень конкуренции, КОМ
проводится с применением предельного уровня цены на мощность.
Перечень таких ЗСП определяется ФАС России до проведения КОМ и
публикуется СО в составе информации о КОМ. В остальных ЗСП при
проведении КОМ не используется предельный уровень цены, но и там
существует ряд особенностей проведения КОМ, направленных на
предотвращение манипулирования поставщиками ценами на мощность.
Проведение КОМ в зонах свободного перетока с применением
предельного уровня цен.
На территориях ЗСП, где анализ конкурентной ситуации на рынке
мощности показывает, что торговля проходит в условиях
ограниченной конкуренции, предельный уровень цен вводится с
целью недопущения манипулирования субъектами оптового рынка
ценами на мощность.
После проведения анализа концентрации поставщиков при проведении
отбора на 2011 год, ФАС России установила необходимость
применения предельного уровня цен в 26 ЗСП из 29.
Величины предельного уровня цены на мощность для КОМ установлены
Постановлением Правительства №238 от 13 апреля 2010 года
отдельно для первой и второй ценовой зоны оптового рынка: в
Первой ценовой зоне (Европейская часть Росси и Урал) он
составляет 118 тыс. руб./МВт в месяц, во Второй (Сибирь) — 126
тыс. руб./МВт в месяц.
В ЗСП, в которых КОМ проводится с применением предельного
уровня, поставщики должны подать заявки с ценой, не выше
предельной.
Заявки, цена в которых превышает предельный уровень, не будут
рассмотрены и соответственно отобраны на КОМ.
По итогам конкурентного отбора мощности в таких ЗСП определяется
единая (маржинальная) цена мощности для всех поставщиков,
отобранных в ЗСП. Эта цена соответствует максимальной из цен,
указанных в отобранных на КОМ в этой ЗСП ценовых заявках
поставщиков. Исходя из этой же цены будет рассчитываться
стоимость мощности, покупаемой покупателями в этой ЗСП по итогам
КОМ.
При этом в ЗСП, в которых КОМ проводится с применением
предельного уровня цен, Постановлением Правительства №238 от 13
апреля 2010 года устанавливается также и минимальный уровень
цен, ниже которого не может сложиться маржинальная цена КОМ. Для
Первой ценовой зоны минимум составляет 37,4 тыс. руб./МВт, для
Второй — 52,2 руб./МВт.
Проведение КОМ в ЗСП без предельного уровня цен
Принцип проведения конкурентного отбора в ЗСП, в которых не
применяется предельный уровень цены, несколько сложнее. Здесь
существуют определенные условия, которые должны выполняться
поставщиками при подаче заявок.
Во-первых, если поставщик на территории ЗСП владеет значительным
количеством генерации (более 15% от всей установленной мощности
генерации в ЗСП в Первой ценовой зоне и 10% — во Второй), то на
определенный объем мощности этот поставщик обязан подать
ценопринимающие заявки (такая заявка отражает намерение
участника рынка продать указанный в заявке объем мощности по
сложившейся в результате конкурентного отбора цене). При этом
объем мощности, в отношении которого подается не ценопринимающая
заявка (на который указывается конечная цена), не должен
превышать 15% (10%) общего объема всей установленной мощности в
данной ЗСП.
Во-вторых, Правительство РФ установило, что ценовые заявки,
составляющие 15 % (10% во второй ценовой зоне) наиболее дорогого
предложения, не формируют маржинальную цену КОМ. Таким образом,
маржинальная цена КОМ в таких ЗСП определяется самой дорогой
заявкой, не попавшей в область данных 15 (10)% самых дорогих
заявок.
При этом по маржинальной цене будет оплачена мощность,
отобранная на КОМ, в отношении которой в заявке была указана
цена, ниже маржинальной цены КОМ.
Мощность генерирующих объектов, в отношении которых указанная в
заявке цена была выше маржинальной, и при этом такие объекты
были все равно отобраны Системным оператором на КОМ (за счет
необходимых системе технических параметров), будет оплачена
следующим образом:
генерирующие объекты, цена мощности которых не вошла в область
15% самого дорогого предложения, будут оплачены также по цене,
указанной в заявке;
генерирующие объекты, заявки в отношении которых вошли в эту
область, получат оплату мощности по минимуму из цены в заявке и
цены, установленной для них ФСТ России.
Стоимость мощности, покупаемой по итогам КОМ покупателями в этой
ЗСП, будет рассчитываться исходя из маржинальной цены КОМ
Итоги проведения КОМ
По итогам проведения КОМ Системный оператор формирует:
- Перечень отобранных генерирующих объектов;
- Объем отобранной мощности в отношении каждого объекта;
- Цену продажи мощности для каждого объекта;
- Цену, исходя из которой будет рассчитываться стоимость покупки
мощности, для каждой ЗСП.
Генерирующие объекты, мощность которых не отобрана на КОМ, могут
быть выведены из эксплуатации (если есть такая возможность) или
же перейти в категорию «вынужденных генераторов». В эту
категорию попадают объекты, мощность которых не прошла
конкурентный отбор, но которые нельзя остановить – например, от
них зависит теплоснабжение потребителей или стабильность работы
всей энергосистемы.
«Вынужденные генераторы» могут продавать и электроэнергию и
мощность по ценам, установленным ФСТ России, либо продавать
только электроэнергию по ценам рынка на сутки вперед (РСВ) и
Балансирующего рынка (БР), но без оплаты мощности.
Поставка мощности на оптовый рынок
По итогам проведения конкурентного отбора на оптовый рынок будет
поставляться мощность, отобранная на КОМ. Также на оптовый рынок
поставляется мощность «вынужденных генераторов» и мощность, в
отношении которой заключены ДПМ или договоры купли-продажи
мощности новый АЭС и ГЭС.
Перед началом поставки мощности проходит аттестация
генерирующего оборудования – определение предельного объема
поставки мощности, который может быть поставлен данным
генератором. Если объем аттестованной мощности меньше, чем
изначально заявленный, то за недостающую мощность поставщик
выплачивает штраф. Штраф по договорам, заключенным по итогам КОМ
и в отношении вынужденных генераторов, составляет 25% от
стоимости неаттестованного объема мощности. Для мощности, в
отношении которой заключены ДПМ, размер штрафа прописывается
непосредственно в договоре. При этом для поставщиков,
заключивших ДПМ, существует возможность нештрафуемого снижения
объема мощности в пределах 10%.
Если же мощность была аттестована, но поставленный на оптовый
рынок объем был снижен из-за невыполнения поставщиком требований
по готовности генерирующего оборудования к выработке
электроэнергии, то штрафы не взимаются. При этом поставщику
оплачивается сниженный объем мощности.
Договоры о предоставлении мощности (ДПМ)
ДПМ заключаются поставщиками, образованными в результате
реорганизации генерирующих компаний – дочерних обществ ОАО РАО
«ЕЭС России», в отношении генерирующих объектов, включенных в
утвержденный Правительством РФ перечень генерирующих объектов
для ДПМ.
ДПМ обеспечивают с одной стороны обязательства поставщиков по
выполнению утвержденной инвестиционной программы, а с другой
дают гарантию оплаты мощности новых (модернизированных)
генерирующих объектов.
Срок поставки мощности по ДПМ – 10 лет. Цена мощности по ДПМ
определяется в договоре, исходя из утвержденных Постановлением
Правительства РФ параметров: доходности на вложенный капитал
(WACC); типовых эксплуатационных и капитальных затрат для
различных видов генерирующего оборудования; коэффициентов,
отражающих климатические особенности и уровень сейсмичности в
регионе, где строится генерирующий объект; доли постоянных
затрат, не покрываемой получаемым с рынка на сутки вперед (РСВ)
доходом.
В ДПМ предусмотрена возможность нештрафуемой отсрочки ввода
объектов в промышленную эксплуатацию в пределах 1 года при
условии об этой отсрочке до проведения долгосрочного КОМ на
соответствующий год.
Особенности продажи мощности АЭС и ГЭС
Действующие АЭС и ГЭС участвуют в КОМ на общих основаниях, но в
2011-2012 годах к цене их мощности возможна надбавка в качестве
инвестиционной составляющей на строительство новых объектов,
которая устанавливается ФСТ (в последствие выплаченные средства
будут учтены при установлении цены мощности для новых
генерирующих объектов АЭС и ГЭС).
В отношении мощности новых АЭС и ГЭС, строящихся в соответствии
с утвержденными государством инвестиционными программами, могут
быть заключены договоры купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС,
аналогичные договорам о предоставлении мощности. В числе
основных отличий договоров купли-продажи мощности новых АЭС и
ГЭС от ДПМ стоит отметить, что при заключении последних цена
формируется по определенным параметрам, изложенным в
Постановлении Правительства №238. В отношении новых АЭС и ГЭС
цена будет устанавливаться ФСТ России. При ее формировании будет
учитываться, что часть средств на строительство этих станций уже
была получена (бюджетное финансирование; средства, заложенные в
тарифах на реализацию реставрирования старых генерирующих
объектов) и повторно выплачиваться не будет. Кроме того, в
отношении новых АЭС и ГЭС предусмотрена возможность нештрафуемой
отсрочки ввода объектов в промышленную эксплуатацию в пределах 1
года (при уведомлении об этом за год до исходной даты ввода в
эксплуатацию).
Срок действия договоров купли-продажи в отношении АЭС и ГЭС – 20
лет, при расчетном сроке окупаемости – 30 лет.
ПОДВЕРСТКА
Ответы на наиболее актуальные вопросы
Что делать Поставщику в случае, когда предельного уровня
оплаты мощности не хватает для компенсации затрат?
Ответ: при формировании заявки на КОМ необходимо учитывать
прогнозную прибыль на РСВ. Если и при этом предельного уровня не
хватает, то подавая экономически обоснованную заявку с ценой
выше предельного уровня, такой поставщик априори не сможет
пройти КОМ. При этом поставщик может подать заявление на вывод
неэффективного генерирующего оборудования из эксплуатации. Если
поставщику не разрешают вывести генерирующее оборудование из
эксплуатации, то такое оборудование начинает поставлять мощность
в вынужденном режиме, и поставщик получает оплату за
электрическую энергию и мощность, производимые с использованием
этого оборудования, по ценам, установленным ФСТ России.
Как учитывается величина норматива на собственные нужды, а
также отклонения от этого норматива, при продаже мощности?
Ответ: объём фактически поставляемой мощности определяется как
предельный (аттестованный) объём мощности, умноженный на
коэффициент готовности, за вычетом объёма потребления на
собственные нужды (в пределах норматива). Если Поставщик
превышает норматив, он должен будет оплатить объём превышения,
умноженный на фактический коэффициент наличия мощности (как
обычный покупатель).
Если дата ввода объекта по ДПМ 31 декабря 2011 года и
поставщик хочет отсрочить ввод этого объекта, он должен подать
соответствующее уведомление до КОМ на 2011 год или до КОМ на
2012 год?
Ответ: в соответствии с договором поставка мощности по ДПМ
должна начаться с 1 числа месяца, следующего за датой
планируемого ввода (если эта дата — не 1-ое число месяца).
Поскольку в описанном случае фактическая поставка должна
начаться с 1 января 2012 года, то мощность этого объекта начнет
учитываться только при проведении КОМ на 2012 год,
соответственно и заявление об отсрочке необходимо подать до
проведения КОМ на 2012 год.
Как будет оплачиваться электроэнергия электростанции, имеющей
одну ГТП, в состав которой входят и ГЕМ, отобранные на КОМ, и
ГЕМ вынужденных генераторов?
Ответ: правилами оптового рынка (пункт 86.47) предусмотрено, что
для выбора в отношении вынужденного генератора способа участия в
оптовом рынке с оплатой электрической энергии и мощности по
ценам, установленным ФСТ России, необходимым условием является
регистрация отдельной ГТП для генерирующего объекта,
поставляющего мощность в вынужденном режиме. В этом случае
конфликта между электроэнергией, производимой вынужденным
генератором и объектами, отобранными по итогам КОМ, не
возникнет, поскольку они относятся к разным ГТП. Если поставщик
выбрал способ участия вынужденного генератора в оптовом рынке
без продажи мощности и оставил этот объект в одной ГТП с
генерирующими объектами, отобранными на КОМ, то вся
электроэнергия, производимая в этой ГТП будет продаваться по
ценам РСВ и БР.
Принципиально заявить мощность по ДПМ в баланс ФСТ до
проведения КОМ?
Ответ: долгосрочные КОМ проводятся до формирования баланса ФСТ
на год поставки (в перспективе — за несколько лет до
формирования баланса) и участие в них не связано с подачей
документов в ФСТ.
Возможна ли ситуация возникновения нулевых цен за мощность в
том случае, если в «избыточных» ЗСП все крупные поставщики имеют
более 15% и обязаны подавать ценопринимающие заявки?
Ответ: в случае, если в указанной ЗСП не применяется предельный
уровень платы за мощность, то такая ситуация теоретически
возможна. При этом важно отметить, что каждый из этих
Поставщиков имеет право подавать ценовые (не ценопринимающие)
заявки на часть мощности, не превышающую 15% всей мощности в
ЗСП.
Каковы основные принципы участия в ДРМ генерации, работающей
по теплофикационному циклу?
Ответ: такая генерация участвует в рынке мощности на общих
основаниях. При этом в Постановление Правительства РФ включено
поручение ФСТ России разработать перечень мероприятий,
направленных на доведение тарифов на тепловую энергию до
экономически обоснованного уровня.
Как будет работать модель ДРМ в случае снижения спроса
(потребления)?
Ответ: в случае снижения спроса покупатели в совокупности все
равно должны будут оплатить всю отобранную на КОМ мощность и
поставленную на ОРЭ (аттестация + готовность). Таким образом,
оплате будет подлежать больший объём мощности.
ВРЕЗКА
Уточнение терминов и понятий
Балансирующий рынок (БР). Сфера обращений отклонений,
определенных в результате конкурентного отбора ценовых заявок
для балансирования системы и (или) определенных по факту
производства/потребления электрической энергии на основе данных
коммерческого учета.
Группа точек поставки (ГТП). Определяемая Системным оператором и
Коммерческим оператором в соответствии с Положением о порядке
получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра
субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности
совокупность, состоящая из одной или нескольких точек поставки,
относящихся к одному узлу расчетной модели и (или) к единому
технологически неделимому энергетическому объекту,
ограничивающая территорию, в отношении которой покупка или
продажа электрической энергии (мощности) на оптовом рынке
осуществляются только данным Участником оптового рынка, и
используемая для определения и исполнения Участником оптового
рынка связанных с поставкой и оплатой электрической энергии
(мощности) обязательств. Т.е. под «группой точек поставки» на
рынке электроэнергии понимается объект или группа объектов
одного участника, производящих или потребляющих электроэнергию в
конкретном узле энергосистемы.
Зоны свободного перетока (ЗСП). В соответствии с Федеральным
законом N 35-ФЗ «Об электроэнергетике» зона свободного перетока
электрической энергии (мощности) - часть Единой энергетической
системы России, в пределах которой электрическая энергия и
мощность, производимые или планируемые для поставок на
генерирующем оборудовании, могут быть замещены электрической
энергией и мощностью, производимыми или планируемыми для
поставок с использованием другого генерирующего оборудования с
аналогичными техническими характеристиками в той же зоне
свободного перетока, а замена электрической энергией и
мощностью, производимыми на генерирующем оборудовании,
расположенном в иной зоне свободного перетока, может быть
осуществлена только в пределах ограничений перетока
электрической энергии и мощности между такими зонами. При этом
совокупные технические характеристики генерирующего оборудования
в пределах зоны свободного перетока должны соответствовать
требованиям, установленным системным оператором и необходимым
для обеспечения нормального режима работы соответствующей части
энергетической системы. Отнесение ГТП участника рынка к ЗСП
осуществляется в соответствии с Регламентом определения и
актуализации параметров зон свободного перетока ЕЭС (Приложение
N 19.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка) на основании действующего Акта о согласовании групп точек
поставки субъекта оптового рынка и отнесения их к узлам
расчетной модели, Акта о согласовании групп точек поставки
экспортно-импортных операций субъекта оптового рынка и отнесения
их к сечениям поставки, сформированных в соответствии с
Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
ведения реестра субъектов оптового рынка, и актуализированного
перечня узлов расчетной модели, отнесенных к ЗСП.
Производство энергии (генерация). Коммерческая деятельность
организаций независимо от организационно-правовой формы по
производству и продаже (поставке) электрической энергии
(мощности) и/или тепловой энергии (мощности) на оптовый или
розничные рынки для дальнейшего преобразования, передачи,
распределения и продажи (поставки) потребителям.
Рынок «на сутки вперед» (РСВ). Система отношений в рамках
ценовых зон оптового рынка электроэнергии между Участниками
оптового рынка и ФСК, связанная с поставкой/потреблением
электроэнергии в объемах, определенных по результатам
конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед.
Сбыт энергии (мощности). Продажа конечным потребителям, в том
числе на основании договоров энергоснабжения, электрической
энергии (мощности) производителями электрической энергии
(мощности), получающими ее от собственных генерирующих
источников, и сбытовыми компаниями.
Участник оптового рынка — Покупатель электрической энергии и
мощности. Энергосбытовая организация, энергоснабжающая
организация или крупный потребитель электрической энергии, или
гарантирующий поставщик, или организация, осуществляющая
экспортно-импортные операции, или иная организация, в отношении
энергопотребляющего оборудования которой зарегистрирована ГТП
потребления, получившая статус субъекта оптового рынка и право
участия в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом
рынке.
Участник оптового рынка — Поставщик электрической энергии и
мощности. Генерирующая компания, или организация, имеющая право
продажи производимой генерирующими компаниями электрической
энергии (мощности), или организация, осуществляющая
экспортно-импортные операции, или иная организация, в отношении
генерирующего оборудования которой зарегистрирована ГТП
генерации, получившая статус субъекта оптового рынка и право
участия в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом
рынке.
