Презентация ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ организации долгосрочного рынка мощности и системы договоров о предоставлении мощности Москва Апрель 2010 онлайн

Содержание слайда: ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ организации долгосрочного рынка мощности и системы договоров о предоставлении мощности Москва Апрель 2010

Содержание слайда: 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 около 50 ГВт.

Содержание слайда: 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

Содержание слайда: Ценовые зоны рынка и зоны свободного перетока мощности

Содержание слайда: Конкурентный отбор мощности

Содержание слайда: Антимонопольное регулирование

Содержание слайда: Конкурентный отбор мощности при наличии ценового ограничения

Содержание слайда: Особенности конкурентного отбора в отсутствие ценового ограничения

Содержание слайда: 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

Содержание слайда: 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

Содержание слайда: Договоры о предоставлении мощности – система стимулов конструкция ДПМ повышает уровень гарантий оплаты 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 будет осуществляться в течение 10 лет по гарантированной цене, исходя из расчетной окупаемости в 15 лет Одновременно: неподписание ДПМ или просрочка выполнения обязательств 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 (!) Уже сейчас выявлены случаи несоблюдения первоначальных графиков по ДПМ (ОГК 2, ОГК 3, ТГК 2, 4, 5, 6, 9, 12, 13)

Содержание слайда: Договоры о предоставлении мощности - юридическая конструкция

Содержание слайда: Договоры о предоставлении мощности – предварительные ценовые параметры

Содержание слайда: Оплата мощности по итогам конкурентных отборов – в год поставки

Содержание слайда: Ценовые параметры конкурентного отбора мощности Максимальная цена на мощность для проведения конкурентного отбора на 2011 год: 112,5 тыс.руб. за МВт для первой ценовой зоны 120,35 тыс.руб. за МВт для второй ценовой зоны Для проведения конкурентных отборов на последующие годы значения максимальной цены на мощность устанавливаются Правительством РФ по предложению ФСТ России Минимальная цена продажи мощности по результатам конкурентного отбора: Минимальный тариф тепловой генерации в ценовой зоне с ежегодной индексацией Применяется только в тех ЗСП, где при проведении конкурентного отбора применяется Максимальная цена на мощность

Содержание слайда: 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 – повышение эластичности рынка в результате перераспределения нагрузки с оплаты мощности на оплату электроэнергии