Обозначение

Описание

СДДМ

Заключение между поставщиками (инвесторами) и потребителями свободных долгосрочных договоров поставки мощности предполагает, что участники самостоятельно определяют условия (цены, объемы, сроки) поставки мощности и, возможно, электроэнергии на долгосрочный период.

СДЦМ регистрируются до начала периода поставки и учитываются на КОМ в виде ценопринимающей заявки

КОМ

В конкурентном отборе мощности вправе принимать участие субъекты оптового рынка в отношении введенных в эксплуатацию генерирующих объектов и генерирующих объектов, ввод в эксплуатацию которых по окончании строительства (модернизации, реконструкции) запланирован по итогам проведения конкурентного отбора мощности (за исключением генерирующих объектов, в отношении которых заключены ДПМ и ДПНМ и прочие договоры).

Отбор заявок проводится только по стоимости мощности, одинаковой на весь год; поставщики самостоятельно оценивают будущую выручку с рынка электроэнергии.

По итогам КОМ:

– определяется маржинальная цена (может различаться для каждой зоны свободного перетока (ЗСП));

– для отобранных объемов гарантируется оплата мощности на установленный срок;

– не отобранная на КОМ мощность не оплачивается (возможно участие в рынке электроэнергии на общих основаниях);

– в год поставки заключаются договоры комиссии

и купли-продажи с унифицированной стороной (ЦФР). Объем покупки мощности пропорционален фактическому пиковому потреблению и резерву. Ценообразование на КОМ (см. параграф 6.8.2)

Особенности КОМа для действующих АЭС и ГЭС

В отношении действующих АЭС и ГЭС на КОМ подаются только ценопринимающие заявки.

Ранее предполагалось, что в 2011–2012 гг. будут производить доплаты к маржинальным ценам по результатам КОМ в размере, необходимом для выполнения инвестиционных программ и безопасной эксплуатации "Росэнергоатома" и "Русгидро". Величина доплаты должна была определяться с учетом доходов от реализации электроэнергии и мощности. В 2011 г. доплаты осуществлялись в отношении АЭС и ГЭС первой ценовой зоны. В 2011–2012 гг. в отношении гидростанций Сибири (второй ценовой зоны) оплата мощности осуществляется по регулируемым ценам в рамках РД.

В 2012 г. доплаты осуществляются только в отношение АЭС.

Далее, с 2013 г., определяется Правительством. Стоимость мощности ГЭС и АЭС распределяется на всех потребителей ценовой зоны оптового рынка пропорционально объемам их обязательств по покупке

ДФПРМ с учетом МГИ и ДКПМ

СО проводит конкурсный отбор инвестиционных проектов для размещения перспективного резерва мощности с заданными параметрами, местоположением генерации и сроками ввода ее в эксплуатацию с учетом гарантирования окупаемости инвестиций (механизм гарантирования инвестиций – МГИ).

При этом СО определяются:

– предельная стоимость инвестиционного проекта, при превышении которой инвестиционный проект не может быть отобран по результатам конкурса;

– предельный размер и порядок оплаты услуг по формированию перспективного технологического резерва;

– условия оплаты электрической энергии и мощности, производимые с использованием генерирующего объекта.

Участники конкурса предоставляют финансовые гарантии.

Критерием отбора является минимальная стоимость инвестиционного проекта.

Предельная стоимость инвестиционного проекта соответствует рыночной стоимости аналогичных инвестиционных проектов при сопоставимом уровне рисков.

С победителями конкурса Системный оператор заключает договор об оказании услуг по формированию перспективного технологического резерва.

Исполнение обязательств по поставке электроэнергии осуществляется на основании договора о присоединении к торговой системе и долгосрочных договоров купли- продажи мощности (ДКПМ), заключаемых на основании результатов конкурсного отбора со всеми потребителями оптового рынка данной ценовой зоны.

Стоимость новых мощностей распределяется на всех потребителей ценовой зоны оптового рынка пропорционально объемам их обязательств по покупке мощности

Договор купли-продажи новых мощностей АЭС и ГЭС (ДПНМ)

До КОМ могут быть заключены договоры купли-продажи новых мощностей АЭС и ГЭС, строящихся по инвестиционным программам Росэнергоатома и Русгидро. Новые мощности АЭС и ГЭС, в отношении которых не заключены ДПНМ, участвуют в купле-продаже мощности на общих основаниях.

Для новых мощностей АЭС и ГЭС, в отношении которых заключены ДПНМ, на КОМ подаются только ценопринимающие заявки.

Цена мощности новых мощностей АЭС и ГЭС по ДПНМ определяется ФСТ России с учетом полученных ранее дополнительных денежных средств для финансирования инвестиционных программ и доходов от продажи электроэнергии. Срок ДПНМ – 20 лет, при учтенном ФСТ России сроке окупаемости – 25 лет.

Новые мощности АЭС и ГЭС по ДПНМ имеют возможность получения нештрафуемой отсрочки ввода в промышленную эксплуатацию в пределах 1 года (при уведомлении об этом СО не позднее 1 июля года, предшествующему году начала поставки).

Стоимость новых мощностей АЭС и ГЭС по ДПНМ распределяется на всех потребителей ценовой зоны оптового рынка пропорционально объемам их обязательств по покупке мощности

Обязательные ДПМ (гарантированная оплата)

ДПМ – зафиксированные собственниками ОГК и ТГК обязательства выполнения инвестиционных программ, разработанных в результате реорганизации РАО "ЕЭС России".

В отношении обязательной новой генерации ОГК и ТГК гарантируется окупаемость затрат в течение 10 лет (нормативный срок окупаемости проекта с даты ввода объекта – 15 лет).

Дня мощностей, в отношении которых заключены ДПМ, на КОМ подаются только ценопринимающие заявки.

Цена мощности, представленной по ДПМ, определяется методом доходности инвестированного капитала (RAB) (норма доходности на капитал равна 14%). Цена рассчитывается исходя из необходимости компенсации "типовых" капитальных и эксплуатационных затрат генерирующих объектов (газовой и угольной ТЭС) с применением повышающих и понижающих коэффициентов.

Есть нештрафуемая отсрочка ввода до 1 года (при уведомлении об этом СО не позднее 1 июля года, предшествующему году начала поставки).

После ввода объекта в эксплуатацию есть возможность отказа от реализации мощности по цене ДПМ, в пользу маржинальной цены КОМ.

Стоимость мощности по ДПМ распределяется на всех потребителей ценовой зоны пропорционально объемам их обязательств по покупке мощности.

Поставщик заключает агентский договор с ЦФР, а ЦФР – договор купли-продажи (поставки) мощности с потребителям.

Если договор не заключен и есть просрочка более 1 года, то мощность продается на КОМ по минимальной из цен по РД (с учетом доходов от электроэнергии и других полученных денежных средств) и КОМ

Дополнительный отбор инвестиционных проектов (ДОИП)

Если объем мощности, отобранной по КОМ в какой-либо зоне свободного перетока (группе зон свободного перетока), в совокупности с объемами мощности, определенными для поставки в году, на который проводился КОМ, по всем другим договорам не обеспечивает удовлетворение спроса на мощность с учетом объемов поставки мощности между зонами свободного перетока, в таких зонах свободного перетока на основании решения федерального органа проводится дополнительный отбор инвестиционных проектов строительства новых или модернизации генерирующих объектов, в том числе генерирующих объектов атомных электростанций и гидроэлектростанций, в отношении которых не заключены договоры. Отбору подлежат инвестиционные проекты строительства и (или) модернизации таких генерирующих объектов, которые обладают необходимыми техническими характеристиками и параметрами, предусмотренными договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и в отношении которых поставщиками будет предложена наименьшая цена продажи мощности. При этом цена предлагаемой к продаже мощности не может превышать цены, определяемой для мощности генерирующих объектов, расположенных в той же зоне свободного перетока, продаваемой по ДПМ.

В отношении отобранных инвестиционных проектов в установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка порядке заключаются договоры купли-продажи (поставки) мощности, по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов.

Цена на мощность генерирующего объекта, вводимого в эксплуатацию в соответствии с договорами о дополнительном отборе мощности, устанавливается равной цене, заявленной поставщиками в отношении выбранного инвестиционного проекта, с учетом ее ежегодной индексации и применением сезонного коэффициента

Договоры поставки вынужденной мощности (ДПВМ)

Генерирующие объекты, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, должны соответствовать следующим требованиям:

• генерирующие объекты не отобраны на КОМ, но не могут быть выведены из эксплуатации:

– их мощность и электроэнергия необходимы системе;

– генерирующие объекты вырабатывают тепло и участвуют в теплоснабжении населенных пунктов.

• по решению Правительственной комиссии генерирующие объекты могут быть выведены из эксплуатации в срок не более 2 лет.

Продажа объемов электрической энергии и мощности производится по ценам, обеспечивающим компенсацию затрат на производство электрической энергии и мощности, установленным ФСТ России.

Указанный способ продажи электрической энергии и мощности генерирующего объекта, поставляющего мощность в вынужденном режиме, может использоваться только для генерирующего объекта, в отношении которого поставщиком:

– подавалась заявка на конкурентный отбор мощности на соответствующий год и эта заявка не была отобрана;

– не позднее 1 июля года, предшествующего году поставки мощности, заявлено о намерении использования указанного способа продажи электрической энергии и мощности;

– не позднее 1 июля года, предшествующего году поставки мощности, представлена информация в ФСТ России;

– до начала года поставки мощности в установленном порядке зарегистрирована отдельная группа точек поставки и получено право на участие в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке.

В 2011–2012 гг. для генерации, введенной до 2008 г., цена продажи мощности определяется с учетом прогнозной прибыли от продажи электроэнергии и мощности, вырабатываемых на всех генерирующих объектах, отнесенных в 2011 г. к ГТП участника рынка и не может быть меньше минимальной величины цены мощности на КОМ зоны свободного перетока и величины регулируемого тарифа; в последующие годы – с учетом прогнозной прибыли от продажи электроэнергии, вырабатываемой с использованием соответствующего оборудования.

В случае, если генерирующее оборудование введено после 01.01.2008, цена продажи мощности равна максимальной предельной цене на мощность, а там где пределы не установлены – цене КОМ или по решению Правительственной комиссии – государственным тарифам.

Стоимость вынужденной мощности распределяется на всех потребителей субъекта Российской Федерации, а в некоторых случаях – всех потребителей зоны свободного перетока оптового рынка пропорционально объемам их обязательств по покупке