РЕАЛИЗАЦИЯ ОБЯЗАТЕЛЬСТВ ГЕНЕРИРУЮЩИХ КОМПАНИЙ ПО ДОГОВОРАМ НА ПОСТАВКУ МОЩНОСТИ

Модернизация и создание новых генерирующих мощностей путем привлечения средств инвесторов является одной из ключевых задач российской электроэнергетики на сегодняшний день. Для решения этого вопроса Министерством энергетики Российской Федерации, совместно с НП «Совет рынка», в 2008-2010 годах разработан специальный механизм, стимулирующий инвестиции в отрасль и обеспечивающий выполнение обязательств инвесторов по вводу генерирующих мощностей - Договоры на поставку мощности (ДПМ).

В соответствии с ДПМ генерирующие компании обязаны ввести в эксплуатацию генерирующие мощности с установленными характеристиками в установленный срок. При этом условия ДПМ предполагают гарантированную продажу всей поставляемой по договорам мощности на протяжении 10 лет, при условии покрытия от 70% до 95% капитальных и эксплуатационных затрат, а также полную компенсацию затрат на технологическое присоединение к сетям. В случае подписания ДПМ включенные в них объекты учитываются в приоритете на конкурентных отборах мощности (КОМ) по отношению к действующей генерации.

Юридически ДПМ оформляется через агентский договор с ОАО «ЦФР», которое выступает в роли агента поставщика при продаже мощности покупателям, сторонами же самого ДПМ являются: постав-

щик (генерирующая компания - ОГК или ТГК), покупатель мощности (участник ОРЭМ), НП «Совет рынка», ОАО «АТС», ОАО «ЦФР» и ОАО «СО ЕЭС», ОАО «АТС» в свою очередь перераспределяет обязательства по оплате поставляемой в рамках ДПМ мощности между покупателями ценовой зоны в случае утраты или получения новым покупателем статуса участника ОРЭМ.

ДПМ заключаются в отношении тепловой генерации (ТЭС), для атомных электростанций (АЭС) и гидроэлектростанций (ГЭС) разработаны договоры, аналогичные ДПМ.

В результате договорной кампании 2010 года заключено около 30 тыс. ДПМ на совокупный объем денежных средств порядка 3 трлн. руб.

Обязанность по исполнению инвестиционных программ по ДПМ обеспечивается специальными механизмами контроля за их выполнением и договорной ответственностью сторон за неисполнение принятых обязательств. Также Правила рынка содержат набор положений, стимулирующих исполнение ДПМ.

В частности, просрочка поставки более чем на год приводит к продаже всей отобранной на КОМ мощности Участника по тарифу. В случае неисполнения или несвоевременного исполнения ДПМ генерирующие компании несут ответственность из расчета 37,5% от цены продажи мощности соответствующего объекта ДПМ.

В общей сложности за 2011 год Наблюдательным советом НП «Совет рынка» установлено наличие оснований для начисления штрафов в связи с нарушением сроков вводов генерирующих объектов более чем на 2,44 млрд, рублей.

Таблица 2 - Штрафуемый объем мощности за 2011 год

Период

Суммарная штрафуемая мощность, МВт

Суммарный рассчитанный штраф млн.руб.

январь, май

1 801,90

304,27

февраль, март, апрель

1 880,00

302,07

июнь

2 468,80

426,16

июль

2 044,47

353,41

август

1 220,67

204,60

сентябрь

1 220,00

204,46

октябрь

1 144,00

196,10

ноябрь

1 144,00

196,10

декабрь

1 544,00

254,64

Итого:

14 467,84

2 441,81

С целью оценки полноты и своевременности исполнения генерирующими компаниями инвестиционных программ, НП «Совет рынка» в Автоматизированной информационной системе «Рынки электроэнергии и мощности» (АИС РЭМ) ежеквартально публикует рейтинг «Генери-

рующие компании: выполнение инвестиционных программ по ДПМ». В рейтинге учитываются различные показатели, в частности, исполнение планов финансирования инвестиционных программ, доля прироста мощности по ДПМ к установленной мощности и к общему объему мощности по ДПМ, отсутствие нарушений по срокам поставки новой мощности на рынок.

За 2011 год введено больше мощностей в тепловой генерации, чем в любой год, начиная с 1995 года. Кроме того, в 2011 году концерн «Росэнергоатом» начал осуществлять поставку мощности второго энергоблока Волгодонской АЭС 1 ГВт.

В совокупности в 2011 году введено около 5 ГВт генерирующих мощностей, в том числе по объектам ДПМ 4,1 ГВт. Данный показатель является наибольшим за последнее десятилетие.

МВт

6000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Рис. 40. График вводов генерирующего оборудования, МВт

В период с 1995 по 2011 годы объем введенных мощностей составил 25,3 ГВт, более % всех вводов приходится на тепловую генерацию, включая электростанции промышленных предприятий.

В рамках ДПМ на настоящий момент введено и оплачивается в общей сложности около 8,2 ГВт, запланированный объем новой генерации на 2011-2020 годы составляет около 25,2 ГВт мощности ТЭС.

В 2012 году в рамках ДПМ планируется ввести в эксплуатацию более 5 ГВт новой генерации. За прошедшие четыре месяца уже введено более 1 ГВт.

ГВт

  • 15
  • 10

4,2

5.5

  • 1995-2000 2001-2005
  • - введемо, в т.ч. 4.1 ГВт по ДПМ в 2011 году ?і - план вводов по ДПМ до 2015 года

5.5

2015

4,5

2014

2,5

2013

4.2

2012

5

  • 2011
  • - гг

2006-2010 2011-2015

Рис. 41. Объемы вводов 1995-2011 (факт) и 2012-2015 (план), ГВт

Таблица 3 - Перечень объектов, поставляющих мощность по ДПМ, введенных в эксплуатацию в 2011 году и январе-апреле 2012 года и планируемых к введению с мая по декабрь 2012 года__

Участник

Название станции

Ген. объект

Мощ

ность

(МВт)

Введены в эксплуатацию в 2011 г.

ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"

Астраханская ГРЭС

Астраханская ГРЭС (ПГУ)

110

ОАО "ТГК-14"

Улан-Удэнская ТЭЦ-1

Улан-Удэнская ТЭЦ-1 (БЛ-7)

27

ОАО "Фортум"

Челябинская ТЭЦ-3

Челябинская ТЭЦ-З(БЛ-З)

225,5

ОАО "Квадра"

Калужская ТЭЦ-1

Калужская ТЭЦ-1 (ТГ—4)

30

ОАО "Квадра"

Котельная Северо-западного района г. Курск

Котельная Северо-западного района г. Курск (ПГУ)

115

ОАО "ТГК-1"

Первомайская ТЭЦ-14

Первомайская ТЭЦ-14 (БЛ-1)

180

ОАО "ТГК-1"

Южная ТЭЦ-22

Южная ТЭЦ-22 (Б Л-4)

450

ОАО "ТГК-1"

Лесогорская ГЭС-10

ГЭС-10 Лесогорская (ГГ-2)

6

ОАО "Мосэнерго"

ТЭЦ-26 "Мосэнерго"

ТЭЦ-26 (БЛ-8)

420

ОАО "Энел ОГК-5"

Невинномысская

ГРЭС

Невинномысская ГРЭС (ПГУ)

400

ОАО "ТГК-11"

Омская ТЭЦ-3

Омская ТЭЦ-3 (ТГ-9)

10

ОАО "ТГК-11"

Омская ТЭЦ-3

Омская ТЭЦ-3 (ТГ-

П)

10

ОАО "Э.ОН Россия"

Яйвинская ГРЭС

Яйвинская ГРЭС (ТГ-5)

422,3

ОАО "Энел ОГК-5"

Среднеуральская

ГРЭС

Среднеуральская ГРЭС (БЛ-12)

400

ОАО "Э.ОН Россия"

Сургутская ГРЭС-2

Сургутская ГРЭС-2 (БЛ-7)

396,9

ОАО "Э.ОН Россия"

Сургутская ГРЭС-2

Сургутская ГРЭС-2 (БЛ-8)

396,9

ОАО "Фортум"

Тюменская ТЭЦ-1

Тюменская ТЭЦ-1 (БЛ-2)

230,5

ОАО "Фортум"

Тобольская ТЭЦ

Тобольская ТЭЦ (ТГ-3, ТГ-5)

200

ОАО "Квадра"

Воронежская ТЭЦ-2

Воронежская ТЭЦ-2 (ТГЗ-5)

115

Всего:

4145,1

Введены в эксплуатацию с января по апрель 2012г.

ОАО "ТГК-2"

Новгородская ТЭЦ

Новгородская ТЭЦ (ПГУ-210)

160

ОАО "ТГК-1"

Первомайская ТЭЦ-14

Первомайская ТЭЦ-14 (БЛ-2)

180

ОАО "ОГК-2"

Киришская ГРЭС

Киришская ГРЭС (БЛ-6, ПГУ-800)

540

ОАО "ТГК-1"

ГЭС-11 Свето горская

ГЭС-11 Светогорская (ГГ-4)

7,25

ОАО ’’Э.ОН Россия"

Берёзовская ГРЭС

Берёзовская ГРЭС (ТГ-1)

50

ОАО "ТГК-13"

Красноярская ТЭЦ-3

Красноярская ТЭЦ-3 (БЛ-1)

185

Всего:

1122,25

Планируются к вводу в эксплуатацию с мая по декабрь 2012 года

ООО "ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго"

Краснодарская ТЭЦ

Краснодарская

ТЭЦ(ПГУ)

410

ОАО "ТГК-2"

Вологодская ТЭЦ

Вологодская ТЭЦ (ПГУ-110)

110

ОАО "ТГК-9"

Пермская ТЭЦ-6

Пермская ТЭЦ-6 (БЛ-1, ПГУ)

124

ОАО "Волжская ТГК"

Сызранская ТЭЦ

Сызранская ТЭЦ (ПГУ)

225

ОАО "Фортум"

Няганская ГРЭС

Няганская ГРЭС (БЛ-1)

418

ОАО "ОГК-3"

Харанорская ГРЭС

Харанорская ГРЭС (Б Л-3)

213,75

ОАО "ОГК-3"

Гусиноозёрская ГРЭС

Гусиноозёрская ГРЭС (БЛ-4)

19,5

ОАО "Квадра"

Ливенская ТЭЦ

Ливенская ТЭЦ (ГТУ)

30

ОАО "Квадра"

Новомосковская ГРЭС

Новомосковская ГРЭС (ПГУ)

190

ОАО "ОГК-1"

Уренгойская ГРЭС

Уренгойская ГРЭС

450

ОАО "ОГК-2"

Адлерская ТЭС

Адлерская ТЭС (ПГУ-180(1)

180

ОАО "Фортум"

Няганская ГРЭС

Няганская ГРЭС БЛ-2

418

ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС"

Ивановские ПГУ

Ивановские ПГУ (БЛ-2)

325

Всего:

3113,25

Итого:

8380,60

Стоимость мощности, покупаемой по итогам КОМ покупателями в этой ЗСП, рассчитывается исходя из маржинальной цены КОМ.

Отбор с учетом технических

Определение цены без учета

технических параметров

Цена |

Спрос

Маржинальная цена конкурентного отбора

параметров

Приоритетно учитываются

  • • ДПМ, новые АЭС и ГЭС
  • • Ценопринимающие заявки

Оплата по минимуму /|г из заявки и тарифа у»

15% самого дорогого предложения

Объем

Объем

Рис. 42. Определение стоимости мощности

В ЗСП, в которых КОМ проводился без применения предельного размера, сложилась следующая цена на мощность:

ЗСП «Сибирь» - 146 787,92 руб/МВт в месяц;

ЗСП «Урал» - 118 118 руб/МВт в месяц;

ЗСП «Центр» - 118 100 руб/МВт в месяц;

Особенности продажи мощности АЭС и ГЭС Действующие АЭС и ГЭС участвовали в КОМ на 2012 год на общих основаниях, но к цене их мощности применяется надбавка в качестве инвестиционной составляющей на строительство новых объектов, которая устанавливается ФСТ.

Кроме того, сохранился особый порядок продажи мощности гидрогенерации, расположенной во второй ценовой зоне, по результатам конкурентного отбора - по цене установленной ФСТ России.

 
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ     След >