Механизмы торговли мощностью в ценовых зонах ОРЭМ с 2011 года. - презентация

1 Механизмы торговли мощностью в ценовых зонах ОРЭМ с 2011 года

2 Способы покупки мощности в ценовых зонах ОРЭМ с 2011 года Способы покупки мощности с 2011 года в порядке убывания приоритета исполнения договора (в соответствии с действующими Правилами ОРЭМ): Очередь I: 1 МВт по договорам, заключаемым по результатам КОМ (договоры КОМ); Очередь II: договоры о предоставлении мощности (ДПМ); договоры купли-продажи мощности новых атомных электростанций и гидроэлектростанций (договоры с новыми АЭС/ГЭС); покупка по ценам, определяемым по результатам конкурсов инвестиционных проектов на формирование перспективного технологического резерва мощностей (договоры МГИ); Очередь III: договоры купли-продажи мощности по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов (договоры ДОИП); Очередь IV: договоры купли-продажи мощности, производимой с использованием генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме (договоры ВР); Очередь V: свободные договоры купли-продажи мощности (СДМ); Очередь VI: договоры КОМ на разницу между фактическим объемом покупки мощности на ОРЭМ и объемом поставки по договорам I-V очереди. ФЗ-187 от г. предусмотрены договоры купли-продажи мощности по регулируемым ценам на объемы потребления населения и для покупателей оптового рынка в регионах, для которых установлены особенности функционирования ОРЭ и РРЭ. Для встраивания данных договоров в модель ДРМ потребуется: не использовать принцип take-or-pay (как в РД) для определения объемов поставки мощности (в ДРМ нет механизмов перепродажи плановых объемов, оказавшихся по факту избыточными); для обеспечения приоритетного исполнения этих договоров включить их во II очередь или между I и II очередями, указанными выше. 2

3 Порядок определения объемов поставки мощности по договорам Определение фактического объема покупки мощности на оптовом рынке: Объем покупки мощности определяется исходя из фактического пикового потребления и коэффициента фактического наличия мощности. При проведении КОМ на 2012 и последующие годы крупные потребители, удовлетворяющие критериям ДОП, вправе самостоятельного зафиксировать плановый объем покупки мощности с учетом планового коэффициента резервирования. При этом фактическое превышение данного объема потребления оплачивается по повышенной цене – максимуму из 125% цены КОМ и средней цены ДПМ; Определение фактического объема покупки мощности по договорам: Фактические объемы поставки мощности по договорам II-IV очереди исполнения распределяются между покупателями пропорционально пику потребления с учетом следующих особенностей: ДПМ, договоры с новыми АЭС/ГЭС – распределяются внутри ЦЗ; договоры ДОИП, договоры ВР (кроме теплоснабжения) – распределяются внутри ЗСП; договоры ВР в целях обеспечения теплоснабжения – распределяются внутри региона; Фактические объемы поставки по СДМ не могут превышать разницы между фактическим объемом покупки и объемами покупки мощности по договорам I-IV очереди исполнения; Обязательная покупка мощности по договорам КОМ (I очередь исполнения) обусловлена необходимостью включения в стоимость приобретенной мощности приходящегося на покупателя стоимостного небаланса рынка мощности (о причинах возникновения стоимостного небаланса будет сказано ниже). 3

4 Конкурентный отбор мощности 4 В рамках конкурентного отбора ежегодно на четыре года вперед: СО определяет объем спроса на мощность по ЗСП (с КОМ на 2012г. – с учетом заявок потребителей), коэффициент резервирования и порядок учета в КОМ технических параметров генерирующего оборудования. ФАС по результатам анализа экономической концентрации определяет ЗСП, в которых КОМ проводится с применением предельных цен на мощность. Поставщики подают ценовые заявки, формируя ценовое предложение. По итогам конкурентного отбора определяются: генерирующие объекты, мощность которых необходима в году поставки; цены продажи мощности по итогам конкурентного для каждой ЗСП. Период поставки по договору КОМ - 1 год Строительство новой, поддержание действующей мощности 4 года Заключение ДПМ и договоров с новыми АЭС/ГЭС КОМ на 4 года вперед На первые годы: конкурентный отбор проводится менее, чем за 4 полных года на 2011 год – до 1 октября 2010 года; на 2012, 2013, 2014 и 2015 годы – до 1 июля 2011 года.

5 Конкурентный отбор мощности с применением предельных цен на мощность Цена КОМ Максимальный уровень цены Спрос Отобранный объем мощности Мощность не прошла отбор – не будет оплачена, если не отнесена к ВР Мощность не прошла отбор – не будет оплачена, если не отнесена к ВР Цена Объем Приоритетно учитываются объемы обязательных инвестиционных проектов (ДПМ, новые АЭС/ГЭС) При проведении конкурентного отбора: Поставщики подают заявки с ценами, не выше максимального уровня цены на мощность, формируя кривую предложения (заявки с ценами выше предельного уровня не рассматриваются). Отбирается мощность, генерирующих объектов, технические параметры которых обеспечивают функционирование энергосистемы. Цена мощности устанавливается на равновесном уровне (спрос равен предложению), но не ниже минимального уровня. 5 Минимальный уровень цены

6 6 Предельные цены на мощность для конкурентного отбора мощности на 2011 год Максимальная цена на мощность для проведения конкурентного отбора на 2011 год: для ЗСП первой ценовой зоны – руб. за МВт в месяц; для ЗСП второй ценовой зоны – руб. за МВт в месяц. 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: для КОМ на 2011 и 2012 годы – устанавливается на уровне минимального тарифа на мощность на 2010 год в соответствующей ценовой зоне: для ЗСП первой ценовой зоны – ,75 руб. за МВт в месяц; для ЗСП второй ценовой зоны – ,13 руб. за МВт в месяц; для КОМ на 2013 и последующие годы используются проиндексированные в соответствии с инфляцией минимальные цены для КОМ на 2011 и 2012 годы. Примечание: указанные выше значения максимальных и минимальных цен дополнительно корректируются на повышающий коэффициент 1,05, отражающего потребление мощности на собственные нужды генератора. 6 6

7 7 Конкурентный отбор мощности без применения предельных цен на мощность Спрос 15% самого дорогого предложения Цена Объем Приоритетно учитываются ДПМ, новые АЭС/ГЭС Ценопринимающие заявки Приоритетно учитываются ДПМ, новые АЭС/ГЭС Ценопринимающие заявки Особенности проведения конкурентного отбора без ценового ограничения: Поставщик, владеющий значительной долей генерации в ЗСП, может подать ценовую заявку только на объем мощности, не превышающий 15% (10% во 2-ой ценовой зоне) мощности в ЗСП, а на остальной объем – подается ценопринимающая заявка. 15% наиболее дорогого предложения (10% во 2-ой ценовой зоне) не формирует маржинальную цену конкурентного отбора. Отбирается мощность, генерирующих объектов, технические параметры которых обеспечивают функционирование энергосистемы, НО цена отбора определяется без учета технических параметров. Значения технических параметров определяет СО до проведения КОМ. Маржинальная цена конкурентного отбора Определение цены без учета технических параметров Объем Отбор с учетом технических параметров мощность НЕ отобрана для выполнения тех.параметров Оплата по маржинальной цене Оплата по минимуму из заявки и тарифа Оплата по заявке 7 мощность отобрана для выполнения тех.параметров

8 Дефицит мощности по итогам КОМ: проведение дополнительного отбора инвестпроектов Цена конкурентного отбора Цена Объем Отбор новой мощности на условиях ДПМ Учет ДПМ Предложение на конкурентном отборе не покрывает спрос 8 СПРОС Отобранный объем мощности Отобранный объем мощности В отношении инвестиционные проекты, отобранных на дополнительном отборе, заключаются договоры ДОИП, аналогичные ДПМ, цена в которых соответствует цене в заявке на отбор (но не выше, чем цена мощности в ДПМ для объекта соответствующего типа) 8

9 Оплата мощности по итогам конкурентных отборов – в год поставки 9 НЕ отобраны Электростанции, поставляющие мощность в вынужденном режиме Электростанции, поставляющие мощность в вынужденном режиме Остальные электростанции Остальные электростанции Цена определяется по итогам конкурентного отбора 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, оплачиваемые по цене конкурентного отбора Электростанции, не подписавшие ДПМ (!) Электростанции, не подписавшие ДПМ (!) По минимуму из тарифа (с учетом доходов от доп.эмиссий и продажи Э/Э) и цены КОМ

10 Договоры о предоставлении мощности: юридическая конструкция 10 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 ДПМ 10

11 1. Для учета доходов с РСВ в цену ДПМ включается только часть совокупных условно- постоянных затрат (кроме затрат на технологическое присоединение, включаемых в цену ДПМ в полном объеме), которая в зависимости от типа и единичной мощности объекта генерации равна: в 1 ЦЗ: 71-79% - для газовой; 80% - для угольной; во 2 ЦЗ: 90% - для газовой во 2 ЦЗ; 95% - для угольной во 2 ЦЗ. 2. Учет затрат на присоединение к технологической инфраструктуре - по факту. 3. Капитальные и эксплуатационные затраты (САРЕХ и OPEX) приняты для 2-х типов станций: газовой и угольной. CAPEX дополнительно дифференцируется по величине мощности генерирующего объекта и корректируется на поправочные коэффициенты (климатические и сейсмические зоны, терминальная стоимость, резервный вид топлива). 4. Возврат на вложенный капитал и инвестиций рассчитывается при: сроке окупаемости – 15 лет средневзвешенной стоимости капитала (WACC) равной: для не проводивших доп.эмиссию - 15%; для прочих - 14% (в течение срока действия ДПМ корректируется вслед за изменением доходности по госбумагам) ПараметрыГазУголь CAPEX (без корректировок), руб./кВт – – OPEX, руб./МВт в месяц Цена мощности (без корректировок), тыс. руб./МВт в месяц490 – – Договоры о предоставлении мощности: порядок расчета цены

12 Договоры о предоставлении мощности: штрафные санкции 12 1.За неисполнение обязательств по ДПМ и агентским договорам на заключение ДПМ предусмотрены штрафы, составляющие в совокупности 25% стоимости инвестпрограммы поставщика. 2.Для ДПМ все штрафы рассчитываются исходя из базовой величины штрафа, определенной решением Наблюдательного совета НП «Совет рынка» в рублях в отношении недопоставки 1 МВт в течение месяца. Для ОГК/ТГК, которые будут заключать ДПМ базовая величина варьируется в пределах руб./МВт в месяц. По ДПМ штрафы предусмотрены за: несоответствие аттестованного объема мощности по генерирующему объекту минимальному объему, установленному в ДПМ (90% от договорного объема). Совокупный штраф по всем ДПМ равен разнице между указанными объемами, умноженной на базовую величину штрафа (штраф уплачивается ежемесячно до устранения основания его применения); просрочку даты начала поставки, несоответствие фактических значений технических параметров или места расположения договорным. Совокупный штраф по всем ДПМ равен произведению договорного объема поставки по генерирующему объекту на базовую величину штрафа (штраф уплачивается ежемесячно до устранения основания его применения); отказ от исполнения ДПМ в отношении генерирующего объекта. Совокупный штраф по всем ДПМ равен произведению договорного объема поставки по генерирующему объекту на базовую величину штрафа и продолжительность периода поставки (120 месяцев). 3.Для агентского договора базовые величины штрафов устанавливаются в отношении определенных событий: непредоставление отчета о выполнении инвестпрограммы – штраф 1 млн. руб. за каждый случай; непредоставление отчета об использовании денежных средств – штраф 1 млн. руб. за каждый случай. 4.Для сравнения: по прочим договорам поставки мощности (кроме МГИ) штраф предусмотрен только за несоответствие аттестованного объема договорному. Его совокупная величина равна 25% от стоимости объема недопоставки, рассчитываемой по цене поставки мощности в соответствующем договоре.

13 Свободные договоры купли- продажи мощности Свободные договоры купли-продажи мощности (СДМ) регистрируются до начала периода поставки мощности Объем мощности, продаваемый/покупаемый по СДМ учитывается при определении для покупателя объема мощности, который он должен купить по цене конкурентного отбора мощности, путем его уменьшения при определении для поставщика объема мощности, который он продает по цене конкурентного отбора мощности, путем его уменьшения Объем мощности, продаваемый по СДМ не может превышать объема мощности, фактически произведенной поставщиком (приходящегося на данный СДМ) объема мощности, фактически потребленной покупателем, и не покрытый иными механизмами (приходящегося на данный СДМ) Свободные двусторонние договоры являются основным механизмом хеджирования рыночных рисков участников значительно повышают инвестиционную привлекательность отрасли Свободные двусторонние договоры являются основным механизмом хеджирования рыночных рисков участников значительно повышают инвестиционную привлекательность отрасли 13

14 Причины образования стоимостного небаланса в рынке мощности 14 Следствием многообразия форм регулирования рынка мощности является большое число причин образования стоимостного небаланса: Причины образования положительного небаланса: Наличие ограничений на перетоки между ЗСП. Покупатели мощности в относительно дефицитных ЗСП с высокой ценой КОМ оплачивают по этой цене переток мощности из избыточных ЗСП, где цена КОМ низкая. Порядок оплаты отобранной на КОМ мощности поставщиков, не заключивших или не выполняющих ДПМ (задержка ввода объекта на срок более года). Такие поставщики получают оплату мощности по минимуму из цены КОМ и специального тарифа. Порядок определения стоимости покупки незапланированных объемов мощности для покупателей, самостоятельно планирующих потребление мощности при проведении КОМ. Превышение фактического потребления мощности над плановым такие покупатели оплачивают по цене, существенно превышающей цену КОМ. Причины образования отрицательного небаланса: Проведение КОМ с ограничением цены в одних ЗСП и без ограничения в других ЗСП. По результатам КОМ могут быть отобраны дорогие ценовые заявки в ЗСП, где не применяются предельные уровни цен, для обеспечения перетока мощности в ЗСП, где предельные уровни применяются. Порядок определения цен поставки мощности по итогам КОМ в ЗСП, где не применяются предельные цены на мощность. В таких ЗСП из маржинального ценообразования исключены 15% (10% во 2 ЦЗ) самых дорогих заявок, а также заявки генераторов, отобранных только исходя из необходимости выполнения технических параметров. Порядок распределения объемов ДПМ, договоров с новыми АЭС/ГЭС. При проведении КОМ объемы ДПМ и новых АЭС/ГЭС вытесняют дорогое предложение мощности в своих ЗСП и способствуют снижению цены КОМ в данных ЗСП. Однако поскольку покупатели в этих ЗСП оплачивают лишь часть мощности ДПМ и новых АЭС/ГЭС, то на их оставшийся объем покупки мощности нет достаточного предложения по низкой цене КОМ. Порядок определения цены мощности для существующих АЭС/ГЭС. Для Русгидро и Концерна Росэнергоатом предусмотрены надбавки к цене КОМ на реконструкцию/модернизацию мощности.

15 Аттестация мощности – определение предельного объема поставки на год, который может быть поставлен данным объектом генерации Оплачивается только аттестованная мощность в рамках отобранной на КОМ (не больше) Какая мощность поставляется на оптовый рынок Мощность, отобранная на КОМ Аттестованная мощность КОМ – за 4 года до поставки (КОМ на 2011 – 2015 – проводятся за более короткий срок): На КОМ для генерирующего объекта определяется отобранный объем мощности Неаттестованная мощность – неоплата + штраф Поставленная мощность Фактически поставленный объем мощности – по итогам работы за месяц По итогам выполнения поставщиками заданных ПП требований по готовности оборудования к работе СО устанавливает, какая часть из предельного объема была поставлена на оптовый рынок Непоставленная часть аттестованной мощности – не оплачивается 15