АБАКАН февраль 2010 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ организации долгосрочного рынка мощности и системы договоров о предоставлении мощности Пономарев Д.В. Председатель Правления

2 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 76,1 ГВт.

3 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

4 Ценовые зоны рынка и зоны свободного перетока мощности 4 Конкурентный рынок мощности вводится на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка (I – Европа, Урал и II – Сибирь) (за исключением регионов Приморского и Хабаровского краев, Амурской, Магаданской, Сахалинской, Камчатской, Калининградской и Архангельской областей, Еврейской автономной области, республик Якутия и Коми) Ценовые зоны разбиваются на зоны свободного перетока, которые учитывают планируемые ограничения поставок мощности между ними I ценовая зона II ценовая зона территории тарифного регулирования

5 Конкурентный отбор мощности Цена конкурентного отбора Предельный уровень цены Спрос Отобранный объем мощности Мощность не прошла отбор – не будет оплачена, если не присвоен специальный статус Мощность не прошла отбор – не будет оплачена, если не присвоен специальный статус Цена Объем Приоритетно учитываются объемы обязательных инвестиционных проектов (ДПМ, новые АЭС и ГЭС) по свободным двусторонним договорам Приоритетно учитываются объемы обязательных инвестиционных проектов (ДПМ, новые АЭС и ГЭС) по свободным двусторонним договорам В рамках конкурентного отбора ежегодно на четыре года вперед: Системный оператор определяет (с учетом заявок потребителей) прогноз и структуру потребления, величину необходимого резерва и задает кривую спроса поставщики подают заявки, формируя кривую предложения используется предельный уровень цены на мощность, определенный актом Правительства РФ

6 Особенности участия в рынке мощности АЭС и ГЭС Действующие АЭС/ГЭС участвуют в конкурентных отборах на общих основаниях, однако в 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 6

7 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

8 Договоры о предоставлении мощности – система стимулов +конструкция ДПМ повышает уровень гарантий оплаты +списки возводимых и модернизируемых объектов для целей заключения ДПМ были актуализированы Министерством энергетики РФ +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 осуществляется в течение 10 лет по гарантированной цене исходя из расчетной окупаемости в 15 лет Одновременно: – не подписание ДПМ или просрочка поставки 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

Договоры о предоставлении мощности - юридическая конструкция 9 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 Продажа Мощности ДПМ

10 Оплата мощности по итогам конкурентных отборов – в год поставки НЕ отобраны Электростанции, поставляющие мощность в вынужденном режиме Электростанции, поставляющие мощность в вынужденном режиме Остальные электростанции Остальные электростанции Не выше предельного уровня 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 доп.эмиссий и выручки от продажи ЭЭ) и цены КОМ

11 Договоры о предоставлении мощности – предварительные ценовые параметры * цена рассчитана с учетом коэффициента сейсмичности равного 1,09 для Юга и 1,1 для Сибири Кроме климатического к капитальным затратам применяются иные коэффициенты сейсмичности (1,06 – 1,13 для различных зон сейсмического районирования) отсутствие резервного топлива (0,95 при отсутствии резерва) невыполнение требований по выбросам загрязняющих веществ (0,85 для станций, не отвечающих указанным требованиям) а также учет доходов с рынка электроэнергии по специальной методике К клим ТопливоГазУголь МВт> 250 МВт МВт< 150 МВт> 225 МВт< 225 МВт 1Юг * ,075Юг Волги-Азов ,15Центр ,225Урал ,3Сибирь * Плата за мощность по ДПМ в зависимости от региона, типа топлива и установленной мощности генерирующего объекта (тыс.руб./МВт·месяц): 11

12 Действующая мощность – предварительные ценовые параметры Предельный уровень оплаты мощности на годы: средний тариф на мощность для тепловой генерации, очищенный от амортизации и инвестиционной составляющей плюс поддерживающие инвестиции = 151 тыс.руб. за МВт для первой ценовой зоны, 182 тыс.руб. за МВт для второй ценовой зоны в 2011 с ежегодной корректировкой на инфляцию Предельный уровень оплаты мощности на годы: средний тариф на мощность для тепловой генерации, очищенный от амортизации и инвестиционной составляющей плюс инвестиции на модернизацию = 300 тыс.руб. за МВт для первой ценовой зоны, 405 тыс.руб. за МВт для второй ценовой зоны в 2014 с ежегодной корректировкой на инфляцию Предельный уровень оплаты мощности после 2021 года: средний тариф тепловой генерации, очищенный от амортизации и инвестиционной составляющей = 80 тыс.руб. за МВт для первой ценовой зоны, 156 тыс.руб. за МВт для второй ценовой зоны в 2021 с ежегодной корректировкой на инфляцию Долгосрочные ценовые уровни оплаты мощности устанавливаются Правительством РФ 12

13 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 – повышения эластичности рынка в результате перераспределения нагрузки с оплаты мощности на оплату электроэнергии

14 Спасибо за внимание