 Постановление Правительства РФ №238 от 13 апреля, утверждающего ценовые параметры долгосрочного рынка мощности, и Постановление Правительства №89 от 24 февраля «О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности)», полностью определяют Правила функционирования долгосрочного рынка мощности (ДРМ).
Правила позволят осуществить переход на систему долгосрочных договоров купли-продажи мощности, помогут формированию региональных ценовых сигналов, а также уровней и условий оплаты, стимулирующих модернизацию и выбытие неэффективных генерирующих мощностей.
Введение модели ДРМ призвано решить ряд задач, важных как для развития электроэнергетики, так и для экономики страны в целом. К таким задачам относятся: 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.
Одним из важнейших показателей активной совместной работы «Совета рынка», участников энергорынка и заинтересованных министерств и ведомств можно считать возможность проведения конкурентного отбора мощности без применения ограничения на цены в заявках поставщиков – предельного уровня цены на мощность.
Согласно Постановлению №238, предельный уровень цены может быть применен только при проведении конкурентного отбора мощности на тех территориях (в тех зонах свободного перетока (ЗСП)), где ФАС РФ установлен факт отсутствия конкуренции. В соответствии с Постановлением в случае отсутствия конкуренции в какой-либо ЗСП Первой ценовой зоны предельный уровень цены составит 112,5 тыс. руб. за МВт в месяц, а для Второй – 120,35 тыс. руб. за МВт в месяц.
Кроме того, Постановлением утверждены значения параметров, используемых при расчете цены на мощность по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) таких, как доходность на вложенный капитал (WACC), типовые эксплуатационные и капитальные затраты для различных видов генерирующего оборудования, коэффициенты, отражающие климатические особенности и уровень сейсмичности в регионе, где строится генерирующий объект, доля постоянных затрат, не покрываемая получаемым с рынка на сутки вперед (РСВ) дохода, и так далее.
Значение WACC установлено на уровне 14% годовых, но каждый год будет пересматриваться в зависимости от доходности государственных облигаций.
Терминальная стоимость генерирующего оборудования, учитываемая при расчете цены мощности по ДПМ, составляет 10% от величины капитальных затрат для Первой ценовой зоны и 5% - для Второй.
Эксплуатационные затраты в 2010 году составляют 80 тыс. руб. для ДПМ по газовым станциям и 123 тыс. для угольной генерации. Ежегодно эти суммы индексируются в соответствии с инфляцией.
Величина эксплуатационных затрат индексируется за период с 1 января 2010 года до 1 января года, в котором производится продажа мощности, ОАО «АТС» в соответствии с изменением индекса потребительских цен, определяемого и публикуемого Росстатом.
Капитальные затраты на возведение 1 кВт мощности зависят от установленной мощности генерирующего объекта и составляют для типового генерирующего объекта газовой генерации:
- при мощности более 250 МВт – 28,77 тыс. руб.;
- при мощности менее 250 МВт, но не менее 150 МВт – 34,44 тыс. руб.;
- при мощности менее 150 МВт – 41,85 тыс. руб.;
а для типового генерирующего объекта угольной генерации:
- при мощности более 225 МВт – 49,175 тыс. руб.;
- при мощности менее 225 МВт – 53,45 тыс. руб.
Климатические коэффициенты и коэффициенты сейсмичности соответствуют коэффициентам, применяющимся в соответствии с Методикой оценки обоснованности цены в заявках на новую мощность, разработанной для проведения конкурентного отбора мощности в рамках рынка мощности переходного периода.
Возврат капитала происходит аннуитетными (равными каждый месяц) платежами.
В отличие от предыдущих итераций, в итоговой версии Постановления Правительства указано, что:
- доля постоянных затрат, не покрываемая получаемым с рынка на сутки вперед (РСВ) дохода, указанная в Постановлении, зависит от мощности каждого конкретного блока и для Первой ценовой зоны составляет 0,71-0,79 (в зависимости от генерирующего оборудования), а для Второй – 0,95 (по всем угольным станциям);
- каждые 3 года могут устанавливаться новые значения данного показателя в связи с отклонением их обновленного прогноза от применяющегося значения более, чем на 10%.
|