Рынок мощности – 2025. Актуальные и обсуждаемые изменения модели рынка мощности

1. Рынок мощности – 2025. Актуальные и обсуждаемые изменения модели рынка мощности.

2. Результаты КОМ 2028

Параметры спроса,
руб/МВт
Год КОМ Ценовая зона
2027
2028
Отклонение, %
в 1-й точке
во 2-й точке
339 185
474 443
371 476
519 610
293 841
417 815
320 406
455 538
1 ЦЗ
2 ЦЗ
1 ЦЗ
2 ЦЗ
Цена КОМ, руб/МВт
от цены
в 1-й точке
спроса
308 034,53
504 074,30
340 282,88
557 674,93
-9,2
6,2
-8,4
7,3
400 000
от цены КОМ
2027
10,5
10,6
550 000
350 000
500 000
450 000
300 000
400 000
250 000
350 000
200 000
300 000
250 000
150 000
200 000
100 000
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
150 000
100 000
Цена в 1-й точке
Цена во 2-й точке
Цена КОМ
2019
2020
2021
Цена в 1-й точке
2022
2023
2024
2025
Цена во 2-й точке
2026
2027
Цена КОМ
2028

3. Изменение баланса в КОМ 2028 относительно КОМ 2027

Баланс спроса и предложения в КОМ 2028
ПРЕДЛОЖЕНИЕ, МВт
ЦЗ
Спрос на
мощность в 1
точке, МВт
1
152 900
43 539
196 438
2
ИТОГО
в т.ч.
Учтенный объем
мощность ГЭС
мощности
(без ГАЭС)
в т.ч. ДПМ
СЭС/ ВЭС
164 266
40 275
17 264
15 877
247
0
204 541
33 141
247
Мощность, подлежащая
обязательной покупке на ОРЭМ
Избыток законтрактованной мощности в 1-й точке спроса
20 000
40 000
35 000
15 000
30 000
25 000
10 000
20 000
15 000
5 000
10 000
0
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
5 000
0
-5 000
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Избыток в 1-й точке спроса
Избыток с учетом временного вывода из работы в модернизацию
Вынужденная генерация
ДПМ, новые АЭС/ГЭС
ДПМ ВИЭ ГЭС/ТБО, КОМ НГО, КОММод*
3

4. Основные причины изменения баланса в КОМ 2028

1 ЦЗ
2 ЦЗ
ИТОГО
5 688
5 883
1 380
1 218
7 068
7 101
3 088
1 210
4 298
2 504
455
-164
294
848
-359
4 780
2 686
2 504
485
-186
355
854
-466
5 682
2 686
78
35
2 070
-492
30
-22
61
6
-107
902
0
238
0
550
0
25
100
125
изменение мощности по результатам КОММод
изменения располагаемой мощности/перемаркировки
292
86
292
100
Изменение избытка/дефицита
-929
0
14
-457
Изменение спроса в первой точке, в т.ч. из-за
изменения требуемого объема
- изменения прогноза потребления на 2028 (СиПР 2025-2030) относительно прогноза потребления на
2027 год (СиПР 2024-2029)
- учет прогноза потребления Архангельской области и Республики Коми, ранее относившихся к НЦЗ
- учет вероятных объемов снижений мощности новых объектов генерации
- влияние температурного фактора и региональных коэффициентов совмещения
изменение объемов стратегического резерва
изменения объемов розничной генерации (за счет территорий бывших НЦЗ)
изменения ожидаемого объема управляемого спроса
Изменение объемов предложения, в т.ч.
учет генерации Архангельской области и Республики Коми, ранее относившихся к НЦЗ
изменение подлежащего учету объема ГЭС
изменение подлежащего учету объема СЭС/ВЭС
ввод новых объектов (БЛ2 Курской АЭС-2, ЗаГАЭС-2, Новоленская ТЭС, ТГ-2 Ново-Рязанской ТЭЦ)
отказ от поставки мощности в КОМ (ТГ-1,3,4 Тобольской ТЭЦ, ТГ-1,2 Казанской ТЭЦ-1)
возврат в КОМ (в КОМ 2027 ТГ-11 ТЭЦ СХК и ТГ-1 Новокуйбышевской ТЭЦ-1 не соответствовали минимальным
техническим требованиям)
316
35
2 620
-492
-1386
4

5.

1. Цена КОМ
Цена КОМ 2028 увеличилась на 10,5% в I ЦЗ и 10,6 % во II ЦЗ соответственно, в т.ч. за счет:
корректировки цены в 1-й точке спроса на величину ИПЦ 2024 года – 9,52%;
изменения баланса спроса и предложения – на 1,0% в I ЦЗ и 1,1 % во II ЦЗ соответственно;
2. Спрос
Рост спроса в 2028 году в обеих ценовых зонах (на 3,9 % и 3,3 % в I и II ЦЗ соответственно) преимущественно
обусловлен ростом прогноза потребления по территориям субъектов РФ, заложенного в СиПР 2025-2030.
3. Предложение
Рост предложения в 2028 году в обеих ценовых зонах (на 3,0 % и 2,3 % в I и II ЦЗ соответственно) обусловлен
учетом новых объектов мощностью 2,6 ГВт - блок 2 Курской АЭС-2, Загорская ГАЭС-2, Новоленская ТЭС, в I
ЦЗ + генерация Архангельской области и Республики Коми.
4. Баланс спроса и предложения (физические факторы)
В связи с недостатком тепловой генерации, необходимой для покрытия прогнозируемого объема потребления
электроэнергии, во II ЦЗ определен дефицит мощности в размере 3,1 ГВт.
В целом объем превышения в 1-й точке спроса составил 8,1 ГВт, но с учетом объемов генерирующей
мощности, планируемых к одновременному временному выводу в модернизацию, указанный объем может
быть снижен практически до нуля.
5

6. Индексация КОМ

● «Модельная» индексация:
● В 2022 – 2024 до 20%
● В 2027 на 11,36 + 3,8% на ПАК
● Приведение цены к году поставки:
● Правила индексации (ПП238 от 13.04.20210):
с 1 января года, следующего за годом отбора мощности, до 1 января года поставки
мощности.
Индексация осуществляется в соответствии с уменьшенным на 0,1 процентного
пункта изменением индекса потребительских цен.
● Предложение в Проекте ПП:
цены на мощность, определенные по результатам КОМ на 2025 и 2026 год,
дополнительно умножаются на коэффициент, равный 1,1516.
6

7. Предпосылки к совершенствованию модели проведения КОММод

1. Ценовые параметры не отражают реалии.
2. Нет возможности реализации проектов в ТТНГ .
3. Недостаточность стимулирования отечественного машиностроения.
7

8. Работа технического консультанта

ЭТАП-1
Актуализация СарЕх по существующим мероприятиям + оценка
CapEx для новых мероприятий (трансформаторы, ОРУ, снижение выбросов)
ЭТАП-2
Выполнение анализа применяемых индексов в сравнении с
динамикой роста фактических СарЕх
ЭТАП-3
Оценка OpEx для ПГУ + оценка СарЕх для новых мероприятий
(рекультивация золоотвалов, ПВД, переход с угля на газ и др.)
ЭТАП-4
Разработка перечня мероприятий, формирующих полный объем
работ по строительству в ДФО новых ПСУ-энергоблоков
8

9. Результаты работы ООО «ЛМР Инжиниринг»

Работа ООО «ЛМР Инжиниринг» показала наличие роста цен на основное энергетическое оборудование, а также роста
затрат на выполнение строительно-монтажных работ и затрат на эксплуатацию генерирующего оборудования в 2021-2023
годах выше предусмотренной моделью КОММод величины индексации.
Средний прирост капитальных затрат:
+ 107% - По всем мероприятиям, в т.ч. по основным:
+ 181% – при комплексной замене котла (+121% – на газе, +240% – на угле)
+ 83% – при комплексной замене паровой турбины
+ 83% – при переходе к ПГУ (надстройка ГТУ)
Прирост капитальных затрат в высокой степени зависит от типоразмера основного энергетического оборудования:
для ряда мероприятий затраты выросли значительно выше среднего уровня!
*Относительно CapEx, определенного в соответствии с ПП43 в ценах 2024 года. Экспертная оценка на основании расчета ряда проектов с заданными параметрами.
9

10. Модернизация котельного оборудования

477%
Модернизация котельного оборудования
419%
500%
450%
100%
294%
291%
замена пароперегревателей
замена топочных экранов
145%
163%
189%
153%
153%
182%
212%
замена барабана
141%
112%
133%
200%
150%
комплексная замена котлоагрегата (уголь)
175%
203%
205%
250%
комплексная замена котлоагрегата (газ)
231%
245%
286%
263%
300%
332%
337%
350%
замена перепускных трубопроводов
79%
Прирост капитальных затрат,%
400%
50%
0%
160
320
950
2600
Паропроизводительность котла, т/ч
10

11. Надстройка генерирующего объекта газовой турбиной

100%
95%
Прирост капитальных затрат, %
90%
80%
86%
75%
70%
60%
стоимость газовой турбины
160 МВт – 5,8 млрд руб. (в
ценах 2024 года)
50%
40%
30%
20%
10%
0%
65
110
Мощность ГТ, МВт
160
11

12. Строительство нового блока ПГУ*

160 000
134 808
Удельная стоимость тыс.руб./МВт
140 000
120 000
103 247
100 000
80 000
60 000
40 000
20 000
0
2020 г.
2023 г.
*В ценах 2024 года для типового проекта ПГУ установленной мощностью 225 МВт (ГТ – 150 МВт, ПТ – 75
МВт)
12

13. Тенденция роста типовых капитальных затрат

В период с 2020 г. по 2023 г.:
средний рост фактических СарЕх по оценке ООО “ЛМР ИНЖИНИРИНГ” ≈ 1,9..2,2
раза
рост СарЕх по действующим правилам индексации ≈ 1,3 раза*
Средний рост капитальных затрат,%
80,0%
75,0%
70,0%
60,0%
50,0%
40,0%
30,0%
20,0%
12,5%
7,5%
10,0%
0,0%
2021/2020
2022/2021
Период
Причины резкого роста фактических
CapEx:
• уход иностранных компанийпроизводителей оборудования
• локализация оборудования
• рост затрат на транспортировку
• учет непредвиденных расходов в
большем объёме по причине
роста рисков срыва сроков
поставки материалов,
комплектующих и пр.
2023/2022
13

14. Условно-постоянные затраты ПГУ*

Покупная электроэнергия (мощность) на собственные, производственные,
хозяйственные нужды
11%
7%
Работы и услуги производственного характера, включая сырье и материалы
Услуги инфраструктурных организаций национального энергорынка
7%
Затраты на оплату труда, включая обязательные отчисления от фонда оплаты
труда, прочие расходы на персонал, выплаты несписочному составу
персонала
Оплата прочих работ и услуг сторонних организаций
327
тыс. руб./МВт*
19%
52%
4%
Расходы на страхование
Налоги и сборы, относимые на с/с (за искл. ЕСН, налога на имущество)
Управленческие и административные расходы, относимые на ПГУ-генерацию
Цена КОМ 2024**:
1 ЦЗ – 248 тыс. руб./МВт 2 ЦЗ – 380 тыс. руб./МВт
*В ценах 2024 года для типового проекта ПГУ установленной мощностью 225 МВт (ГТ – 160 МВт, ПТ – 65
МВт)
**В ценах 2024 года
14

15. Предельные капитальные затраты на отдельные мероприятия и проект в целом

Капитальные затраты (КЗ) на проект модернизации ограничены:
1. На отдельные мероприятия – нижней и верхней границей, рассчитываемой от типовых КЗ на мероприятие.
2. На проект в целом – верхней границей, зависящей от установленной мощности проекта.
КЗ проекта модернизации
Нижняя граница КЗ
на мероприятие 1
≤
+
Нижняя граница КЗ
на мероприятие 2
КЗ
на мероприятие 1
+
≤
КЗ
на мероприятие 2
граница КЗ
≤ Верхняя
на мероприятие 1
+
≤
Верхняя граница КЗ
на проект
≤ Верхняя граница КЗ
на мероприятие 2
…
Предлагается:
1. Сохранить действующий порядок определения типовых КЗ.
2. Увеличить верхние границы заявляемых КЗ на мероприятия и проект в целом через повышающие коэффициенты,
определенные на основании наибольших приростов КЗ на реализацию соответствующих мероприятий по результатам работы
ООО «ЛМР Инжиниринг».
3. Сохранить уровень нижней границы.
Такой подход позволит учесть рост затрат на реализацию проектов модернизации, но сохранить высокий уровень конкуренции
при проведении отборов.

16. Предельные величины для ПГУ

Удельная стоимость, тыс.руб/МВт
Предельные величины для ПГУ
Мощность ГТ, МВт
65
110
170
16

17. Предложения по увеличению предельных максимальных КЗ

Отдельные мероприятия
Предложения по увеличению предельных максимальных
КЗ
Коэффициенты к типовым КЗ на
основные мероприятия
5,00
4,81
3,11
3,00
2,39
2,00
4,33
4,00
3,00
комплексная
замена
котлоагрегата
(газ)
2,00
комплексная
замена паровой
турбины +
надстройка ПГУ
1,00
0,00
Проект в целом (млн руб./МВт)
5,00
комплексная
замена
котлоагрегата
(уголь)
4,00
Действующие величины
в ценах 2018 года
Проекты на газе
73,4 – 100
3,40
2,67
1,79
1,47
строительство градирни
и циркуляционной
насосной станции
замена (установка)
золоулавливающего
оборудования
замена (строительство)
дымовой трубы на
угольной электростанции
частичная замена
котлоагрегата
строительство нового ГК*
0,00
≈3,4 – 4,5 раза
Предлагаемые величины
в ценах 2024 года
Проекты на угле
≈2,8 раза
243,7 – 303
Проекты на газе
31,7 – 45
Проекты с инновационными
ГТУ
4,18
1,00
Проекты на угле
54 – 89,5
Коэффициенты к типовым КЗ на
сопутствующие мероприятия
87,8 – 125
≈2 – 2,5 раза
в том числе учитывают
индексацию
Проекты с переходом к ПГУ
148,6 – 245,5

18. Что еще в проекте?

0 месяцев на реализацию проекта
Локализация КОМ НГО
Оплата мощности в период реализации
мероприятий
Залповый отбор ПГУ
Нет оплаты плановых ремонтов в
периоде -9 +6 месяцев от даты поставки
Перевыработка на РРЭ и соответствие
критериям
Прямые договоры поставки мощности
для МОД НЦЗ
Нелокализованное оборудование
если оно «на складе»
Замена ГТ на ГТ
Послабления критериев для ПГУ
Ввод и вывод оборудования на
разных станциях ЦЗ
Прирост мощности плюс 30%
В ТТНГ нельзя снижать мощность,
но нет ограничений на прирост
Обязательная поставка мощности
48 месяцев
18

19. Интеграция НЦЗ в ЦЗ

С 1 января 2025 года:
1-я ценовая зона
2-я ценовая зона
неценовые зоны
технологически
изолированные
территориальные
электроэнергетические
системы
Архангельск и Коми:
включаются в первую ЦЗ
Территории ДФО:
включаются во вторую ЦЗ
Калининградская
область: сохраняется
неценовая зона
Определяются «отдельные территории ценовой зоны оптового рынка, ранее относившиеся к
неценовым зонам оптового рынка», для которых устанавливаются особенности
19

20. Интеграция НЦЗ в ЦЗ

- Переход на московское время и единые бизнес-процессы с ценовыми зонами
- Единые механизмы торговли с ценовыми зонами + 3 дополнительных:
• Продажа ГЭС ДФО э/э и мощности по тарифам (97,5% от объема ГЭС) (пп.16 п.4 Правил ОРЭМ)
• Продажа мощности ген. объектами из перечня объектов модернизации (строительства) в НЦЗ (пп.
17 п.4 Правил ОРЭМ)
• Продажа мощности ген. объектами на территориях бывших НЦЗ по ценам КОМ, до отбора в КОМ
на общих основаниях (пп. 18 п.4 Правил ОРЭМ)
- Для населения - механизм РД ценовых зон (в ДФО до 2028 года включительно – обособлено)
- Связь с розничными рынками - механизм ценовых зон по трансляции оптовой цены
- Demand Response – в ДФО с 2026 года и до 2028 года включительно отборы и срабатывание
механизма обособлено от второй ЦЗ, для Коми и Архангельска – без особенностей
20

21. Продажа мощности по нерегулируемым ценам

«Старое» оборудование
до 2027г. (для ДФО до 2028г.):
Новый механизм (пп.18 п.4
Правил) продажи мощности по
ценам КОМ в соответствующих ЦЗ +
компенсация выпадающих в
размере и сроках, определенных
Правительством РФ
с 2028г. (для ДФО с 2029 г.):
Механизм КОМ без
особенностей (КОМ на 2027
год должен быть проведен до
1 октября 2024 года)
Новое/модернизированное оборудование
Не КОММод НЦЗ:
«Вынужденный режим» по
решению Правительства РФ
КОМ на 2028 год во 2й ЦЗ
проводится без учета ДФО
КОММод НЦЗ:
Новый механизм (пп.17 п.4
Правил) с сохранением
действующих условий,
предусмотренных в НЦЗ
КОММод ЦЗ, КОМ НГО, ОПВ
ВИЭ
Требования в части аттестации и готовности – аналогичны ценовым зонам
Собственные нужды – аналогично ценовым зонам (в пределах норматива уменьшают поставку, сверх норматива –
как обычное потребление)
Распределение платежа за мощность между покупателями – аналогично ценовым зонам (пропорционально
пиковому потреблению, средневзвешенная цена покупки по договорам соответствует средневзвешенной цене
(тарифу) для поставщиков). Для АГХК ПАО «Сибур» - снижение доли оплачиваемой мощности для обеспечения
эффекта, аналогичного последствиям заключения долгосрочных двусторонних договоров. До 2028 года включительно
покупатели ДФО оплачивают только мощность ДФО, покупатели Сибири не оплачивают генерацию ДФО, кроме
объектов ДПМ ВИЭ.
21

22. Механизмы покрытия дефицитов мощности ОЭС Востока (принятые решения по новым стройкам*)

Станция
Артемовская ТЭЦ-2 (Шкотовская ТЭЦ)
Итого
Установленн
ая мощность,
МВт
440
Дата ввода
Тип
топлива
01.01.2027
газ
Партизанская ГРЭС
280
01.01.2027
уголь
Хабаровская ТЭЦ-4 (Южная ТЭЦ)
410
01.07.2027
газ
Нерюнгринская ГРЭС
Якутская ГРЭС-2 (2-я очередь) (Туймаада
ТЭЦ) бл.1
Якутская ГРЭС-2 (2-я очередь) (Туймаада
ТЭЦ) бл.2
Свободненская ТЭС
450
01.01.2026
уголь
80
01.06.2026
газ
80
01.07.2027
газ
450
01.01.2029
газ
Южно-Якутская ТЭС (бл.1)
220
01.10.2026
газ
Южно-Якутская ТЭС (бл.2)
110
01.10.2027
газ
2 520
-
-
* планируемые к вводу в соответствии с КПМИ (распоряжение Правительства РФ от 30.09.2018 № 2101-р) и
распоряжением Правительства РФ от 28.12.2023 № 4013-р (модернизация и новые вводы ТЭС в НЦЗ)
22

23. Механизмы покрытия дефицитов мощности* (возможные решения по новым стройкам)

ОЭС Юга:
Москва*:
Установленная
мощность, МВт
Станция
Таврическая ТЭС (ПГУ 250 МВт)
250
Таврическая ТЭС (10 × ГТУ 25 МВт)
250
Ударная ТЭС (2 × ПГУ 170 МВт)
340
Ударная ТЭС (ПГУ 250 МВт)
250
Джубгинская ТЭС (10 × ГТУ 25 МВт)
250
Сочинская ТЭС (ПГУ 480 МВт)
480
ТЭС "Кубанская" (ПГУ 470 МВт)
470
Итого:
* Решение Правком от 18.11.2024
Станция
Установленная
мощность, МВт
ТЭЦ-25 Мосэнерго
250 (+/- 10%)
ТЭЦ-26 Мосэнерго
250 (+/- 10%)
Каширская ГРЭС
480 (+/- 10%)
2290
*Решение Правком от 26.12.2024
23

24. Назначение? Почему не КОМ НГО?

Новый механизм
19. торговля мощностью по договорам купли-продажи (поставки) мощности, заключенным в отношении
генерирующих объектов, включенных в перечень генерирующих объектов, подлежащих строительству в
ценовых зонах оптового рынка, утвержденный Правительством Российской Федерации.
Особенности:
- Объект и субъект «назначаются» решением ПРФ
- Величина СарЕх устанавливается «по факту»: Правком за 2 месяца до даты поставки, для этого
участник направляет за 7 месяцев до даты поставки: проектно-сметные док-ты, заключение ГлавГос,
копии всех договоров на строительство и ТП, результаты ТЦА)
- Допустимо +10% по объему
- Продажа мощности в обеих ЦЗ
- 180 месяцев поставки
- Налоги расчетные «по факту»
- Локализация (если было требование)
КОМ НГО. Фиксация за шесть лет в СИПР – заключение СО – рассмотрение МЭ – Рассмотрение
Правком – «донастройка» необходимых изменений в НПА – итог решение о строительстве за 4-5 лет –
конкурсная процедура – на реализацию проекта 4 года (КРАЙНЕ МАЛЫЙ СРОК)
24

25. Ответственность потребителей.

Планируемый рост потребления
(население, потребители малой
мощности
Инвестор – потенциальный крупный
потребитель (предлагаемый критерий –
больше 25 МВт)
СиПР:
Наличие в нормальной или единичной ремонтной схеме дефицита
активной мощности
КОМ НГО для покрытия общего
прироста потребления в ЕЭС
КОМ НГО на основании заявок
крупных потребителей
Реальность: целесообразно проводить единый
КОМ НГО, с учетом всех оснований
25

26. Действующий порядок ответственности (кейс Бодайбо)

Инвесторы – крупные
потребители
Зафиксированные в
РП объемы
потребления
56,5 МВт
215 МВт
252 МВт
Оплата мощности
«take-or-pay» по
СВНЦМ
В 2028-2031 г. – в
зафиксированном в РП
объеме потребления
С 2032 г. – по максимальному
фактическому объему
потребления мощности в 2031
году
284 МВт
26

27. Действующий порядок ответственности (кейс отбора в ЮВЧ Сибири)

«Инвесторы» перечень разнообразных
потребителей:
• крупные
потребители
Зафиксированные в
РП единичные объемы
потребления
1,2 МВт
• население
Оплата мощности
«take-or-pay» по
СВНЦМ
• майнинг
• МУП городов
• малый бизнес
В 2028-2031 г. – в
зафиксированном в РП
объеме потребления
С 2032 г. – по максимальному
фактическому объему
потребления мощности в 2031
году
! В РП график потребления
указан только в отношении 2024
-2029 гг. – требуется доработка
Правил ОРЭМ
644 МВт
27

28. Предпосылки для совершенствования мер ответственности потребителей

Проблемы на поверхности:
За КОМ НГО платят все потребители рынка одинаково. Основные
драйверы КОМНГО платят за него как все.
При отсутствии фактического потребления – финансовая нагрузка на
существующих потребителей ОРЭМ, так как take or pay по объемам РП
только до 2031 года.
Риск «ухода» потребителя от ответственности – нет возможности
фиксации ГТП потребления
Риск легального «ухода» на РРЭ
Сложность идентификации мелких потребителей
Невозможность привлечения к ответственности потребителей типа
«население»
Сложность формирования перечня ответственных потребителей
Отсутствие стимулов для несения ответственности
Особые регионы с РД не платят за КОМ НГО
28

29. Зачем?

«Возможные правильные стимулы»
Сделать вступление на путь ответственности привлекательным
Неотвратимость
оплаты
новой
мощности
даже
«трансформации» в «иное» юр. лицо и переходе на РРЭ.
Исключить необходимость бегать за потребителями
Привлечение к ответственности населения и Региона
Потребители особых регионов тоже должны платить
при
29

30. Что можно применить?

Примеры мер:
Скидка
к платежу КОМ НГО за вступление в перечень
ответственных, но при условии «бери или плати»
Все потребители регионов строительства КОМ НГО платят за
новую станцию повышенный относительно других регионов
платеж.
Повышенный платеж в том числе транслируется на РРЭ
Население платит косвенно через рост цен на услуги в регионе
Глава региона поручается за перечень ответственных – в случае
если ответственный не будет потреблять – за него платит весь
регион.
Распределение платежей по принципу ВР – даже регион с
полным РД будет оплачивать КОМ НГО
30

31. Возможная схема платежей

Примеры распределения платежей
Субъекты РФ с КОМ НГО
Величина повышенного платежа для
субъектов РФ с КОМ НГО будет
определяться
решением
Правительства РФ
Возможная реализация:
по принципу ТБО – прямое
разделение
долей
стоимости
мощности по регионам
Ценовая зона (ы)
при определения доли участия в
пике
для
оплаты
каждым
потребителем
региона
будет
применяться
повышающий
коэффициент
31

32. Возможная схема платежей

Ответственные
потребители
Прочие потребители
региона
Плата за КОМ НГО
Почему быть ответственным может стать привлекательным:
Оплата
пропорционально
максимуму из пика и
величины take or pay
Оплата
пропорционально
пику
Коэффициент
скидки
Таким образом
потребитель платит
меньше относительно
варианта если бы он
потреблял вне перечня
ответственных. При
этом take or pay
снижает риски для
других потребителей
ОРЭМ
Оплата за тех кто
был
ответственным но
«пропал»
32

33. Особые условия

Ответственность главы региона
Глава региона утверждает список на основании
обращений потребителей
Ответственные
потребители
Преимущества:
• Снижение административных преград для бизнеса –
регион заинтересован в появлении потребителя
• Потребители иных регионов застрахованы от прироста
платежей
• Отсутствие необходимости в обременительных
финансовых гарантиях для ответственных потребителей
Глава региона
33

34. Целесообразность нового инвестиционного механизма на ОРЭМ

ПОТРЕБИТЕЛЬ
ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ДОГОВОР
(1 ИЛИ БОЛЕЕ)
нет рисков роста цен
экономия относительно ОРЭМ
свобода договорных условий
атрибуты генерации
ПРОЧИЕ
ПОТРЕБИТЕЛИ
ГЕНЕРАТОР
дополнительный объем спроса
широкий выбор контрагентов
выбор места строительства
нет требований к локализации
гарантированные платежи
повышение надежности ЕЭС и электроснабжения
нет дополнительной нагрузки
! ПРОБЛЕМЫ ПРИ НЕ ЗАПУСКЕ ИД:
децентрализация энергосистемы за счет роста собственной генерации
рост платежей для оставшихся в энергосистеме потребителей
отсутствие механизма для появления ВИЭ в планируемых объемах
34

35. Базовые принципы механизма ИД

Рынок электроэнергии
Покупка/продажа э/э вне ИД по
общим правилам
Поставка по ИД:
новый
потребител
ь
э/э аналогично СДД
вся новая мощность
новый
объект
генерации
на объем, обеспеченный ИД: «обязательные платежи»;
на заявленную покупку с ОРЭМ: стоимость по текущим правилам +
«бери или плати» + ответственность за превышение плана
только новый потребитель – новый
генератор*
не должен приводить к росту платежей
для прочих потребителей ОРЭМ
не должен приводить к ухудшению
надежности ЕЭС
нет требований к локализации
контроль готовности и диспетчерской
дисциплины
нет продажи мощности по иным
механизмам торговли
Рынок мощности
*допускается группа потребителей и
группа генераторов
35

36. Особенности покупки мощности потребителя с ИД

фактический пик Потребителя с ИД сальдируется в пиковый час с выработкой Генератора с учетом
его готовности и заявленного объема покупки с ОРЭМ
заявленный объем покупки с ОРЭМ – покупка по действующему порядку с условием «бери или
плати»
превышение заявленного объема покупки с ОРЭМ – штрафные санкции
готовность влияет на учитываемую выработку генератора
Пик потребления =
115 МВт
15 МВт
100
20 МВт
90
МВт.час
80
Ответственность за превышение заявленного объема
покупки с ОРЭМ: оплата с повышающим коэффициентом
Заявленный объем покупки с ОРЭМ «бери или
плати» (потребление в пиковый час)
70
60
50
40
80 МВт
Объем, обеспечиваемый по ИД
(выработка генерации в пиковый час)
30
20
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
пиковый час региона
36

37. Примеры особенностей оплаты мощности на ОРЭМ потребителем с ИД

ИД
80
МВт
Выработка по ИД 80
МВт, но за счет низкой
готовности выработка
засчитана на 10 МВт
ниже, что привело к
покупке с ОРЭМ со
штрафом
ОРЭМ
ОРЭМ
ОРЭМ
20 МВт
ОРЭМ
20 МВт
ОРЭМ
20 МВТ
ИД
80
МВт
ИД
70
МВт
выработка
выработка
ОРЭМ
20 МВт
Недовыработка
генератора на 10 МВт
привела к покупке с
ОРЭМ сверх
заявленного объема со
штрафом
выработка
100
90
80
70
Принцип «бери или
плати» дополнительная.
выработка на 10 МВт
сверх плана не
сократила покупку с
ОРЭМ
выработка
МВт
Покупка с ОРЭМ 20 МВт
и покрытие за счет
генерации по ИД на 80
МВт
Фактический пик
потребления
100 МВт
ИД
70
МВт
план
перевыработка
недовыработка
низкая готовность
80 МВт
90 МВт
70 МВт
80 МВт
Выработка генератора в рамках ИД в пиковый час
37

38. Оптимизация ремонтов – решение проблем и повышение надежности?

согласование плановых ремонтов в m-2
(за два месяца) на прогнозных данных
невозможность проведения своевременных
ремонтов снижает надежность оборудования
>
>
>
Недостаток стимулов к оптимизации длительности
ремонтов для оборудования, которое не
зарабатывает на РСВ
Риски недобросовестного завышения объема
ремонтов
Вопросы к переходу из неплановых в плановые
ремонты
согласование плановых ремонтов в Х-4 (за
четыре дня)
снижать коэффициенты неготовности для
тех, кто «работал и сломался» и за
контрольный период был в плановых
ремонтах меньше «Х» дней (СО не отпускал)
>
Повысить «дельты» и
дифференцировать их для
оборудования в
работе/резерве/ремонте
Снизить длительность
оплачиваемых ремонтов
Отменить коэффициент
дифференциации в готовности
Индексировать цены на
мощность
38

39. Возможный подход к недоремонтированости

Предварительные предложения по возможной методологии определения
«коэффициента недоремонтированности»
На текущий момент наблюдаются случаи, когда Системный оператор «не отпускает» генерирующее
оборудование в плановые ремонты из-за сложной режимно-балансовой ситуации. В виду накопленной
недоремонтированности оборудования растет вероятность возникновения аварийных отключений и снижения
параметров
оборудования.
Предлагается
рассмотреть
возможность
внедрения
«коэффициента
недоремонтированности» для снижения «штрафных» санкций за аварийность для такого оборудования.
Основные положения.
При расчете показателей неготовности предлагается учитывать фактор недоремонтированности генерирующего
оборудования по причине несогласования Системным оператором вывода в плановый ремонт оборудования в
объеме утвержденной годовой ремонтной площадки (или объеме, установленном нормативными требованиями)
путём применения дополнительного коэффициента: