понедельник, 31 января 2011 г.

Вольный счет за киловатты

       С 2011 года все коммерческие потребители России покупают электроэнергию по свободным ценам. В ближайшие годы расходы потребителей на оплату электроэнергии будут только расти, причем без возможности их четкого планирования
       В январе 2011 года закончился процесс поэтапной либерализации рынка электроэнергии, запущенный в 2006-м. Теперь вся электроэнергия в стране, за исключением поставляемой населению, продается по свободным ценам. Однако отказ от тарифного регулирования воспринимается участниками рынка как сигнал о дальнейшем повышении цен на энергоресурсы. В краткосрочной перспективе они не видят поводов для снижения расходов бизнеса на оплату энергии.
       Даже чиновники федерального масштаба затрудняются прогнозировать реальный рост цен на электроэнергию. Так, глава Минэнерго РФ Сергей Шматко в интервью телеканалу «Россия 24» сообщил, что стоимость электроэнергии в наступившем году не должна вырасти более чем на 15%. «Я очень рассчитываю на то, что мы будем выдерживать эти решения», – говорит он. Бизнесу, в свою очередь, также остается надеяться на это, но на всякий случай планировать больше средств на оплату энергоресурсов и учитывать, что расходная часть бюджетов компаний в условиях нерегулируемых тарифов будет разной, даже при неменяющемся ежемесячном потреблении.
       «Пока сложно сказать, насколько успешно будет функционировать рынок в условиях полной либерализации. Однако уже очевидно, что цены на электроэнергию поднимутся не менее чем на 15-20% и рассчитывать на их снижение не приходится», – признает генеральный директор «РКС-энерго» (энергосбытовая компания) Михаил Коломыцев. «Учитывая рост всех составляющих (инфляция, цены на топливо и др.), тариф будет только увеличиваться», – подтверждает заместитель управляющего директора – директор по работе на розничном и оптовом рынках электроэнергии ОАО «Петербургская сбытовая компания» Александр Меркулов. «Чисто математически январские цены на электроэнергию могут быть очень неприятными относительно декабрьских только за счет замещения ранее регулируемым тарифом 20-процентной части электроэнергии на нерегулируемую и увеличения стоимости топлива и передачи электроэнергии по сетям. В феврале цены уже станут сопоставимыми с январскими и их величина будет зависеть в основном от погодных условий или возможных аварий. Непосредственно в Петербурге, Ленинградской области и в регионах, где нет дефицита электроэнергии, колебание стоимости будет не очень существенным. На энергодефицитных территориях электроэнергия будет обходиться дороже», – поясняет Меркулов.
       В целом же при планировании бюджетов компаний на 2011 год бизнесу, независимо от его размеров, необходимо хорошо знать уровень своего энергопотребления. «Планировать расходы можно исходя из опыта и интуиции, но наиболее надежный способ – использование современных приборов учета», – утверждают в НП «Всероссийский теплотехнический научно-исследовательский институт» (НП ВТИ). Чтобы избежать неприятных сюрпризов, специалисты института советуют коммерческим потребителям при расчете расходов на электроэнергию выделить величину нерегулируемой цены в счетах за 2010 год и умножить ее на ожидаемый рост цены в 2011-м (по прогнозам – от 15 до 30%). К ожидаемой цене покупки приплюсовать новые регулируемые составляющие стоимости передачи электроэнергии и сбытовую надбавку и получившуюся сумму умножить на 100% потребления, так как вся продажа электроэнергии для юридических лиц будет осуществляться по нерегулируемым ценам. Возможно, этот алгоритм действий выглядит хлопотным и трудоемким, но он по крайней мере позволит прикинуть размер счетов за электроэнергию.

Многолетняя привычка

       Заметим, что у потребителей уже выработалась многолетняя привычка к ежегодному увеличению расходов на энергоресурсы, поэтому, как правило, при формировании бюджетов они учитывают такого рода изменения. По всей видимости, отказаться от этой привычки пока не удастся.
       Для этого есть вполне объективные причины: устаревшие основные фонды энергосистемы страны, которым требуется модернизация, и необходимость создавать новые – как в генерации, так и в сетевом хозяйстве. Как правило, энергетика имеет 20-летний цикл развития, рассказывает Александр Меркулов, и последний бум в отрасли пришелся на 70-е годы прошлого столетия. В 1990-е годы должен был наступить очередной этап, но из-за экономических потрясений он оказался пропущенным. Вложений средств во внедрение современных технологий и строительство новых мощностей практически не производилось. В итоге теперь приходится не только наверстывать упущенное, но и обеспечивать новые потребности российской экономики. А в арсенале генерирующих компаний много устаревших и дорогих ТЭЦ, ГЭС и АЭС, срочно нуждающихся в модернизации.
       Стоит отметить и тот факт, что рынок электроэнергии даже при отпуске тарифов в свободное плавание пока сложно назвать полностью либерализованным. Государство по-прежнему занимается его регулированием, устанавливая на оптовом рынке цены для АЭС и ГЭС. При этом рыночная цена на опте формируется по модели «на сутки вперед» и определяется по итогам торгов электричеством ТЭЦ (отсекая лишь самые дорогие предложения совсем неэффективных станций). Таким образом более дорогие генераторы (ТЭЦ) получают возможность реализовывать свою энергию и вкладывать средства в модернизацию. Судя по всему, это сознательная политика государства, направленная на снижение энергоемкости отечественного производства и модернизацию устаревших теплостанций.
       Не исключено, что в ближайшие два года будут внесены некоторые изменения в правила функционирования розничных рынков электрической энергии в части формирования цены. «Чтобы развивать конкуренцию среди генераторов, необходимо уйти от маржинального ценообразования (когда стоимость электроэнергии на рынке определяется самым дорогим генератором) и перейти к средневзвешенному», – считает Михаил Коломыцев. Таким образом, если тарифная нагрузка окажется невыносимой для бизнеса, то у государства всегда есть возможность повлиять на ситуацию и сбалансировать цены.

Тарифный пазл

       Конечная стоимость электроэнергии для потребителя складывается из четырех крупных составляющих. Львиная доля (порядка 60%) приходится на покупку электроэнергии у генераторов, еще 8-9% – на оплату услуг Федеральной сетевой компании, эксплуатирующей высоковольтные линии электропередачи, порядка 23-28% забирают распределительные сети, а оставшиеся проценты достаются сбытовикам. Если 60-процентная доля «плавающая», то остальные не меняются в течение года.
       Сетевой сектор также находится на стадии масштабных перемен и с 2011 года функционирует по принципам долгосрочного тарифного регулирования. Чтобы не допустить резкого роста стоимости при переходе на новые методики ценообразования, прежде всего на RAB (доходности на инвестированный капитал), органы регулирования применили механизм сглаживания. Это позволит не выйти за рамки утвержденного Федеральной службой по тарифам предельного роста тарифов, с одной стороны, и приведет к тому, что цены на передачу электроэнергии пусть незначительно, но будут увеличиваться в течение длительного периода (пока идет обновление сетей). Так, в частности, тарифы по «Ленэнерго» будут расти в среднем на 15% в течение пяти лет (на 2011 год по Петербургу – на 13, по Ленобласти – на 18%).
       Таким образом, снижения расходов на электроэнергию потребителям не стоит ожидать как минимум в ближайшие три-пять лет, поэтому единственным способом оптимизации этой статьи расходов остаются внутренние резервы – повышение точности прогнозирования энергопотребления и внедрение энергоэффективных технологий.

Выбор больших

       По мнению специалистов НП ВТИ, если компания может точно спрогнозировать свое потребление и график у нее ровный, то можно выбирать тип тарифа – одно- или двухставочный, дифференцированный по времени суток или почасовой – и уже самостоятельно определять, как выгоднее производить закупку.
Если же график потребления неровный, предприятие приобретает электроэнергию и в секторе «на сутки вперед», и на балансирующем рынке (БР), и по свободным договорам, если они есть, также оплачивает мощность. Оптимизировать расходы возможно за счет повышения точности прогнозирования энергопотребления и выравнивания графика за счет переноса энергопотребления с пиковых часов на ночное время или выходные дни, когда электроэнергия стоит дешевле.
       Крупные потребители могут снизить расходы за счет выхода на оптовый рынок (РСВ) и заключения прямых договоров с генерирующими компаниями, сэкономив в конечной цене 3-4%, которые приходятся на оплату услуг сбытовиков. Но это процесс небыстрый. Процедура оформления документов и подготовка производства могут занять от года до полутора лет: компании необходимо зарегистрировать группы точек поставки (ГТП), организовать автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ).
       Кроме того, для достижения реальной экономии необходимо четкое почасовое планирование использования электроэнергии, а это способно организовать далеко не каждое предприятие. То есть потребителю, который готовится выйти на оптовый рынок, нужно подгонять график работы своего оборудования под профиль оптового рынка. «Можно сэкономить 10 млн рублей, но при этом сильно испортить производственный процесс и понести убытки в сотни миллионов. Или, наоборот, исправить производственный процесс, который казался незыблемым, и получить хороший доход на электроэнергии, но таких примеров немного», – говорит Александр Меркулов. По его словам, на оптовом рынке уже работают такие предприятия, как «Балтика», Тихвинский ферросплавный завод и др. Некоторые производства еще готовятся к выходу на оптовый рынок. Как рассказал директор по эксплуатации и техническому развитию концерна «Силовые машины» Николай Сидоренко, компания планирует перейти на оптовый рынок с 2012 года. К этому времени будет введена автоматизированная система технического учета электроэнергии и проведены необходимые организационные мероприятия. «При этом мы предполагаем снижение расходов на оплату электроэнергии за счет исключения сбытовой надбавки розничного продавца и корректного планирования ее потребления», – поделился Сидоренко.
       Однако при выходе крупного регионального потребителя на оптовый рынок возможно увеличение цен для других потребителей на этой территории. Зачастую региональные власти не в восторге от подобных решений и активно напоминают такому бизнесу о социальной ответственности. Поэтому рассчитывать на то, что процесс самостоятельного выхода на оптовый рынок крупных потребителей будет иметь массовый характер, в ближайшие предвыборные годы не стоит.
       Есть еще одна категория компаний, исторически обладающих мощностями по производству тепло- и электроэнергии. Им особенно выгодно работать самостоятельно на оптовом рынке, что некоторые и делают не один год. В частности, Группа компаний «Кировский завод» имеет собственные мощности по производству тепловой энергии в горячей воде и паре и использует их для обеспечения потребности своих предприятий. Электроэнергия вырабатывается в ограниченном количестве тоже исключительно для собственных нужд и не подается во внешние электрические сети. Все операции по обеспечению электроэнергией и мощностью, необходимой предприятиям ГК, осуществляет на оптовом рынке электроэнергии по прямым договорам с генерирующими компаниями ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода» – дочернее предприятие, являющееся независимым сбытовиком. «Потребители, предприятия Кировского завода, в 2010 году приобретали электроэнергию по ценам до 13% ниже, чем если бы работали с гарантирующим поставщиком», – объясняют в пресс-службе ГК.
       Каким бы привлекательным ни казался подобный опыт, и здесь есть подводные камни. Система работы таких участников рынка может измениться. По некоторым данным, НП «Совет рынка» активно продвигает идею обязать их платить за резервирование мощности на случай аварии в собственной энергосистеме. Но многие отраслевые эксперты не одобряют подобные инициативы.

Сами по себе

       Что касается средних и малых производств, то их выбор инструментов оптимизации расходов ограничен. С точки зрения затрат на персонал и других расходов им невыгодно самостоятельно работать на оптовом и розничном рынках электроэнергии. Им удобнее приобретать энергоресурсы у сбытовых компаний. Малому и среднему бизнесу в зависимости от графика работы (день, день/ночь) следует рассчитываться по одноставочному тарифу (число часов использования – ЧЧИ) или установить приборы учета и рассчитываться по тарифу по зонам суток, советует Коломыцев.
       Рынок сбытовых компаний только начинает развиваться, и не исключено, что конкуренция между ними приведет к возникновению новых схем и возможностей, интересных потребителям. Сбытовики, к примеру, могут предлагать более выгодные условия, играя на марже сбытовой надбавки. Также в перспективе они научатся управлять рисками и работать с клиентами по фиксированному тарифу. При этом сбытовая компания может предложить некий альтернативный фиксированный тариф, не учитывающий колебания цен на опте. На розничном рынке такие механизмы заложены в его целевой модели, поясняют в НП ВТИ. Но чтобы они заработали, необходимо принять целый пакет нормативных документов, а также решить вопрос перекрестного субсидирования. Поэтому в ближайшие годы внедрение такой модели маловероятно, так как если ранее заявленные планы реформирования реализуются, то нерегулируемые тарифы для населения появятся только после 2014 года.
       Тем не менее потребность в фиксированном тарифе есть, что доказывает зарубежный опыт. Так, на Nord pool (электроэнергетической бирже стран Северного региона) есть возможность приобретать электроэнергию заведомо дороже, но по фиксированной цене. В модели отечественного рынка такие механизмы пока не заложены, при этом он базируется на принципе «не планируем, зато приобретаем электроэнергию гарантированно дешевле».
       Но потребители, особенно небольшие, ждут введения такого механизма уже сегодня. «При планировании бюджета придется резервировать дополнительные средства на оплату потребленной электроэнергии. Фактически создавать некий страховой депозит, что при дефиците оборотных средств, безусловно, окажет негативное влияние на малый бизнес», – размышляет коммерческий директор опытного машиностроительного производства «Энергопрогресс» Денис Назаров. По его словам, фактически для малого или среднего предприятия выбор поставщика электроэнергии ограничен одной компанией, а некоторая конкуренция возможна только на оптовых рынках. «Поэтому серьезным ценообразующим фактором для мелких предприятий скорее будет их платежеспособность, чем структура себестоимости электроэнергии для сбытовых компаний», – говорит Назаров. Он полагает, что наиболее подходящий вариант для малого бизнеса – фиксированный, нормативно установленный тариф, единый как минимум для конкретного региона (хотя бы в пределах небольшой мощности). Это позволит обеспечить нормальное финансовое планирование и равные условия.
       В целом же стоит признать, что в период улучшения транспортной доступности, а также качественного расширения каналов передачи информации, открытости рынков конкуренция для малых и средних предприятий выходит не только на региональный, но и на межгосударственный уровень. Затраты на энергоснабжение для производственных компаний уже сегодня станут весомым фактором ценообразования на их продукцию. Поэтому государству необходимо разработать модели или способы, чтобы продукция небольших потребителей оставалась конкурентоспособной, и стимулировать их к организации производства.
       Аналитик департамента исследований ТЭК Института проблем естественных монополий Александр Григорьев считает, что потребителям следует активно защищать свои интересы. Все знают, что есть представители интересов производителей и поставщиков электроэнергии – НП «Совет производителей электроэнергии и стратегических инвесторов электроэнергетики» и НП «Гарантирующих поставщиков и энергосбытовых компаний». «Потребителям же нельзя надеяться лишь на антимонопольную службу. Нужно и самим организованно бороться за свои интересы, например через аналоги вышеуказанных НП, но уже со стороны потребителей, таких, например, как НП „Сообщество покупателей оптового и розничного рынков электроэнергии (мощности)“», – предлагает Григорьев.

Вопросы и ответы

Уважаемые читатели! Мы хотим чтобы наш информационный блог был Вам полезен и интересен. Мы просим Вас присылать вопросы и интересующие Вас темы на наш электронный адрес info (знак почты) nemosoft.ru

вторник, 25 января 2011 г.

Вопрос: собственная генерация у потребителя

Вопрос : Для завода строится собственная ТЭЦ с целью обеспечения собственных нужд. Какой может быть договорная конструкция поставки энергии между ТЭЦ и заводом?

Ответ:
      1. Вариант - выход на оптовый рынок ТЭЦ и завода.Такой вариант обязателен в случае если передача энергии будет осуществляться через сети ФСК либо РСК. Довольно трудоемок, не влечет за собой удешевления стоимости электроэнергии и мощности для завода (исключение сбытовой надбавки, в то же время -затраты на профессиональный персонал по работе на опте, установка АИИС КУЭ, затраты на выход на опт и т.д.). Замечу, что завод в любое время может выйти на опт в качестве потребителя и при отсутствии в непосредственной близости ТЭЦ.
     2. Вариант - строительство собственных сетей от ТЭЦ до завода. В таком случае можно рассчитывать на то, что ТЭЦ может поставлять электроэнергию и мощность заводу на розничном рынке. Но возникают риски по надежности, появляются другие, непроизводственные (для завода) затраты - существление эксплуатации, капитальный и текущий ремонты , затраты на персонал и в конце концов - модернизация ТЭЦ, все это также вряд ли удешевит стоимость энергии для завода.
     Есть еще множество вариантов в комбинации из предложенных, однако помимо собственных затрат в каждом случае необходимо учитывать также действия (бездействие) соответствующих регуляторов рынка, необходимое время и взвешивать свои силы.
      Вывод в общем-то один- строительство собственной генерации для потребителя крайне нерентабельно в существующей модели рынка электроэнергии и мощности. Гораздо выгоднее найти сбытовую компанию, непосредственно покупающую энергию на опте с конкурентным тарифом, готовую пойти на уступки и ценящую любого своего клиента.

Основные изменения в Регламенты оптового рынка, принятые Наблюдательным Советом НП «Совет рынка» 30 декабря 2010 года

1. Изменения, связанные с планируемым выходом целевых правил оптового рынка в части неценовых зон (РЕГЛАМЕНТ РАСЧЕТА ПЛАНОВЫХ ОБЪЕМОВ ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ И РАСЧЕТА СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 8 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка (далее - Договор), дата вступления в силу -1 января 2011 года).
2. Изменение отчета о величине увеличения требований в результате введения ВСВГО, а именно - цена пуска 1 МВт мощности в отношении часа операционных суток по ВСВГО определяется в отношении единицы генерирующего оборудования и не рассчитывается по ГТП (РЕГЛАМЕНТ ФИНАНСОВЫХ РАСЧЕТОВ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, Приложение № 16 к Договору, дата вступления в силу -1 февраля 2011 года).
3. Изменения, связанные с определением порядка применения тарифов на электрическую энергию, установленных ФСТ в отношении системных генераторов в случае официального опубликования нормативного правового акта, устанавливающего указанные тарифы на период регулирования, позднее, чем за 2 рабочих дня до даты наступления операционных суток, отнесенных к периоду регулирования (РЕГЛАМЕНТ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА ЦЕНОВЫХ ЗАЯВОК НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 7 к Договору, дата вступления в силу - с 1 января 2011 года и действуют по 28 февраля 2011 года включительно).
4. Изменения, связанные с уточнением порядка и сроков уведомления об изменении договорного объема мощности по ДПМ и по договорам АЭС/ГЭС (РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МОЩНОСТИ, ПРОДАВАЕМОЙ ПО ДОГОВОРАМ О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ МОЩНОСТИ, Приложение № 6.7 к договору, дата вступления в силу -30 декабря 2010 года).
5. Изменения, связанные с предоставлением в Совет рынка информации о величине плановых капитальных затрат на строительство генерирующего объекта АЭС/ГЭС, а именно - сроки и форму предоставления данной информации в Совет рынка и ОАО «АТС» (РЕГЛАМЕНТ ФИНАНСОВЫХ РАСЧЕТОВ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, Приложение № 16 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
6. Уточнение порядка формирования и передачи в КО в течение января – февраля 2011 года данных о предельных объемах поставки мощности на январь 2011 г. в отношении станций, ранее функционировавших на розничных рынках электроэнергии, и генерирующего оборудования, не отобранного в конкурентном отборе мощности по причине несоответствия минимальным техническим требованиям, отнесенного в установленном порядке к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме (РЕГЛАМЕНТ АТТЕСТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ, Приложение № 19.2 к Договору, дата вступления в силу - с 1 января 2011 года и действуют по 28 февраля 2011 года включительно).
7. Перенести даты вступления в силу изменений регламентов оптового рынка, утвержденных решениями Наблюдательного совета НП «Совет рынка» по пункту I.9 вопроса № 4 заседания от 29 октября 2010 года (Протокол № 30/2010), по пункту II.9 вопроса № 4 заседания от 24 сентября 2010 года (Протокол № 24/2010), по пункту I.3 вопроса № 3 заседания от 19 ноября 2010 года (Протокол № 32/2010), по пункту I.1 вопроса № 3 заседания от 10 декабря 2010 года (Протокол № 34/2010) и по пункту X.14 вопроса № 3 заседания от 17 декабря 2010 года (Протокол № 35/2010) с даты вступления в силу Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) на 01 января 2011 года.
8. Изменения, связанные с уточнением порядка оплаты фактических обязательств по мощности за январь в НЦЗ (Временный регламент обеспечения торговли электрической энергией и мощностью на оптовом рынке в январе – марте 2011 года, Приложение № 20 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
9. Изменения, связанные с определением величины штрафа по договорам КОМ, а именно- регламентирование порядка расчета величины штрафа, в случае если генерирующее оборудование ГТП генерации было отобрано по результатам КОМ, но при этом указанная ГТП генерации не была зарегистрирована или была исключена из Реестра субъектов оптового рынка (РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ ПОКУПКИ И ПРОДАЖИ МОЩНОСТИ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ, Приложение № 13.2 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ФИНАНСОВЫХ РАСЧЕТОВ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, Приложение № 16 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
10. Изменения, связанные с формой предоставления аналитического отчета по объемам мощности, используемым для начисления авансовых обязательств по договорам купли-продажи мощности по результатам КОМ (РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ ПОКУПКИ И ПРОДАЖИ МОЩНОСТИ НА ОПТОВОГ РЫНКЕ, Приложение № 13.2 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
11. Изменения, связанные с определением собственного максимума потребления населением и ненаселением в отношении ГТП потребления (РЕГЛАМЕНТУ РЕГИСТРАЦИИ РЕГУЛИРУЕМЫХ ДОГОВОРОВ КУПЛИ-ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ, Приложение № 6.2 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
12. Изменения, связанные с порядком определения средневзвешенных нерегулируемых цен, транслируемых на розничный рынок (РЕГЛАМЕНТ ФИНАНСОВЫХ РАСЧЕТОВ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, Приложение № 16 к Договору).
13. Изменения, связанные с продлением периода представления в КО Уведомления о параметрах для расчета цены мощности по ДПМ на 2011 год (РЕГЛАМЕНТ ФИНАНСОВЫХ РАСЧЕТОВ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, Приложение № 16 к Договору, дата вступления в силу - с 1 января 2011 года и действуют до 31 января 2011 года).
14. Изменения, связанные с распределением объемов регулируемых договоров по ГТПГ станций с 1 января 2011 года (РЕГЛАМЕНТ ПОДАЧИ УВЕДОМЛЕНИЙ УЧАСТНИКАМИ ОПТОВОГО РЫНКА, Приложение № 4 к Договору, дата вступления в силу - 1 января 2011 года и действуют по 31 марта 2011 года включительно).
15. Изменения, связанные с порядком проведения тестирования ГЭС, а именно - предлагается предусмотреть возможность поагрегатного тестирования ГЭС для целей аттестации (РЕГЛАМЕНТ АТТЕСТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ, Приложение № 19.2 к Договору, дата вступления в силу -30 декабря 2010 года).
16. Уточнение порядка определения предельного объема поставки мощности действующего оборудования (РЕГЛАМЕНТ АТТЕСТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ, Приложение № 19.2 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
17. Изменения, связанные со сроками допуска к торговой системе субъектов оптового рынка, не выполнивших требования к срокам предоставления документов (РЕГЛАМЕНТ ДОПУСКА К ТОРГОВОЙ СИСТЕМЕ ОПТОВОГО РЫНКА, Приложение № 1 к Договору, дата вступления в силу -30 декабря 2010 года).
18. Изменения, связанные с учетом объема поставки электрической энергии (мощности) для Потребителей, имеющих объемы поставки мощности между ценовой и неценовой зонами через энергосистемы иностранных государств (РЕГЛАМЕНТ определения объемов покупки и продажи мощности на ОПТОВОМ РЫНКЕ, приложение № 13.2 к Договору, дата вступления в силу - c 30 декабря 2010 года и распространяют свое действие на отношения Сторон по Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка, возникшие с 1 декабря 2010 года, и действуют по 31 декабря 2010 года).
19. Изменения, связанные c признанием торгов несостоявшимися (РЕГЛАМЕНТ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА ЦЕНОВЫХ ЗАЯВОК НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 7 к Договору, дата вступления в силу - 30 декабря 2010 года и действуют по 31 марта 2011 года включительно).
20. Изменения, связанные с расчетом стоимости отклонений ГАЭС на оптовом рынке электроэнергии в целевой модели (РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ, ИНИЦИАТИВ И СТОИМОСТИ ОТКЛОНЕНИЙ, Приложение № 12 к Договору, дата вступления в силу - 1 января 2011 года. Действия сторон Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении операционных суток, соответствующих дате вступления в силу настоящих изменений, осуществляются в соответствии с настоящими изменениями).
21. Изменения, связанные с участниками оптового рынка, ГТП генерации которых поставляют мощность в вынужденном режиме (РЕГЛАМЕНТ ПОДАЧИ ЦЕНОВЫХ ЗАЯВОК УЧАСТНИКАМИ ОПТОВОГО РЫНКА, Приложение № 5 к Договору, РЕГЛАМЕНТ РЕГИСТРАЦИИ И УЧЕТА СВОБОДНЫХ ДВУСТОРОННИХ ДОГОВОРОВ КУПЛИ-ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, Приложение № 6.1 к Договору, Регламент РЕГИСТРАЦИИ СВОБОДНЫХ ДВУХСТОРОННИХ ДОГОВОРОВ КУПЛИ-ПРОДАЖИ ОТКЛОНЕНИЙ, Приложение № 6.3 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНКТНОГО ОТБОРА ЦЕНОВЫХ ЗАЯВОК НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 7 к Договору, РЕГЛАМЕНТ РАСЧЕТА ПЛАНОВЫХ ОБЪЕМОВ ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ М РАСЧЕТА СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 8 к Договору, Регламент проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы, Приложение № 10 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ, ИНИЦИАТИВ И СТОИМОСТИ ОТКЛОНЕНИЙ, Приложение № 12 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ФИНАНСОВЫХ РАСЧЕТОВ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, Приложение № 16 к Договору, дата вступления в силу - с 1 января 2011 года до 31 января 2011 года включительно. Действия сторон Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении операционных суток, соответствующих дате вступления в силу настоящих изменений, осуществляются в соответствии с настоящими изменениями).
22. Изменения, связанные с участием генерирующих объектов, за счет которых формируется перспективный технологический резерв мощности, на оптовом рынке электроэнергии в целевой модели (РЕГЛАМЕНТ ПОДАЧИ ЦЕНОВЫХ ЗАЯВОК УЧАСТНИКАМИ ОПТОВОГО РЫНКА, Приложение № 5 к Договору, РЕГЛАМЕНТ РЕГИСТРАЦИИ И УЧЕТА СВОБОДНЫХ ДВУСТОРОННИХ ДОГОВОРОВ КУПЛИ-ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, Приложение № 6.1 к Договору, РЕГЛАМЕНТ РЕГИСТРАЦИИ И УЧЕТА СВОБОДНЫХ ДОГОВОРОВ КУПЛИ-ПРОДАЖИ МОЩНОСТИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ), Приложение № 6.8 к Договору РЕГЛАМЕНТ РАСЧЕТА ПЛАНОВЫХ ОБЪЕМОВ ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ И РАСЧЕТА СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 8 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ, ИНИЦИАТИВ И СТОИМОСТИ ОТКЛОНЕНИЙ, Приложение № 12 к Договору, дата вступления в силу - 1 апреля 2011 года. Действия сторон Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении операционных суток, соответствующих дате вступления в силу настоящих изменений, осуществляются в соответствии с настоящими изменениями).
23. Изменения, связанные с применением особого порядка ценообразования на оптовом рынке электроэнергии в целевой модели (РЕГЛАМЕНТ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА ЦЕНОВЫХ ЗАЯВОК НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 7 к Договору, РЕГЛАМЕНТ РАСЧЕТА ПЛАНОВЫХ ОБЪЕМОВ ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ И РАСЧЕТА СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 8 к Договору, дата вступления в силу 1 января 2011 года. Действия сторон Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении операционных суток, соответствующих дате вступления в силу настоящих изменений, осуществляются в соответствии с настоящими изменениями).
24. Изменения, связанные с отсутствием на оптовом рынке электроэнергии в целевой модели механизма торговли электроэнергией по свободным договорам, заключенным во исполнение обязательств по регулируемым договорам (РЕГЛАМЕНТ РЕГИСТРАЦИИ И УЧЕТА СВОБОДНЫХ ДВУСТОРОННИХ ДОГОВОРОВ КУПЛИ-ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, Приложение № 6.1 к Договору, дата вступления в силу - 1 января 2011 года. Действия сторон Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении операционных суток, соответствующих дате вступления в силу настоящих изменений, осуществляются в соответствии с настоящими изменениями).
25. Изменения, связанные с продажей электроэнергии, приобретенной по регулируемым договорам, на оптовом рынке электроэнергии в целевой модели (РЕГЛАМЕНТ РАСЧЕТА ПЛАНОВЫХ ОБЪЕМОВ ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ И РАСЧЕТА СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 8 к Договору, дата вступления в силу - 1 января 2011 года. Действия сторон Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении операционных суток, соответствующих дате вступления в силу настоящих изменений, осуществляются в соответствии с настоящими изменениями).
26. Изменения, связанные с заменой термина «системный генератор» на термин «электростанция (генерирующий объект), производящая электрическую энергию в вынужденном режиме» (РЕГЛАМЕНТ АКТУАЛИЗАЦИИ РАСЧТЕНОЙ МОДЕЛИ, Приложение № 3 к Договору, в РЕГЛАМЕНТ ПОДАЧИ ЦЕНОВЫХ ЗАЯВОК УЧАСТНИКАМИ ОПТОВОГО РЫНКА, Приложение № 5 к Договору, РЕГЛАМЕНТ РЕГИСТРАЦИИ И УЧЕТА СВОБОДНЫХ ДВУСТОРОННИХ ДОГОВОРОВ КУПЛИ-ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, Приложение № 6.1 к Договору, РЕГЛАМЕНТ РЕГИСТРАЦИИИ СВОБОДНЫХ ДВУСТОРОННИХ ДОГОВОРОВ КУПЛИ-ПРОДАЖИ ОТКЛОНЕНИЙ, Приложение № 6.3 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА ЦЕНОВЫХ ЗАЯВОК НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 7 к Договору, РЕГЛАМЕНТ РАСЧЕТА ПЛАНОВЫХ ОБЪЕМОВ ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ И РАСЧЕТА СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 8 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ОПЕРАТИВНОГО ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ РЕЖИМОМ ОБЪЕКТОВ УПРАВЛЕНИЯ ЕЭС РОССИИ, Приложение № 9 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА ЗАЯВОК ДЛЯ БАЛАНСИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ, Приложение № 10 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ, ИНИЦИАТИВ И СТОИМОСТИ ОТКЛОНЕНИЙ, Приложение № 12 к Договору, ПЕРЕЧЕНЬ ОПРЕДЕЛЕНИЙ И ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ, Приложение № 17 к Договору, дата вступления в силу - 1 января 2011 года. Действия сторон Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении операционных суток, соответствующих дате вступления в силу настоящих изменений, осуществляются в соответствии с настоящими изменениями).
27. Изменения, связанные с участием поставщиков на оптовом рынке электроэнергии в целевой модели по ГТП потребления поставщика (РЕГЛАМЕНТ ПОДАЧИ УВЕДОМЛЕНИЙ УЧАСТНИКАМИ ОПТОВОГО РЫНКА, Приложение № 4 к Договору, РЕГЛАМЕНТ РАСЧЕТА ПЛАНОВЫХ ОБЪЕМОВ ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ И РАСЧЕТА СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 8 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ, ИНИЦИАТИВ И СТОИМОСТИ ОТКЛОНЕНИЙ, Приложение № 12 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ФИНАНСОВЫХ РАСЧЕТОВ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, Приложение № 16 к Договору, РЕГЛАМЕНТ РАСЧЕТА ПЛАНОВЫХ ОБЪЕМОВ ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ И РАСЧЕТА СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 8 к Договору, дата вступления в силу - 1 января 2011 года. Действия сторон Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении операционных суток, соответствующих дате вступления в силу настоящих изменений, осуществляются в соответствии с настоящими изменениями).
28. Изменения, связанные с участием тепловой генерации, использующей нефтяной (попутный) газ или продуктов его переработки, на оптовом рынке электроэнергии в целевой модели (РЕГЛАМЕНТ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА ЦЕНОВЫХ ЗАЯВОК НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 7 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА ЗАЯВОК ДЛЯ БАЛАНСИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ, Приложение № 10 к Договору, дата вступления в силу - 1 января 2011 года. Действия сторон Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении операционных суток, соответствующих дате вступления в силу настоящих изменений, осуществляются в соответствии с настоящими изменениями).
29. Изменения, связанные с участием ФСК на оптовом рынке электроэнергии (РЕГЛАМЕНТ РАСЧЕТА ПЛАНОВЫХ ОБЪЕМОВ ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ И РАСЧЕТА СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 8 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ, ИНИЦИАТИВ И СТОИМОСТИ ОТКЛОНЕНИЙ, Приложение № 12 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ФИНАНСОВЫХ РАСЧЕТОВ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, Приложение № 16 к Договору, дата вступления в силу - 1 января 2011 года. Действия сторон Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении операционных суток, соответствующих дате вступления в силу настоящих изменений, осуществляются в соответствии с настоящими изменениями).
30. Изменения, связанные с отсутствием категории «частичных» участников оптового рынка на оптовом рынке электроэнергии в целевой модели (РЕГЛАМЕНТ ДОПУСКА К ТОРГОВОЙ СИСТЕМЕ ОПТОВОГО РЫНКА, Приложение № 1 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ПОДАЧИ УВЕДОМЛЕНИЙ УЧАСТНИКАМИ ОПТОВОГО РЫНКА, Приложение № 4 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ПОДАЧИ ЦЕНОВЫХ ЗАЯВОК УЧАСТНИКАМИ ОПТОВОГО РЫНКА, Приложение № 5 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА ЦЕНОВЫХ ЗАЯВОК НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 7 к Договору, РЕГЛАМЕНТ РАСЧЕТА ПЛАНОВЫХ ОБЪЕМОВ ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ И РАСЧЕТА СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 8 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ФИНАНСОВЫХ РАСЧЕТОВ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, Приложение № 16 к Договору, дата вступления в силу - 1 января 2011 года. Действия сторон Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении операционных суток, соответствующих дате вступления в силу настоящих изменений, осуществляются в соответствии с настоящими изменениями).
31. Изменения, связанные с окончанием переходного периода: экспорт/импорт (РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ, ИНИЦИАТИВ И СТОИМОСТИ ОТКЛОНЕНИЙ, Приложение № 12 к Договору, РЕГЛАМЕНТ ПОКУПКИ/ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ УЧАСТНИКАМИ ОПТОВОГО РЫНКА ДЛЯ ДАЛЬНЕЙШЕГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В ЦЕЛЯХ ЭКСПОРТА/ИМПОРТА В ЗАРУБЕЖНЫЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ, Приложение № 15 к Договору, дата вступления в силу - 1 января 2011 года. Действия сторон Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении операционных суток, соответствующих дате вступления в силу настоящих изменений, осуществляются в соответствии с настоящими изменениями).
32. Изменения, связанные с оплатой на БР отклонений, вызванных установлением Pmin СО (РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ, ИНИЦИАТИВ И СТОИМОСТИ ОТКЛОНЕНИЙ, Приложение № 12 к Договору, дата вступления в силу - 1 января 2011 года. Действия сторон Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка в отношении операционных суток, соответствующих дате вступления в силу настоящих изменений, осуществляются в соответствии с настоящими изменениями).
Источник - НП "Совета рынка" http://www.np-sr.ru/ .

воскресенье, 23 января 2011 г.

Гидростанциям уменьшен тариф

      Цены на мощность сибирских гидроэлектростанций установлены существенно ниже, чем в прошлом году. Таким образом, генераторы, работающие в этой ценовой зоне, недополучат до 30% выручки.
      Федеральная служба по тарифам (ФСТ) утвердила цены на мощность на текущий год для гидроэлектростанций, расположенных во второй ценовой зоне (Сибирь). Соответствующий приказ ФСТ от 31 декабря 2010 года был размещен 21 января на официальном сайте ведомства. Согласно ему тариф на мощность Саяно-Шушенской ГЭС по сравнению с 2010 годом снизится в 11,5 раза, до 80,7 тыс. руб. за 1 МВт в месяц, Новосибирской ГЭС — в 4,4 раза (100,6 тыс. руб./МВт/мес.), Красноярской ГЭС — в 2,2 раза (23,6 тыс. руб./МВт/мес.), Усть-Илимской ГЭС — на 29% (35,4 тыс. руб./МВт/мес.), Братской ГЭС — на 26% (36,8 тыс. руб./МВт/мес.), Иркутской ГЭС — на 15% (37,4 тыс. руб./МВт/мес.).
      Ожидалось, что цены на мощность будут более высокими в рамках установленных ранее price cap, а планка стоимости для «РусГидро» и «Евросибэнерго» будет на одном уровне. Таким образом, тариф для «РусГидро» (Саяно-Шушенская и Усть-Илимская ГЭС) упал не так сильно, как для «Иркутскэнерго» и «Красноярскэнерго». По оценкам аналитиков, для госкомпании снижение прибыли составит около 2% от EBITDA, для остальных показатель будет существенно больше.
      По сравнению с доходом, который компании могли бы получить при продаже мощности на рынок, «РусГидро» недополучит 1,2—1,5 млрд руб., считает аналитик БКС Екатерина Трипотень. Для выручки «Евросибэнерго» тарифы не катастрофичны только потому, что большую часть мощности компания продает промышленным потребителям по долгосрочным контрактам. «Если бы вся выработанная энергия продавалась на рынок, то при таком тарифе выручка «Иркутскэнерго» упала бы в три раза, а «Красноярскэнерго» — в 4,5 раза», — говорит г‑жа Трипотень. По ее оценкам, в 2011 году консолидированная выручка этих компаний должна составить 95,7 млрд и 19,6 млрд руб. соответственно.
     «У «РусГидро» порядка 17% от выручки составляют целевые инвестсредства, которые дотируются государством, поэтому часть убытков будет возмещена компании», — говорит аналитик Альфа-банка Элина Кулиева. «После компенсаций от государства убыток «РусГидро» составит около 0,5 млрд руб., что не страшно с точки зрения выручки», — соглашается г-жа Трипотень.
      «Снижение не существенно для компании, так как большая часть недополученной выручки будет компенсирована за счет инвестиционной составляющей», — подтвердили предположения аналитиков в «РусГидро». Представитель «Евросибэнерго» также отметил, что «решение ФСТ не окажет существенного эффекта на бизнес компании, так как практически все прогнозируемые объемы производства уже законтрактованы по свободным договорам». В то же время в компании анализируют решение ФСТ на предмет соответствия действующему законодательству в области электроэнергетики.
Читать полностью: http://www.rbcdaily.ru/2011/01/24/tek/562949979589780

среда, 19 января 2011 г.

О внесении изменений в правила оптового рынка

      18 января 2011 года НП "Совет рынка" опубликовало на своем официальном сайте пресс-релиз по поводу выхода Постановления Правительства РФ №1107 подписанного 24 декабря 2010 года Председателем Правительства, предусматривающее внесение изменений в Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, необходимых для принятия тарифно-балансовых решений и совершения организационных действий для обеспечения функционирования оптового рынка в 2011 году после окончания действия переходного периода реформирования электроэнергетики.
Основные изменения:
  1. Порядок заключения регулируемых договоров на поставку электроэнергии населению а также покупателям электроэнергии и мощности, функционирующим в отдельных частях ценовых зон оптового рынка.
  2. Критерии отбора поставщиков, которые будут обязаны заключать такие регулируемые договоры.
  3. Принципы формирования тарифных и балансовых решений на 2011 год.
  4. Упрощение процедур доступа к торговой системе оптового рынка и получения (лишения) статуса субъекта оптового рынка.
  5. Уточнение порядка расчета средневзвешенных нерегулируемых цен трансляции.
  6. С 1 января 2011 года вступило в силу положение Федерального Закона 35-ФЗ «Об электроэнергетике», предусматривающее обязанность производителей электрической энергии и мощности с установленной генерирующей мощностью 25 МВт и выше реализовывать электрическую и мощность только на оптовом рынке. В тексте постановления описаны случаи, в которых указанное требование закона не применяется.

С текстом Постановления можно ознакомиться в специальном разделе сайта «Членам Партнерства».

Источник: НП "Совет рынка" www.np-sr.ru

вторник, 18 января 2011 г.

Энергетики дадут стране больше света

      2010 год стал самым удачным для электроэнергетической отрасли с момента реформы РАО «ЕЭС России». Наконец-то заработал рынок мощности, гарантии государства на возврат инвестиций привлекли в энергетику новые средства и технологии иностранных компаний, к концу года были проведены конкурентные отборы мощности. Ввод новых мощностей в 2010 году превысил ожидания и прогнозы Минэнерго. Если в 2011 году правительство узаконит возврат инвестиций в модернизацию, у отрасли есть все шансы полностью возродиться к 2020 году.
      В начале 2010 года Министерство энергетики планировало вводить 3,1 ГВт мощностей. В октябре прогноз вырос до 4,5 ГВт. По прогнозам госрегулятора, в сравнении с 2009 годом объем вводов должен был увеличиться на 84%.
     Как подсчитала РБК daily, прирост мощности в 2010 году оказался даже больше, чем планировало Минэнерго. В прошедшем году было введено 4985,5 МВт, из них 1773,5 МВт составили новые мощности. В основном это современные парогазовые установки, более эффективные, экономичные и с большим КПД.
      Больше всего повезло жителям Сибири. Основной прирост мощности дала восстанавливаемая Саяно-Шушенская ГЭС. Из почти 3 ГВт более 2,5 ГВт пришлось на нее. В Центральном регионе России прибавилось чуть менее 2 ГВт мощности, это почти исключительно новые установки ПГУ. Массовое обновление стало возможным после того, как государство обеспечило возврат инвестиций в отрасль через договоры о предоставлении мощностей (ДПМ).
      Получив деньги, генкомпании всерьез занялись приведением «наследства РАО «ЕЭС» в порядок. «Энел ОГК-5» завершает строительство двух ПГУ на Ставрополье и в Свердловской области. Оборудование уже завезено, осталось только его подключить, уверяют в компании. Потребители получат дополнительную электроэнергию в начале следующего года.
      «КЭС-Холдинг» в 2010 году ввел 158 МВт, в том числе 98 МВт новой мощности. Работы на Самарской ТЭЦ были завершены с опережением сроков, изначально ввод планировался в 2011 году. Одновременно холдинг продолжал строительство новых парогазовых установок в Сызрани и Перми. В компании рассчитывают сдать эти блоки в эксплуатацию в 2011 году.
      Ускоренный ввод новых мощностей – хороший признак, говорит аналитик UniCredit Securities Дмитрий Коновалов. После распада Советского Союза оборудование не обновлялось, средний возраст большинства объектов тепловой генерации составляет 30–50 лет. При этом генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года предполагает ввод 170 ГВт мощностей. «Внедрение ДПМ стало хорошим стимулом для обновления генерации и основой для притока инвестиций в отрасль. Это делает реальным выполнение генсхемы в установленные сроки», – отмечает г-н Коновалов.
      По мнению аналитиков, новый этап развития электроэнергетики в России только начинается.
       В 2011 году начнется реконструкция многих устаревших мощностей. Ускорить ее может разрабатываемая правительством схема возврата инвестиций в модернизацию, аналогичная схеме возврата вложений в строительство. Одним из самых масштабных стартов станет модернизация энергоблока №5 на Рефтинской ГРЭС, принадлежащей «Энел ОГК-5». В проект предполагается вложить 120 млн евро (почти 5 млрд руб.).
      В 2011 году генераторы планируют ввести не менее 5,7 ГВт мощностей, что позволит в срок выполнять генеральную стратегию развития и сократить дефицит электроэнергии, испытываемый потребителями.
Читать полностью: http://www.rbcdaily.ru/2011/01/07/tek/562949979493036

Энергокомпании выплатят дивиденды

      Генерирующие компании впервые после реформы РАО «ЕЭС России» планируют вознаграждения своим акционерам. Так, «дочки» «Газпрома» могут выплатить газовой монополии до 35% от чистой прибыли. Если решение будет принято, «Газпром» от двух своих компаний, ОГК-2 и ОГК-6, получит в качестве дивидендов до 700 млн руб. за прошлый год. В целом держатели бумаг энергокомпаний могут рассчитывать на регулярные выплаты не ранее 2015 года, когда завершится основной этап выполнения инвестпрограмм.
      Советы директоров генкомпаний ОГК-2 и ОГК-6 (подконтрольны «Газпрому») утвердили дивидендную политику. На выплату акционерам планируется направлять от 5 до 35% чистой прибыли по РСБУ. Но есть два обязательных условия. Во-первых, в соответствии с уставом должен быть полностью сформирован резервный фонд, что составляет 5% уставного капитала. Во-вторых, на инвестиции будет направлено от 35 до 95% прибыли.
      Это не первое подобное решение среди «дочек» «Газпрома». Глава «Газпром энергохолдинга» Денис Федоров в конце прошлого года говорил, что дивидендная политика «энергодочек» концерна будет такой же, как и у материнской компании. В конце декабря о выплате дивидендов в размере от 5 до 35% прибыли по РСБУ объявила ТГК-1. На этой неделе аналогичное решение может принять и совет директоров «Мосэнерго», сказал РБК daily источник, близкий к компании.
      ОГК-2 последний раз выплачивала дивиденды за первый квартал 2007 года, ОГК-6 — за первый квартал 2008 года. По расчетам аналитика «Ренессанс Капитала» Владимира Скляра, основанным на отчетности по МСФО, ОГК-2 за 2010 год может выплатить в качестве дивидендов от 154 млн до 1 млрд руб. При этом доходность на одну акцию будет составлять от 0,26 до 1,8% (от 0,005 до 0,032 руб.). Прогноз на 2011 год — от 307 млн до 2,15 млрд руб. при дивидендной доходности от 0,5 до 3,5% (от 0,01 до 0,65 руб.) ОГК-6, по прогнозам г-на Скляра, не принесет доход в 2010 году, но в 2011-м может выплатить от 50 до 130 млн руб. в качестве дивидендов. Основной акционер компаний «Газпром», по приблизительным подсчетам, получит около 700 млн руб.
      Дивиденды в энергокомпаниях сейчас пока исключение из правил. В ОГК-1 «дивидендная политика не разработана и не принималась, единое решение по дивполитике будет принято после завершения формирования целевой структуры», рассказали в «Интер РАО». ОГК-3 не выплачивала дивидендов за 2008 и 2009 годы, на 2010 год решение не принималось, отметили в компании. Максимальная доля прибыли, потраченная на дивиденды, может составить до 25%. ОГК-4 не выплачивает доходов по акциям в связи с обширной инвестпрограммой. Только в ОГК-5 отметили, что «компания начнет выплачивать дивиденды после того, как новые мощности, вводимые в первой половине 2011 года, станут функционировать в полном объеме и инвестиционная программа будет полностью обеспечена денежным потоком компании от операционной деятельности».
      Оценочная доходность генкомпаний на 2011 год не превышает 3%, говорит аналитик Альфа-банка Элина Кулиева. «Это не очень много, но хорошо для российского сектора электроэнергетики», — отмечает она. По подсчетам г-на Скляра, лучшие показатели доходности — до 6% — может показать «Энел ОГК-5». По мнению аналитиков, компании начнут выплачивать дивиденды не раньше, чем закончат выполнять инвестпрограмму, что произойдет в среднем в 2015 году.
Читать полностью: http://www.rbcdaily.ru/2011/01/18/tek/562949979561202

пятница, 14 января 2011 г.

Основные изменения в Регламенты оптового рынка, принятые Наблюдательным Советом НП «Совет рынка» 24 декабря 2010 года

1. Изменения, связанные с актуализацией форм предоставления отчетов участникам ОРЭМ, Отчета о результатах расчетов на оптовом рынке электроэнергии (РЕГЛАМЕНТ ФИНАНСОВЫХ РАСЧЕТОВ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, Приложение № 16 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка (далее – Договор), дата вступления в силу -1 января 2011 года).
2. Изменения, связанные с введением коэффициента сезонности при расчете обязательств/требований по договорам АЭС/ГЭС, вводимых в эксплуатацию в соответствии с договорами купли-продажи мощности новых атомных электростанций и гидроэлектростанций, в том числе гидроаккумулирующих электростанций (РЕГЛАМЕНТ ФИНАНСОВЫХ РАСЧЕТОВ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, Приложение № 16 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
3. Изменения, связанные с установлением процедуры внесения изменений в расчетную модель и актуализации регистрационной информации и результатов КОМ для ГТП генерации (РЕГЛАМЕНТ ВНЕСЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ В РАСЧЕТНУЮ МОДЕЛЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ, Приложение № 2 к Договору, дата вступления в силу -24 декабря 2010 года).
4. Изменения, связанные с исключением требования согласования перечня средств измерений с собственниками измерительных приборов из порядка согласования и оформления перечня средств измерений для регистрации точек поставки и точек измерения в составе ГТП (сечения) оптового рынка (ПОЛОЖЕНИЕ О ПОРЯДКЕ ПОЛУЧЕНИЯ СТАТУСА СУБЪЕКТА ОПТОВОГО РЫНКА И ВЕДЕНИЯ РЕЕСТРА СУБЪЕКТОВ ОПТОВОГО РЫНКА, дата вступления в силу -24 декабря 2010 года).
5. Изменения, связанные с уточнением порядка определения и публикации показателей снижения мощности (РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ ФАКТИЧЕСКИ ПОСТАВЛЕННОЙ НА ОПТОВЫЙ РЫНОК МОЩНОСТИ, Приложение № 13 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
6. Изменения, связанные с особенностями проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед с 01.01.2011, а именно - в случае отсутствия тарифного решения начиная с 01.01.2011 предлагается в качестве тарифа на электроэнергию для формирования модельных заявок использовать тариф, установленный на 01.12.2010 (РЕГЛАМЕНТ ПРОВЕДЕНИЯ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА ЦЕНОВЫХ ЗАЯВОК НА СУТКИ ВПЕРЕД, Приложение № 7 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
7. Изменения, связанные с определением штрафуемых объемов мощности по договорам с новыми АЭС и ГЭС (РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ, ПРОДАВАЕМОЙ ПО ДОГОВОРАМ О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ МОЩНОСТИ, Приложение № 6.7 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
8. Изменения, связанные с ограничением объема фактически поставленной мощности для ГТП генерации участника оптового рынка, не получивших права на торговлю электрической энергией (мощностью), не должны получать оплату мощности (РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ ФАКТИЧЕСКИ ПОСТАВЛЕННОЙ НА ОПТОВЫЙ РЫНОК МОЩНОСТИ, Приложение № 13 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
9. Изменения, связанные с распределением норматива на собственные нужды на ГТП генерации для расчета авансов в РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ ПОКУПКИ И ПРОДАЖИ МОЩНОСТИ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ (Приложение № 13.2 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
10. Изменения, связанные с распределением объемов регулируемых договоров по ГТПГ станций с 1 января 2011 года (РЕГЛАМЕНТ ПОДАЧИ УВЕДОМЛЕНИЙ УЧАСТНИКАМИ ОПТОВОГО РЫНКА, Приложение № 4 к Договору, дата вступления в силу 1 января 2011 года и действуют по 31 марта 2011 года).
11. Изменения, связанные с уточнением порядка расчета авансовых платежей на РСВ по договорам купли-продажи/комиссии на РСВ в январе 2011 года (Временный Регламент обеспечения торговли электрической энергией и мощностью на оптовом рынке в январе – марте 2011, Приложение № 20 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
12. Изменения, связанные с уточнением порядка заявления поставщиками оптового рынка капитальных затрат на модернизацию объектов генерации по ДПМ и проверки экономической обоснованности указанных затрат (РЕГЛАМЕНТ ПРОВЕРКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОБОСНОВАННОСТИ ЗАЯВЛЕННЫХ ПОСТАВЩИКАМИ ОПТОВОГО РЫНКА КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ НА МОДЕРНИЗАЦИЮ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ, МОЩНОСТЬ КОТОРЫХ ПОСТАВЛЯЕТСЯ ПО ДОГОВОРАМ О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ МОЩНОСТИ, Приложение № 19.6 к Договору, дата вступления в силу -24 декабря 2010 года).
13. Изменения, связанные с уточнением порядка определения объемов, фиксируемых в ДПМ и договорах ГЭС/АЭС в отношении ГТП потребления, зарегистрированных на ОРЭМ с 1 января 2011 года (РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ МОЩНОСТИ, ПРОДАВАЕМОЙ ПО ДОГОВОРАМ О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ МОЩНОСТИ, Приложение № 6.7 к Договору, дата вступления в силу -24 декабря 2010 года).
14. Уточнение порядка определения предельного объема действующего оборудования с целью недопущения необоснованного завышения предельного объема поставки мощности действующего генерирующего оборудования (РЕГЛАМЕНТ АТТЕСТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ, Приложение № 19.2 к Договору, дата вступления в силу -1 января 2011 года).
Источник- сайт Совета рынка http://www.np-sr.ru/ .