Стратегия участия Компании на долгосрочном рынке мощности

Стратегия участия Компании
в долгосрочном рынке мощности
Управление оптовой торговли
электроэнергией
Чалбышев А.В.
Моя Карьера – 2009 (декабрь)
1
ОПТОВЫЙ РЫНОК В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
Торговля : электроэнергией и
мощностью
С 2006г по 2011г - поэтапная либерализация
оптового рынка
100%
80%
Переходный период
формирование условий
целевого рынка мощности
60%
50%
Увеличение доли свободного рынка
(без учета доли населения)
привлечение инвестиций в отрасль
30%
25%
10%
15%
5%
0%
целевая
модель
переходный период
с 1 сент.
2006
с 1 янв.
2007
с 1 июля
2007
с 1 янв.
2008
с 1 июля
2008
с 1 янв.
2009
с 1 июля
2009
с 1 янв.
2010
с 1 июля
2010
с 1 янв.
2011
2
СЕКТОР ТОРГОВЛИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ
Рынок
двусторонних
договоров
(РДД)
Рынок «на
сутки вперед»
(РСВ)
Балансирующий
рынок (БР)
краткосрочный план
прогнозируемый объем
краткосрочный план
объем по прямому догов ору
объем по прямому договору
• Стороны
договоров
фиксируют цены и
график поставки
•Регулируемые
договора: объем и
цена
устанавливаются
государством
• Участники в общем аукционе
конкурируют за полный объем
выработки генераторов на
основе поданных ценовых
заявок
• Узловое маржинальное
ценообразование с учетом
потерь и системных
ограничений
• Результаты аукциона почасовые плановые графики
производства/потребления на
следующие сутки
фактический график поставки
• Оплата отклонений
факта от плана на
основе конкурентного
ценообразования
• Участвуют заявки РСВ
генераторов,
потребителей с
рег.нагрузкой +
оперативные
ценопринимающие
заявки (ОЦПЗ)
Такая конструкция рынка позволяет максимально учесть
интересы поставщиков и покупателей
3
СЕКТОР ТОРГОВЛИ МОЩНОСТЬЮ
Особенности рынка электроэнергии:
1) большая длительность инвестиционного
цикла (риск невозврата инвестиций)
2) краткосрочность периода пиковой
нагрузки (не хватает средств на
поддержание)
3) невозможность «складирования»
- Регулярные кризисы дефицита
мощностей
- Многократный рост цены в
пики (либо физические
ограничения потребления)
Рынок мощности (РМ),
обеспечивающий долгосрочную надежность
Мощность – «особый товар, … предоставляет субъекту право
требования обеспечения готовности оборудования…
Цель введения рынка мощности – обеспечение в долгосрочной
перспективе достаточности генерирующих мощностей
В целевом рынке мощности не гарантируется
оплата всей имеющейся в системе
генерирующей мощности (сейчас полная
оплата, «отсутствие» конкуренции):
мощность будет оплачиваться только в объеме,
необходимом для покрытия прогнозируемого
потребления с учетом резерва
!
4
ПРОДАЖА МОЩНОСТИ СЕГОДНЯ
Объект продажи: МАКСИМАЛЬНАЯ РАСПОЛАГАЕМАЯ МОЩНОСТЬ (МРМ).
< 1 декабря года Z-1
Определение
объема
продаваемой < 10 декабря года Z-1
мощности
декабрь года Z-1
до 31 декабря года Z-1
(на все месяцы года Z)
Продажа
мощности
до конца месяца N-2
до 25 числа месяца N-1
МРМ: Баланс ФСТ
МРМ: отобранная на КОМ
МРМ: аттестованная СО
РД
СДЭМ(нб)
биржа
после месяца N
после месяца N
Определение
стоимости
проданной
мощности
после месяца N
до 17 числа
месяца N+1
ЦФР
снижение качества мощности (пересчет цены)
соглашение генераторов
(компенсация убытков)
Объем (стоимость) проданной мощности в месяце N
5
Цена, тыс.руб/МВт
КОНКУРЕНТНЫЙ ОТБОР МОЩНОСТИ (КОМ)
Объем, прошедший КОМ
Требуемый объем мощности
КОМ:
1- относительно всех заявок
2- по оставшимся
По фактической цене КОМ
потребители оплачивают
лишь остаточный объем
потребления мощности,
т.е. не купленный по РД,
СДЭМ (бирж+внбирж),
гэс/аэс
200
Проданное по
двусторонним
договорам
100
0
20
40
Объем предложения, ГВт
Предварительная
средневзвешенная цена
поставщиков,
прошедших КОМ (кроме
ГЭС/АЭС)
100
120
6
ЗАДАЧИ
РМ С УЧЕТОМ ТЕКУЩЕЙ СИТУАЦИИ
Сложившаяся ситуация:
Руб./МВтч
Предлож-е
1)
2)
3)
4)
5)
6)
обязательства по вводу мощностей (ДПМ, ГЭС, АЭС)
временное снижение спроса
энергетика – основа развития промышленности
низкая эффективность генерации
неопределенность в обеспечении долгосрочной надежности
у энергетики низкая инвестиционная привлекательность
Спрос
МВт.ч
Формирование рынка мощности, обеспечивающего:
1) поддержание надежности энергосистемы
2) прогнозируемость и исключение резких всплесков цен
3) повышение эффективности генерации
4) гарантии оплаты новой мощности и снятие риска возврата
инвестиций
5) повышение конкурентности на рынке э/э и мощности
6) обеспечение достаточности генерации в случае увеличения
потребления
Долгосрочный рынок мощности (ДРМ) –
конкурентный отбор заявок за 4 года до поставки мощности
7
ОСОБЕННОСТИ ДРМ
Организация ДРМ
- Для предупреждения дефицита генерации определяется объем мощности,
который потребуется в системе через несколько лет – прогнозный спрос
- Для удовлетворения спроса на мощность на долгосрочном или корректировочном
конкурентном отборе (ДКОМ, ККОМ) из всех предлагаемых отбираются наиболее
экономически эффективные проекты (на 4 года вперед)
- По итогам КОМ (в рамках отдельной зоны свободного перетока (ЗСП)):
для отобранных объемов гарантируется оплата мощности
(для действующей – 1 год; для новой – 15 лет;
не отобранная на КОМ мощность не оплачивается)
- Если рынок мощности не обеспечивает удовлетворение спроса, то
проводится отбор инвестиционных проектов на строительство объектов,
предусматривающих выполнение инвестиционных обязательств
- После прохождения КОМ обеспечивается гарантированный возврат только
части инвестиций
- Возврат оставшейся части инвестиций осуществляется на рынке на сутки
вперед. В условиях высокой неопределенности рыночных цен существует риск
недополучения плановой выручки и, как следствие, недоокупаемость проекта
Основная проблема –
не определены окончательно правила ДРМ !!!
8
НАПРАВЛЕНИЕ КОМПАНИИ
Одна из основных целей Компании:
увеличение рыночной доли
за счет строительства новых мощностей
пути её достижения
Поиск потребителей заключение свободных
двусторонних договоров
(СДЭМ)
?
Участие в
долгосрочном
рынке мощности
(ДРМ)
Что приоритетнее для
9
Цена, тыс.руб/МВт
НЕОБХОДИМОСТЬ УЧАСТИЯ В ДРМ
- небольшое увеличение конечной
Потребление
цены мощности для потребителей
Перспектива
заключения
договоров НИЗКАЯ
200
Планируемые к введению
мощности
ПРЕДЕЛЬНЫЙ УРОВЕНЬ
Средневзвешанная цена
с учетом планирования
Действующая цена
100
Действующие мощности
ДДМ+КОМ
0
20
40
Объем предложения, ГВт
ДКОМ
100
120
10
ПЕРСПЕКТИВА РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТОВ
С 2011 года строительство новых объектов возможно:
1. По договорам о предоставлении мощности (ДПМ) –
обязанности о вводе мощности поставщиками, созданными
путем реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России»
2. В соответствии с инвестпрограммами деятельности
«Росатом» и «Русгидро» (АЭС, ГЭС)
3. На основе мощностей, вводимых с 2011 г. и
предусматривающих, в т.ч., выполнение
инвестиционных обязательств (при ДКОМ,
не обеспечивающем удовлетворение спроса)
4. Поставщиками, функционирующими в вынужденном режиме
(3 и 4 - формирование перспективного
технологического резерва)
5. После прохождения ДКОМ (ККОМ)
ККОМ, если: - увеличение прогнозного потребления > чем на 5%
- нарушение поставщиком обязательств > чем на 12 мес.
- аварийный вывод генерирующих объектов
11
КРИТЕРИИ УЧАСТИЯ В ДКОМ и ККОМ
1.
Ценовая заявка, соответствующая требованию об экономической
обоснованности размера ежемесячной платы за мощность (Методика-?)
2. Учет предельного размера цены за мощность (не установлен)
Инвестиционная программа
Наименование
1.
Парогазовая ТЭС в
Усть-Кутском районе
2.
Расширение Н-ЗТЭЦ
угольным (газовым)
блоком
Газотурбинные ТЭЦ в
Иркутске
3.
4.
:
Кол-во блоков,
мощность
3 блок по 400 МВт
Итого 1200 МВт
ближайшие 4-5 лет
2 блока по 160 МВт
Итого 320 МВт
3 ТЭЦ по 100 МВт
Итого 300 МВт
Угольная электростанция
в Тайшетском районе
330 МВт
Итого:
2150 МВт
?
Как возможно
участие в ДРМ
12
МЕТОДИКА ПРОВЕРКИ ЦЕНОВЫХ ЗАЯВОК
Методика проверки соответствия ценовых заявок на продажу
мощности требованию об экономической обоснованности
размера ежемесячной платы за единицу мощности (Методика)
принята 26.11.2009 (расчет цены по методологии RAB)
( Редакция НП «Совет рынка»
+
Редакция Палаты поставщиков )
Расчет ежемесячного платежа (SN) при строительстве
парогазовой ТЭС в Усть-Кутском районе :
по Методике
Для окупаемости
SN 1 = 730,2 тыс.руб./МВт в месяц
SN 2 = 805,3 тыс.руб./МВт в месяц
Основные недостатки методики:
1. Учет прибыли РСВ
Коэффициент задается, а не высчитывается
2. Капитальные затраты
Занижен норматив, не учитывает сложность
строительства в сибирских условиях
3. Постпроектная
стоимость
Не учитывается необходимость вложений в
реконструкцию, модернизацию, демонтаж
4. Стоимость капитала
(WACC)
Не отражена реальная структура заемного и
собственного капиталов относительно проекта
13
ПРЕДЕЛЬНЫЙ РАЗМЕР ЦЕНЫ ЗА МОЩНОСТЬ
2. Большой объем
инвестиционных
обязательств по ДПМ +
новые АЭС, ГЭС
(примерно до 2020 г.)
1.
Снижение
спроса на
мощность
Частичный отказ из-за
невостребованности
(штраф - 25% стоимости
объема мощности)
3. Порядок определения
предельного размера
цены (МинЭнерго) :
1. Из принципа компенсации
наименьшей стоимости
увеличения мощности
2. Ежегодная индексация
(на основе истекшего года)
Ожидается заниженный предельный уровень
(по разным оценкам 200-250 тыс.руб./МВт) – «ЗАПРЕТНЫЙ»
при этом
ценовые заявки новых проектов
> 500 тыс. руб./МВт,
поэтому большая вероятность непопадания в ДКОМ
14
ПУТЬ ДЛЯ КОМПАНИИ
Приоритетный для компании путь участия в ДРМ
Предпосылки:
- Освоение нефтяных и газовых месторождений Иркутской области
является одним из ключевых факторов развития региона
- Необходимость утилизации попутного газа и его низкая ценность
в качестве сырья для газохимии, определяют его использование в
качестве дешевого топлива для объектов генерации (в Усть-Куте)
Действия:
- Совместно с ОАО «Газпром», ОАО «СИБУР Холдинг» убедить
Системного оператора в необходимости строительства ТЭС в Усть-Куте,
обосновать востребованность
(при освоении нефтегазовых месторождений, соответственно
нехватке генерации и в обеспечение надежности
регистрация отдельной ЗСП и проведение ДКОМ)
Обеспечить готовность к участию в локальной конкуренции по
отбору инвестиционных проектов (с использованием конкурентных
территориальных преимуществ ИЭ), в т.ч. за счет взаимодействия с
администрацией области
на основе мощностей, вводимых с 2011 г.
и предусматривающих, в т.ч., выполнение инвестиционных
обязательств (обеспечивается компенсация до 75% затрат)
15
ВЫВОДЫ ПО ДРМ
- Продать мощность с 2011 г. возможно
только посредством ДРМ
- Для строительства новых объектов
необходимо участвовать в ДРМ
- Правила ДРМ до сих пор не определены,
постоянно откладывается срок их принятия, на
данный момент множество «развилок»
(проект постановление правительства по ДРМ,
предельный уровень цены)
- На фоне сложившегося финансового кризиса и большого количества
ДПМ участие в ДРМ на основе прохождения ДКОМ для компании под
сомнением
- Есть возможность реализации части проектов на основе мощностей,
вводимых с 2011 г. и предусматривающих, в т.ч., выполнение
инвестиционных обязательств
16
РЕКОМЕНДАЦИИ
- Мониторинг сложившейся ситуации на энергетическом рынке
(ограничения по оплате, вносимые государством; координация
действий в зависимости от изменений уровня спроса)
- Вносим рекомендации в «развилки» относительно правил ДРМ (на
текст
примере ОАО «Газпром») с помощью ООО «ЕвроСибЭнерго» и
представителей в наблюдательном совете НП «Совет рынка»
- Необходимо взаимодействие с администрацией области для
обеспечения приоритетного положения (относительно возможного
специального отбора) при начале газификации региона
- Рассматриваем возможность регистрации отдельной ЗСП на севере
области
- Необходимо достижение договоренности с
ОАО «Газпром», ОАО «СИБУР Холдинг» о совместном
строительстве и синхронизации сроков
- Необходимо оценить уровень ценовых заявок
конкурентов относительно строительства объектов
генерации в Иркутской области
-…
17
Благодарю за внимание!
18