21.04.2010 Долгосрочный рынок мощности Постановление
advertisement
21.04.2010 Долгосрочный рынок мощности Постановление Правительства РФ №238 от 13 апреля 2010 года утверждающее ценовые параметры Долгосрочного рынка мощности в совокупности с Постановлением Правительства №89 «О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности)», полностью определяют Правила функционирования Долгосрочного рынка мощности. Введение модели Долгосрочного рынка мощности призвано решить ряд задач, важнейших как для развития электроэнергетики, так и для экономики страны в целом. Содержание: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. Что такое мощность Цели введения рынка мощности Какие задачи решает Долгосрочный рынок мощности Устройство рынка мощности до 2011 года Основные положения Долгосрочного рынка мощности Ценовые параметры Долгосрочного рынка мощности Договоры предоставления мощности 1. Что такое мощность На оптовом электроэнергетическом рынке осуществляется торговля двумя товарами – электроэнергией и мощностью. Мощность – особый товар, покупка которого предоставляет участнику оптового рынка право требования обеспечения готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии установленного качества в количестве, необходимом для удовлетворения потребности в электрической энергии данного участника. Раздельная торговля электрической энергией и мощностью позволяет, с одной стороны, сгладить колебания цен на электроэнергию для конечного потребителя и обеспечить средний уровень цен на электрическую энергию на более низком уровне, чем в условиях торговли только электроэнергией. С другой стороны, наличие рынка мощности предоставляет инвесторам возможность точнее прогнозировать возмещение затрат на строительство генерирующих мощностей. 21.04.2010 2. Цели введения рынка мощности При продаже электрической энергии поставщикам необходимо компенсировать как переменные (топливные) затраты электростанций на производство электрической энергии, так и условно-постоянные затраты (ремонт оборудования, оплата труда персонала и т.д.). Компенсация полных затрат возможна как путём продажи одного товара – электрической энергии (применяется в странах Европы, Австралии и др.), так и двух товаров – электрической энергии и мощности (рынки США, Южной Америки). При торговле двумя товарами правила торговли и формирования цен на эти товары предусматривают компенсацию переменных затрат поставщика на производство электрической энергии в составе платежа за электрическую энергию и условно-постоянных затрат в составе платежа за мощность. На электроэнергетических рынках, где торговля осуществляется только одним товаром, оплата поставленной электрической энергии содержит в себе как условно-постоянные, так и переменные затраты. Однако величина этих затрат определяется отдельно для каждого торгового часа и не несёт в себе необходимых долгосрочных ценовых сигналов для покупателей и потенциальных инвесторов в энергетику. Отличительной чертой рынка электрической энергии от рынка двух товаров являются значительные сезонные и суточные колебания цен на электрическую энергию. Рынки, на которых торгуются электрическая энергия и мощность позволяют избежать ценовых всплесков на электрическую энергию. Данный эффект обусловлен тем, что платёж за мощность покрывает значительную долю условно-постоянных затрат поставщиков, снижая цены на электрическую энергию. Наиболее сильно эффект рынка двух товаров сказывается в пиковые часы, когда происходит загрузка пиковой генерации, поскольку в рынке одного товара поставщики – владельцы пиковой генерации должны окупить свои полные затраты в немногие часы загрузки генерирующего оборудования. Отдельная оплата мощности позволяет захеджировать риски неполучения поставщиком средств на покрытие условно-постоянных расходов, а также обеспечить возврат инвестиций в модернизацию и строительство новых генерирующих объектов - мощность выступает в роли финансового производного инструмента. В этой связи в условиях прогнозируемого роста потребления и угрозы дефицита мощности (ввиду сильного износа генерирующего оборудования) рынок двух товаров более привлекателен для инвесторов. Сегодня торговля мощностью занимает значительную долю в обороте оптового рынка электрической энергии (мощности). В настоящее время выручка от продажи мощности составляет в среднем 50% в объеме годовой выручки генерирующих компаний. В 2009 году годовой оборот оптового рынка мощности составил порядка 331 млрд. рублей. 2 21.04.2010 Средства, получаемые генерирующими компания от продажи мощности, идут на поддержание генерирующих мощностей в рабочем состоянии, на возврат средств, потраченных на модернизацию и на строительство новых мощностей. При этом следует отметить, что сегодня на рынке функционирует значительное количество генерирующих объектов с истекшим или подходящим к концу сроком службы. Порядка 60% генерирующих мощностей требуют срочной и глубокой модернизации. 3. Какие задачи решает Долгосрочный рынок мощности К задачам, которые призвано решить введение Долгосрочного рынка мощности, относятся: обеспечение долгосрочной надежности – предупреждение дефицита в энергосистеме, формирование наиболее эффективной структуры генерации. Долгосрочный рынок мощности позволит повысить инвестиционную привлекательность отрасли через обеспечение долгосрочных гарантий поставщикам и стимулирует инвестиционный процесс в создание и модернизацию основных энергетических фондов. Кроме того, посредством рынка мощности будет минимизирована совокупная стоимость электроэнергии и мощности для потребителей и начнется активное формирование региональных ценовых сигналов для развития генерации, потребления и сетей. Долгосрочный рынок мощности обеспечит генерирующим компаниям гарантию оплаты той мощности, которая была отобрана на конкурентном отборе. Рыночную гарантию оплаты мощности также получат новые генерирующие объекты, строящиеся в соответствии с договорами о предоставлении мощности. Отбор наиболее эффективных генерирующих объектов, создаст стимулы к совершенствованию генерирующего оборудования, повышению его эффективности и поддержанию его в работоспособном состоянии. Неэффективные генерирующие объекты в долгосрочном рынке мощности будут выведены из эксплуатации. Однако в случае, если дальнейшее функционирование таких станций необходимо для обеспечения надежной работы энергосистемы, они будут получать оплату электроэнергии и мощности по ценам, которые установит им ФСТ, исходя из их производственных затрат. Помимо этого, новые правила рынка мощности формируют долгосрочные ценовые сигналы, которые гарантируют поставщикам как минимум безубыточную деятельность на оптовом рынке, а при высокой эффективности генерирующего оборудования – получение значительной прибыли. Все это в совокупности значительно повышает инвестиционную привлекательность электроэнергетической отрасли. 3 21.04.2010 4. Устройство рынка мощности до 2011 года До 1 сентября 2006 года поставщики на оптовом рынке получали оплату электрической энергии и мощности своих электростанций по двуставочному тарифу, утверждаемому ФСТ России. При этом покупатели не оплачивали мощность отдельно; оплата мощности включалась в стоимость электрической энергии, которая оплачивалась по одноставочному тарифу, утверждаемому ФСТ России. С 1 сентября 2006 на оптовом рынке была введена модель регулируемых договоров. Электрическая энергия и мощность стали раздельными объектами торговли не только с точки зрения поставщиков, но и с точки зрения покупателей. У покупателей на оптовом рынке появились обязательства купить определённый объём мощности. Для поставщиков были введены обязательные требования по готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии. Невыполнение этих требований, которые действуют и сегодня, приводит к уменьшению стоимости мощности поставщика. После запуска модели регулируемых договоров с 2007 года началась либерализация торговли электрической энергией путем постепенного снижения объемов электрической энергии, продающейся по регулируемым государством ценам по регулируемым договорам. При этом покупка и продажи мощности осуществлялась по регулируемым ценам в полном объеме. С 1 июля 2008 был запущен рынок мощности переходного периода, вместе с которым вступили в силу механизмы торговли мощностью по свободным (нерегулируемым) ценам и началась либерализация торговли мощностью. Темпы либерализации торговли мощностью были синхронизированы с темпами либерализации торговли электрической энергии. На оптовом рынке предусмотрены следующие механизмы торговли мощностью по свободным (нерегулируемым) ценам: покупка/продажа мощности по итогам конкурентного отбора мощности и покупка/продажа мощности по свободным договорам купли-продажи электрической энергии и мощности. Ежегодно Системный оператор проводит конкурентные отборы мощности на последующий год, по итогам которых гарантированно отбирается вся мощность генерирующих объектов, включенных Федеральной службой по тарифам (ФСТ) в прогнозный баланс на год, на который проводится конкурентный отбор, при условии, что заявки, поданные в отношении них на конкурентный отбор, удовлетворяют требованиям Правил оптового рынка. Правилами оптового рынка переходного периода предусмотрено, что цена в заявке, поданной на конкурентный отбор мощности в отношении генерирующего объекта, учтенного в прогнозном балансе ФСТ на 2007 4 21.04.2010 («старая» мощность) год, не может превышать установленный ФСТ России в отношении соответствующего объекта тариф на мощность на год, на который проводится отбор. Цена в заявке, поданной на конкурентный отбор мощности в отношении нового генерирующего объекта, не учтенного в прогнозном балансе ФСТ на 2007 год и введенного (планирующегося ко вводу) в эксплуатацию после 2007 года («новая» мощность), должна быть экономически обоснованной. Проверка обоснованности цены мощности осуществляется НП «Совет рынка». Свободные договоры купли-продажи электрической энергии и мощности, предусмотренные рынком мощности переходного периода, могут заключаться как по итогам биржевых торгов (биржевые), так и за пределами биржи (внебиржевые). При этом Правилами оптового рынка переходного периода предусмотрен ряд ограничений на заключение свободных договоров: биржевые свободные договоры могут заключаться только между поставщиком и покупателем, расположенными в одной зоне свободного перетока, или расположенными в разных зонах при условии, что объем такого договора не превышает объем возможной поставки из зоны свободного перетока поставщика в зону покупателя по договору, определенный для поставщика по договору; внебиржевые свободные договоры могут заключаться только - между контрагентами по регулируемым договорам и на объем, не превышающий либерализованную часть соответствующего регулируемого договора, - с новыми генерирующими объектами, вводимыми в эксплуатацию после 2007 года. К основными недостаткам рынка мощности переходного периода можно отнести следующие: 1. отбору и оплате подлежит вся включенная в прогнозный баланс (вся функционирующая на оптовом рынке) мощность – потребители несут повышенную финансовую нагрузку по оплате старых, аварийных мощностей; 2. конкурентный отбор мощности проводится на один год вперёд, что не позволяет предупредить дефицит мощности, принять участие в таком отборе еще не построенным генерирующим объектам; 3. отсутствуют долгосрочные ценовые сигналы о дефиците генерирующей мощности в том или ином регионе; 4. в рамках рынка мощности переходного периода не решается задача минимизации оплаты электрической энергии и мощности потребителями. 5 21.04.2010 5. Основные положения Долгосрочного рынка мощности Запуск долгосрочного рынка мощности призван решить ряд важнейших для развития электроэнергетики и экономики страны в целом задач. 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. Долгосрочный конкурентный рынок мощности вводится на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка (первая ценовая зона – Европа и Урал, вторая ценовая зона - Сибирь): Ценовые зоны разбиваются на зоны свободного перетока – территории, на которых отсутствуют существенные ограничения на передачу мощности. Также для целей торговли мощностью устанавливаются планируемые ограничения поставок мощности между зонами свободного перетока. В основе долгосрочного рынка лежат ежегодно проводимые конкурентные отборы мощности на четыре года вперед (т.е. на год, который наступит через четыре полных года после конкурентного отбора). Конкурентные отборы мощности проводит системный оператор. Для того чтобы определить, какая мощность будет необходима в энергосистеме через четыре года, системный оператор определяет (с учетом заявок крупных потребителей) прогноз и структуру потребления, величину необходимого резерва и задает кривую спроса. 6 21.04.2010 Поставщики для участия в конкурентном отборе мощности подают ценовые заявки на продажу мощности, формируя кривую предложения. Анализ конкурентной ситуации на рынке мощности показывает, что во многих зонах свободного перетока конкурентный отбор мощности будет проводиться в условиях ограниченной конкуренции. В связи с этим предусматриваются меры по недопущению манипулирования субъектами оптового рынка ценами на мощность. Такие меры предусматриваются как на этапе подготовки к проведению конкурентного отбора мощности, так и непосредственно при проведении конкурентного отбора, а также после его окончания. На этапе подготовки к конкурентному отбору: ФАС России проводит анализ конкуренции в зонах свободного перетока и определяет: - зоны свободного перетока с ограниченной конкуренцией – при проведении отбора мощности используется предельный уровень, утверждаемый Правительством РФ; - зоны свободного перетока, в которых есть конкуренция – отбор проводится без предельного уровня. Участники оптового рынка направляют в ФАС России сведения об аффилированности (после выхода соответствующего постановления Правительства РФ о правилах антимонопольного контроля). По итогам анализа представленных сведений ФАС может определить особые условия участия в конкурентном отборе некоторых поставщиков. На этапе проведения отбора осуществляется контроль экономической обоснованности цен в заявках поставщиков. После проведения отбора при выявлении ФАС случаев манипулирования ценами возможна отмена результатов конкурентного отбора по решению Наблюдательного совета НП «Совет рынка» и проведения повторного отбора. Порядок проведения конкурентного отбора зависит от того, была ли признана ФАС необходимость использования предельного уровня при проведении конкурентного отбора в зоне свободного перетока. В зонах свободного перетока, где используется предельный уровень: - поставщики подают заявки с ценами, не выше предельного уровня цены на мощность, формируя кривую предложения (заявки с ценами выше предельного уровня не рассматриваются); - отбирается мощность генерирующих объектов, технические параметры которых обеспечивают функционирование энергосистемы. 7 21.04.2010 Спрос Спрос Цена Предельный уровень цены Цена конкурентного отбора Мощность Мощностьне непрошла прошла отбор отбор–– не небудет будетоплачена, оплачена, если еслине неотнесена отнесенакк «вынужденным» «вынужденным» генераторам генераторам Приоритетно учитываются объемы Приоритетно учитываются объемы обязательных обязательныхинвестиционных инвестиционных проектов проектов(ДПМ, (ДПМ,новые новыеАЭС АЭСииГЭС) ГЭС) Объем Отобранный Отобранныйобъем объеммощности мощности В зонах свободного перетока, где не используется предельный уровень: - поставщик, владеющий значительной долей генерации в ЗСП, может подать ценовую заявку только на объем мощности, не превышающий 15% (10% во 2-ой ценовой зоне) мощности в ЗСП, а на остальной объем – подается ценопринимающая заявка. - 15% наиболее дорогого предложения (10% во 2-ой ценовой зоне) не формирует маржинальную цену конкурентного отбора. - отбирается мощность, генерирующих объектов, технические параметры которых обеспечивают функционирование энергосистемы, НО цена отбора определяется без учета технических параметров. Определение цены без учета технических параметров Отбор с учетом технических параметров Спрос Спрос Цена Оплата по минимуму из заявки и тарифа Маржинальная цена конкурентного отбора Приоритетно учитываются Приоритетно учитываются ● ДПМ, новые АЭС и ГЭС ● ДПМ, новые АЭС и ГЭС ● Ценопринимающие заявки ● Ценопринимающие заявки 15% 15%самого самого дорогого дорогого предложения предложения Объем л Оп рж ма о ап ат ал ин не це й о ьн Не отобраны Не отобраны Объем На конкурентном отборе отбирается мощность в объеме, обеспечивающем удовлетворение прогнозируемого потребления с необходимым резервом, производимая генерирующими объектами, технические параметры которых обеспечивают бесперебойное функционирование энергосистемы, и при этом дающая минимальную стоимость для покупателей. 8 1 21.04.2010 По итогам конкурентных отборов определяются цены и объемы мощности, отобранной для поставки на оптовый рынок в году, на который проводился конкурентный отбор. Цены мощности определяются для каждой зоны свободного перетока. Поставщики, мощность которых отобрана на конкурентном отборе, имеют обязательства по обеспечению готовности своих генерирующих объектов к работе и в случае выполнения этих обязательств получают гарантию оплаты мощности в течение года, на который проводился отбор, по цене, определенной по итогам конкурентного отбора. При проведении конкурентных отборов в приоритетном порядке учитывается мощность генерирующих объектов, строящихся в соответствии с договорами о предоставлении мощности (ДПМ), а также новых генерирующих объектов АЭС и ГЭС, строящихся в соответствии с утвержденными государством инвестиционными программами. Действующие АЭС и ГЭС участвуют в конкурентных отборах мощности на общих основаниях, однако для них в рынке мощности предусмотрен ряд особенностей: в 2011-2012 годах возможна надбавка к цене мощности действующих АЭС и ГЭС в качестве инвестиционной составляющей на строительство новых объектов, которая устанавливается ФСТ России (впоследствии выплаченные средства будут учтены при установлении цены мощности для новых генерирующих объектов АЭС и ГЭС); с 2013 года – в случае нехватки средств, получаемых от продажи электрической энергии и мощности на оптовом рынке, на безопасную эксплуатацию АЭС и ГЭС, к рыночной цене мощности для таких станций в следующем периоде ФСТ России устанавливается надбавка. Мощность новых генерирующих объектов АЭС и ГЭС продается по договорам, аналогичным ДПМ, со следующими особенностями: - предоставляется возможность нештрафуемой отсрочки ввода в промышленную эксплуатацию генерирующих объектов АЭС и ГЭС в пределах 1 года (при уведомлении об этом за год до исходной даты ввода в эксплуатацию); - цену на мощность для новых объектов АЭС и ГЭС устанавливает ФСТ, при этом должна быть учтена выручка от продажи электроэнергии и объем средств, полученных в рамках ЦИС или инвестиционной составляющей тарифа; - срок действия договоров, по которым продается мощность новых АЭС и ГЭС – 20 лет при расчетном сроке окупаемости – 30 лет. 6. Ценовые параметры долгосрочного рынка мощности Ценовые параметры долгосрочного рынка мощности утверждены Постановлением Правительства №238 от 13 апреля 2010 года. 9 21.04.2010 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, 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. рублей за МВт в месяц, а для Второй – 120,35 тыс. рублей 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. рублей 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. рублей; - при мощности менее 250 МВт, но не менее 150 МВт – 34,44 тыс. рублей; - при мощности менее 150 МВт – 41,85 тыс. Рублей, а для типового генерирующего объекта угольной генерации: - при мощности более 225 МВт – 49,175 тыс. рублей; - при мощности менее 225 МВт – 53,45 тыс. рублей. 10 21.04.2010 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%. 7. Договоры предоставления мощности В рамках реформирования РАО ЕЭС России были сформированы генерирующие компании (ОГК/ТГК), контрольные пакеты акций которых в рамках выкупа дополнительных эмиссий были приобретены новыми собственниками. Цены продажи акций и объемы эмиссий были рассчитаны исходя из необходимости обеспечить финансирование инвестиционных программ, список которых был первоначально утвержден Советом директоров РАО ЕЭС России. ОГК/ТГК и, в их лице, их основные собственники имеют безусловную обязанность по исполнению инвестиционных программ. Модель рынка мощности содержит набор положений, стимулирующих заключение и исполнение Договоров о предоставлении мощности. К стимулам относится: конструкция ДПМ, повышающая уровень гарантий оплаты мощности; в случае подписания ДПМ включенные в них объекты учитываются в приоритете на конкурентных отборах мощности по отношению к действующей и иной новой генерации; оплата возведенных или модернизируемых по ДПМ объектов будет осуществляться в течение 10 лет по гарантированной цене, исходя из расчетной окупаемости в 15 лет. Одновременно с набором плюсов от подписания и выполнения условий ДПМ, постановлением вводится ряд ограничений для тех, кто не выполняет обязательства по инвестиционной программе: 11 21.04.2010 не подписание ДПМ или просрочка выполнения обязательств более чем на год приводят к ограничению ценовой стратегии поставщика по участию в конкурентном отборе мощности и продаже отобранной мощности по тарифу в случае неисполнения или несвоевременного исполнения ДПМ ОГК/ТГК несут ответственность из расчета 25% от стоимости инвестиционной программы за каждый объект строительства или модернизации. В общих чертах договорная конструкция ДПМ выглядит следующим образом: - ОГК/ТГК заключают агентский договор по типу поручения с Клиринговой организацией (ЗАО «ЦФР») для организации продажи мощности покупателям – субъектам оптового рынка; - клиринговая организация заключает Договоры о предоставлении мощности на оптовый рынок (ДПМ) c покупателями – субъектами оптового рынка от имени и по поручению ОГК/ТГК; - сторонами Агентского договора являются также Системный оператор, Администратор торговой системы и НП «Совет рынка». Плата за мощность по ДПМ зависит от региона, типа топлива и установленной мощности генерирующего объекта, и рассчитывается с учетом WACC (Weighted Average Cost of Capital – средневзвешенная стоимость капитала) в размере 14%. Плата за мощность для вводимых по ДПМ объектов, тыс.руб./МВт·месяц: При определении цены мощности по ДПМ к величине типовых капитальных затрат поставщиков кроме климатического применяются иные коэффициенты: сейсмичности (1,06 – 1,13 для различных зон сейсмического районирования) отсутствие резервного топлива (0,95 при отсутствии резерва) Также по специальной методике учитываются доходы с рынка электроэнергии. 12 21.04.2010 Если генерирующие объекты не были отобраны на конкурентном отборе мощности, то мощность таких объектов не оплачивается, за исключением случая, когда вывод объекта из эксплуатации временно невозможен по технологическим причинам (теплоснабжение, гидросооружения, недостаточная пропускная способность электрической сети и т.п.). Для таких объектов предусматривается участие в оптовом рынке по тарифам (продажа и электрической энергии и мощности по тарифам, установленным ФСТ России). Описанная модель долгосрочного рынка мощности должна дать значительный положительный макроэкономический эффект. Во-первых, она должна привести к улучшению инвестиционного климата в электроэнергетике России, чему способствуют: появление долгосрочных ценовых параметров рынка и уровней оплаты по объектам ДПМ; переход на систему долгосрочных договоров купли – продажи мощности (ДПМ и договоры по итогам КОМ); формирование региональных ценовых сигналов, а также уровней и условий оплаты, стимулирующих модернизацию действующих мощностей. Во-вторых, должна значительно повыситься привлекательность рыночных механизмов ценообразования для потребителей, в первую очередь вследствие: повышения прозрачности ценообразования на мощность; внедрения новых качественных и стоимостного критериев в систему отбора генерирующих мощностей и, как результат, сокращения числа неэффективных электростанций; появления возможности долгосрочного прогнозирования цены на мощность и управления своими затратами на электропотребление. 13
