Современные российские генерирующие компании: Александра Панина

Современные российские генерирующие компании:
основные задачи, проблемы и перспективы работы на ОРЭМ
Александра Панина
Раздел 1:
Развитие рынка мощности
Реформа РАО ЕЭС: цели, задачи, результаты:
3
Проблема дефицита генерирующих мощностей решена
Крест Чубайса
Баланс установленной мощности (с учетом выбытия)
и потребности в генерации
Динамика изменения объемов в КОМ 2014-2019 гг.
(«базовый вариант» прогноз спроса):
млн кВт
В начале 21 века рост
энергопотребления сопровождается
старением генерирующих мощностей.
К 2005 г. прогнозировался дефицит.
Разработан механизм ДПМ и утвержден
перечень финансируемых объектов – с 2009
по 2019 гг. должно быть введено 25 ГВт
тепловых мощностей и 11,2 ГВт ГЭС и АЭС.
Этап экстенсивного развития отрасли близится к завершению.
4
Проблема избытка оборудования в рынке мощности
Избыток в КОМ 2014-2016 гг., МВт
Динамика изменения объемов в КОМ 2014-2019 гг.
(«базовый вариант» прогноз спроса):
Параметр КОМ
Спрос
Предложение
16
18
19
19
19
в т.ч.прирост ДПМ
4
3
ЦЗ
1 ЦЗ
2 ЦЗ
ЦЗ ЕЭС
1 ЦЗ
2 ЦЗ
ЦЗ ЕЭС
1 ЦЗ
2 ЦЗ
ЦЗ ЕЭС
Не отобрано в КОМ / избыток
В КОМ 2015-2019
создаются
значительные
избытки мощности:
2013
144 173
39 303
183 476
147 837
39 277
187 114
2 643
2 643
3 638
Объем, МВт
2014
2015
146 827 142 331
42 132
41 441
188 959 183 772
152 088 157 839
40 109
41 697
192 197 199 536
2 970
6 827
458
818
3 428
7 645
3 143
15 373
2016
143 882
42 106
185 988
161 970
41 715
203 685
4 131
18
4 149
2017
145 159
42 831
187 990
165 457
41 835
207 292
3 487
120
3 607
2018
146 453
43 165
189 618
167 053
41 835
208 888
1 596
0
1 596
2019
147 556
43 326
190 882
168 123
41 835
209 958
1 070
0
1 070
17 697
19 302
19 270
19 076
Однако в силу отсутствия четко сформулированных государством
долгосрочных целей развития электроэнергетической отрасли (в том числе в
связке с долгосрочными планами развития смежных отраслей и экономики в
целом) целесообразность вывода неотобранного оборудования остается под
вопросом.
5
Проблема износа оборудования
Возрастная структура генерирующих
мощностей ТЭС России по состоянию на
01.01.2010 г. *
Рейтинг среднего физического износа
ОЭО ТЭС (РФИ-АО)
Оценка физического износа ОЭО ТЭС в целом по ЕЭС России
оценивается специалистами как неудовлетворительное.
* Источник: данные энергетического института им. Г.М. Кржижановского
6
Модель рынка мощности не соответствует текущей ситуации
• Текущая
модель КОМ разрабатывалась и предназначалась для использования в условиях
сбалансированности спроса/предложения либо дефицита мощности
•В
КОМ с 2015 возникает проблема большого объема не отобираемых в результате КОМ
генераторов. В то же время энергорынок не готов к массовому выводу неотобранного
оборудования, о чем свидетельствует тот факт, что большая часть неотобранного оборудования
получает статус ВГ и будет продавать мощность по ценам выше сложившихся на рынке в
результате конкурентного отбора.
• При таком раскладе ценовые сигналы рынка мощности существенно искажаются:

Ценовые индикаторы, сложившиеся по результатам КОМ, не достаточны для создания
стимулов для модернизации действующего оборудования, обладающего потенциалом на
рынке;

Для части генераторов сложившиеся ценовые индикаторы недостаточны даже для
компенсации УПЗ.
Текущая модель КОМ не работает в условиях большого избытка мощностей
7
Проблемы с реализацией концепции ДПМ
1
Отсутствие условий для расчета D
с 1 июля 2014 года для Объекта №1 ТЭЦ-27 (ПГУ-450) и Объекта №3
ТЭЦ-21 (ПГУ-425) ОАО«Мосэнерго» наступает 7 отчетный период
2
п.100 Правил ОРЭМ №1172 от 27.12.10
(действующая редакция)
(момент учета D в цене мощности ДПМ)
С 2015 года долгосрочные конкурентные отборы мощности
проводятся ежегодно, до 15 сентября текущего года. При этом
период поставки мощности по итогам таких отборов начинается с
1 января календарного года, наступающего через 4 календарных
года после проведения такого долгосрочного конкурентного
отбора мощности.
с 1 мая 2015 года для Объекта №1 Каширской ГРЭС наступает 7
отчетный период . К 1 мая 2015 года необходимо знать прогнозную
цену КОМ на 2019 год.
До 15 сентября 2014 г. проводятся долгосрочные конкурентные
отборы мощности с началом периодов поставки мощности по их
результатам с 1 января 2015 г., 1 января 2016 г., 1 января
2017 г. и 1 января 2018 г.
в 2014 году (i) рассчитать D невозможно вследствие отсутствия цены
КОМ на 2018 год (i+4) по причине отсрочки перехода на
долгосрочный конкурентный отбор мощности.
3
Трактовка п.100 НП «Совет рынка»
НП СР отсчет 4-х календарных лет начинает с года проведения
долгосрочного КОМ.
В итоге необходимое с 1 января года i значение цены КОМ в году
i+4 определяется в сентябре каждого i-го года и может быть
применено в расчете цены только в 4 квартале.
Формула цены мощности и порядок учета
D не меняются
Для получения оплаты по 10-летнему ДПМ необходимо уточнить формулировку п.100 в части
правильной трактовки, а также провести долгосрочный КОМ, иначе возникают
некомпенсируемые потери
8
Последствия для поставщиков, в связи с реализацией концепции ДПМ
1
Список объектов ДПМ, 7 год поставки (учет D)
которых начинается в период 2014-2016 гг
2
Варианты решения проблемы без
проведения долгосрочного КОМ
a) Изменение порядка расчета
«дельт по ДПМ»
в период с 7-го по 10-й год действия ДПМ в
части отказа от использования прогнозной
цены долгосрочного КОМ. Размер «дельт по
ДПМ» рассчитывать исходя из разницы
цены по ДПМ и цены на мощность,
определенной по результатам последнего,
проведенного однолетнего КОМ;
b) Фиксация цены КОМ для поставщиков
по ДПМ первые 5 лет после окончания
срока поставки по ДПМ на уровне цены
ДПМ без применения «дельты».
1. Дельта составляет существенную долю в возврате инвестиций в объекты ДПМ. Затягивание решения вопроса
с порядком возврата этих сумм приводит к некомпенсируемым финансовым потерям у многих генераторов.
2. Во избежание этих потерь необходим переход на 15и летний ДПМ либо внесение правок в «Правила
определения цены на мощность», продаваемую по договорам о предоставлении мощности (ПП РФ № 238)
и в текст ДПМ, позволяющих определить цену без применения результатов долгосрочного КОМ на основании
иных параметров.
9
Перспективы развития рынка мощности
Учитывая нарастающий профицит и отсутствие выводов из эксплуатации,
необходима переоценка вариантов дальнейшего развития рынка мощности:
1
• Полностью менять модель рынка мощности;
• Модернизировать существующую модель:
2

Внедрение механизмов финансирования консервации невостребованного оборудования;

Отмена срезки 15% самых дорогих в ЗСП без ПрайсКЭП.
Перспективы перехода на долгосрочный КОМ
С одной стороны долгосрочный КОМ позволяет решить такие проблемы, как применение «дельт» в цене
ДПМ, формирование долгосрочных сигналов собственникам о востребованности оборудования в
долгосрочной перспективе.
С другой стороны, долгосрочный КОМ несет в себе все проблемы и недостатки, присущие однолетнему.
3
В настоящее время Минэнерго идет по пути стимулирования вывода
из эксплуатации старого оборудования
10
Раздел 2:
Развитие рынка электроэнергии
Рынок электроэнергии: уровень цен в РСВ не позволяет
окупать затраты на топливо ряда электростанций
Причины:
• Большая доля ценопринимания.
• ФАС выданы поведенческие предписания генерирующим компаниям группы ИНТЕР РАО ЕЭС,
генерирующим компаниям Газпром энергохолдинга и КЭС-холдинга.
Результат:
1.
Значительное снижение
маржинальной выручки тепловых
генерирующих компаний.
2.
Некоторые станций не окупают
свои топливные издержки при
формирующемся уровне цен в РСВ.
ДИНАМИКА РОСТА ЦЕН РСВ ПО ОТНОШЕНИЮ К РОСТУ ЦЕН НА ГАЗ
12
Решение проблемы недостаточных цен: механизм доплат в РСВ
Действующий порядок
• Назначение ЭВР: Осуществляется СО на месяц по
заявлению поставщика на основе сравнения
прогнозного состава включенного генерирующего
оборудования с заявленным участником минимально
необходимым составом включенного генерирующего
оборудования, с учетом прогнозного режима работы
генерирующего оборудования.
• Участие ЭВР в ВСВГО: Ценовые заявки на
продажу э/э - по тарифу поставщика.
• Участие ЭВР на РСВ: Ценовые заявки на продажу
э/э - по тарифу поставщика; стоимость проданной
на РСВ э/э - по тарифу поставщика.
• Участие ЭВР на БР: Ценовые заявки на продажу
э/э - по тарифу поставщика; стоимость отклонений
по внешней инициативе – по тарифу поставщика
Принятый на Наблюдательном совете НП «Совет рынка» от
19.09.2014 порядок (начнет действовать с 01.04.2015 –
обусловлена необходимостью технической реализации)
• В перечень ГТП генерации ЭВР включаются ГТП
генерации, в отношении которых на
соответствующие операционные сутки
одновременно выполнены следующие условия:
• В отношении каждого часа суток в данной ГТП
генерации включенный состав генерирующего
оборудования превышал минимальный необходимый
состав, заявленный участником в уведомлениях;
• участником в отношении данной ГТП не позднее 25
числа месяца предшествующего рассматриваемому
предоставлен в СО запрос о включении в реестр ЭВР;
• не менее чем в N=16 часах данных операционных
суток в данной ГТП генерации оборудование работает
на минимуме;
• в отношении каждых операционных суток проводится
модельный расчет, в котором определяется цена РСВ
которая бы сформировалась в случае, если бы состав
оборудования не превышал заявленный участниками;
• далее для участников рассчитывается объем доплаты
как разница между модельной и «боевой» ценой РСВ.
13
Пример успешной модернизации: новый принцип ВСВГО
Расчеты ВСВГО проводятся
ежедневно
Все процедуры расчета ВСВГО (подача уведомлений и ценовых заявок, актуализация
расчетной модели, расчет ВСВГО, доведение результатов до участников и раскрытие
информации) являются ежедневными.
Изменение статуса результатов
расчета
Результат расчета ВСВГО - не «прогноз», а «отобранный к включению состав
оборудования», обязательный для поставщика и СО.
Участник для планирования
в ПДГ заявляет «отобранный
к включению состав».
ВСВГО работает очень похоже на РСВ – на основании конкуренции заявками.
В зависимости от своей стратегии участник формирует заявки в ВСВГО (на производство
э/э) таким образом, чтобы его оборудование было либо отобрано (тогда он демпингует), либо
выключено (тогда подает заведомо высокие заявки).
При этом ценовая заявка в ВСВГО является ограничителем заявки в РСВ (заявка в РСВ не
может быть выше заявки в ВСВГО). Поэтому к расчету заявок в ВСВГО надо относится не
менее внимательно, чем к расчету заявок в РСВ.
Оплачиваются все фактически
состоявшиеся пуски,
инициированные СО.
Все включения/отключения оборудования по балансу энергосистемы в РСВ и БР основаны
на ранжированных таблицах, сформированных на основании ценовых заявок на
пуски/остановы.
СО производит
оптимизационные расчеты на
основании ценовых заявок на 3х дневный период.
На практике это означает, что если я на выходные останавливаю какое-то оборудование
своими дорогими заявками, то включить его в понедельник по оптимизации уже вряд
ли смогу, т.к. дешевая заявка замешивается в средневзвешенной стоимости за 3 дня.
3 вида инициатив для
генераторов:
1) По инициативе СО (режимный генератор);
2) Выбран на основе оптимизационной модели ВСВГО;
3) Изменение состояния по собственной инициативе (вынужденный режим).
Все пуски генерирующего оборудования по инициативе СО ( режимный генератор,
в РСВ и БР, так же как и по оптимизации) оплачиваются.
Ежедневные результаты ВСВГО
являются обязательными к
исполнению – введены
дополнительные штрафы.
Все изменения состава оборудования, инициированные участником рынка, отличные от
результатов ВСВГО штрафуются (например, если по ВСВГО отобран 1 блок, но он аварийно
останавливается и станция разворачивает 2 блок).
14
Новый принцип ВСВГО: общие выводы
1
Достигнута одна из основных целей ввода новой процедуры ВСВГО – состав оборудования в ПДГ
соответствует составу, определенному по результатам ВСВГО. Количество незапланированных
ВСВГО пусков в настоящее время минимально и измеряется единицами.c
Возможность и обязательность физической реализации результатов формализованного расчета
ВСВГО принципиально изменила отношение к процедурам подачи технических параметров и
ценовых заявок ВСВГО:
2
3
(+) ценовая заявка ВСВГО стала реальным инструментом получения желаемого – оптимального
для участника состава оборудования;
(-) ошибки при подаче заявок или параметров оборудования стали реальным инструментом
получения неоптимального состава или неадекватного режима включения/отключения
оборудования.
Большая доля генераторов (более 50%), заявляемых собственниками к включению в
уведомительном порядке в вынужденном режиме и попадающих в состав включенного по ВСВГО
не участвуя в конкурентном отборе, создаст риски формирования непрогнозируемых результатов
для участников, пытающихся получить желаемый состав оборудования путем корректной подачи
Заявок на ВСВГО.
15
Методика проверки соответствия ценовых заявок на продажу
э\э требованиям экономической обоснованности
1.
2.
Проект Методики находится в стадии разработки с 2011 года.
Текущее состояние Методики по э\э: 28.10.2014 письмо было предоставлено в Министерство
Юстиции РФ для регистрации. В настоящее время НП СП готовит письмо в невозможности
регистрации Методики в данной редакции, поскольку имеется отрицательное заключение Министерства
экономического развития по оценке регулирующего воздействия.
С 2011 года основные положения проекта Методики не претерпели изменений:
1. Для каждой пары цена количество определяются плановые экономически обоснованные затраты.
Устанавливается принцип формирования параметра «цена в ценовой ступени заявки», как
цены производства МВтч, рассчитанной исходя из средневзвешенных цен и
средневзвешенных удельных расходов используемых видов топлива для производства
совокупного объема электроэнергии этой и предыдущих ступеней заявки.
2. Перечень издержек, которые можно учитывать при определении экономически обоснованных затрат,
ограничен топливными издержками.
3. Определяется допустимая величина превышения ценовых параметров, указанных участником в заявках
в РСВ над экономически обоснованными затратами, рассчитанными в соответствии с Методикой
(превышение на 15%).
16
Структура цены на электроэнергию
для конечного потребителя:
В настоящее время около 44% цены для конечного потребителя
формирует сетевая составляющая.
17
Тепловая генерация – аутсайдер по доходности
Млрд.
руб.
Тепловая генерация – самый
низкодоходный сегмент отрасли
• Теплоэнергетические компании по итогам последних лет устойчиво демонстрируют минимальную доходность,
с трудом позволяющую покрывать операционные издержки.
• В условиях текущих рыночных моделей отсутствуют ценовые сигналы и стимулы на развитие тепловой
генерации.
* Источник: Bloomberg, ВТБ Капитал, официальная отчётность компаний
18
Задачи сегодняшнего дня, стоящие перед генерацией:
1
Завершение строительства объектов ДПМ
2
Вывод неэффективных убыточных на рынке мощностей
3
Работа с поставщиками топлива, направленная на снижение топливных издержек
4
Разработка долгосрочных программ повышения эффективности производства
5
Инвестирование в повышение эффективности наиболее перспективного с точки зрения рынка
оборудования
6
Финансирование повышения надежности работы оборудования
7
Совершенствование правил оптового рынка и рынка тепла с учётом интересом генерации
Основное внимание – на повышение внутренней эффективности генерации.
19
СПАСИБО
ЗА ВНИМАНИЕ!