Выступление начальника отдела регулирования поставщиков

«Подходы к установлению регулируемых цен (тарифов) в
отношении производства электроэнергии и мощности на
2016 год. Взаимоувязка рынков электроэнергии и тепла в
регуляторике»
Н ач а л ь н и к о тд е л а
р е г ул и р о ва н и я п о с т а в щ и ко в
о п то в о го р ы н ка
Уп р а вл е н и я р е г ул и р о ва н и я
электроэнергетической отрасли
Головин М.Ю.
г. Тюмень
22-23 июня 2015 год
Итоги принятия тарифных решений на 2015 год по РД (I)
Текущая ситуация ценообразования РД
Тарифы для производителей в целях поставки по РД
359 объектов , 1252 решения
Приказ ФСТ России от 28.11.2014 № 2066-э
 Учет цен на топливо в тарифах на электрическую энергию
индексным методом не отражает фактическую цену топлива;
 Учет перекрестного субсидирования в ценах на мощность по
генерирующим объектам, в отношении которых были указаны
наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор
мощности, и генерирующим объектам, мощность которых
поставляется в вынужденном режиме в целях обеспечения
электроснабжения потребителей;
1400
1398
1376
1350
1300
1252
2013
1250
2014
1200
2015
1150
По
регулируемым
договорам
 Учет цен на топливо в зависимости от первого года регулирования с применением индекса; (Недостаток:
отличие цен по одинаковым типам генерирующих объектов, введенных в эксплуатацию в разные
периоды регулирования).
 Установление цены на мощность.
1. Индексный метод (в зависимости от статуса генерирующего объекта-разные базы для индексации).
2. Цена устанавливается на уровне итогов КОМ.
(Недостаток: отличие цен по одинаковым типам генерирующих объектов, введенных в эксплуатацию в
разные периоды регулирования).
Предложения по ценообразованию и поставкам по РД (I I)
1. Унификация подходов по определению стоимости электрической энергии и мощности
по регулируемым договорам:
 утверждение
нормативов
удельного
расхода
условного топлива по генерирующим объектам с
классификацией по типам электростанций (ТЭЦ,
ГРЭС), с учетов разделения ТЭЦ по основному виду
топлива (природный газ, уголь);
 учет фактической цены топлива;
 определение условно-постоянных расходов электростанций по генерирующим
объектам с классификацией по типам электростанций (ТЭЦ, ГРЭС, ГЭС), с учетов
разделения ТЭЦ по основному виду топлива (природный газ, уголь) и с
дифференциацией по объему установленной мощности объектов.
Предложения по ценообразованию и поставкам по РД (III)
2. Станции, производящие тепловую и электрическую энергию (мощность) менее 25 МВт, не
поставляют электрическую энергию и мощность по регулируемым договорам;
3. Генерирующие объекты, поставляющие мощность в вынужденном режиме, введенные в
эксплуатацию в 2007 - 2011 годах (аналогичные ДПМ), не поставляют мощность по
регулируемым договорам;
4. По генерирующим объектам, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в
ценовых заявках на конкурентный отбор мощности, и генерирующим объектам, мощность
которых поставляется в вынужденном режиме в целях обеспечения электроснабжения
потребителей, перекрестное субсидирование в ценах на мощность не учитывается;
5. В отношении генерирующих объектов, мощность которых поставляется в вынужденном режиме,
в целях обеспечения надежного теплоснабжения потребителей, тарифы на тепловую энергию
устанавливаются с учетом доходов и расходов по производству электрической энергии и
мощности.
Порядок расчета тарифа на производство тепловой энергии в
отношении генерирующих объектов, мощность которых
поставляется в вынужденном режиме, в целях обеспечения
надежного теплоснабжения потребителей (VI)
Тариф на тепловую энергию= НВВ тепло/отпуск т/э в сеть.
НВВ тепло = НВВ станции-(Выручка от РСВ + выручка от мощности).
НВВ станции - размер денежных средств необходимый для обеспечения
функционирования (эксплуатации) станции.
(Выручка от РСВ = прогнозная цена РСВ публикуемая Советом
рынка*планируемый отпуск э/э в соответствии с утвержденным прогнозным
балансом).
(Выручка от мощности = установленная цена ФСТ России*планируемый объем
мощности в соответствии с утвержденным прогнозным балансом).
Предлагаем группировки генобъектов (для обсуждения) (V):






Для ТЭЦ:
ТЭЦ (газ) до 300 МВт;
ТЭЦ (газ) до 500 МВт;
ТЭЦ (газ) > 500 МВт;
ТЭЦ (уголь) до 300 МВт;
ТЭЦ (уголь) до 500 МВт;
ТЭЦ (уголь) > 500 МВт;




Для ГРЭС:
ГРЭС (газ) до 500 МВт;
ГРЭС (газ) > 500 МВт;
ГРЭС (уголь) до 500 МВт ;
ГРЭС (уголь) > 500 МВт;
Удельные расходы условного топлива (лучшие показатели):
ТЭЦ до 500 МВт 170 г/кВтч.
ГРЭС до 500 МВт 220 г/кВтч.
ТЭЦ > 500 МВт 245г/кВтч.
ГРЭС > 500 МВт 303 г/кВтч.
Оценочное снижение стоимости поставки по РД – 3-5%.
Вопросы требующие дополнительного обсуждения (VI)
 Разделение УРУТ в зависимости от дифференциации генерирующего
оборудования в составе одного генерирующего объекта.
 Порядок категорирования генерирующих объектов. Определение
уполномоченного органа.
 Nуст либо Nрасп.
 Определение условно-постоянных расходов на мощность по типам
генерирующего оборудования в составе одной генерирующего объекта.
 Определение условно-постоянных расходов генерирующего объекта
работающего на нескольких видах топлива. Как предложение пропорционально долям топлива относительно утвержденных
унифицированных условно-постоянных расходов по генерирующему
объекту отнесенного к одному из типов в зависимости от
потребляемого вида топлива.
Пример: ТЭЦ 60% - газ, 40%-уголь. (60%*УПЗ ТЭЦ газ+40%*УПЗ ТЭЦ
уголь)
Спасибо за внимание!