«КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ РЫНКЕ ...»

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) (Приказ ФСТ от 13.10.2010 № 482-э) [32];

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 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 целевых инвестиционных средств (ЦИС) или инвестиционной составляющей тарифа;

срок действия договоров, по которым продается мощность новых АЭС и ГЭС – 20 лет при расчетном сроке окупаемости – 30 лет.

4.1.3. Ценовые параметры и структура рынка мощности Одним из важнейших показателей совместной работы «Совета рынка», участников энергорынка, заинтересованных министерств и ведомств можно считать возможность проведения конкурентного отбора мощности (КОМ) без применения ограничения цен в заявках поставщиков (предельного уровня цены на мощность). Предельный уровень цены мощности может быть применен только при проведении конкурентного отбора мощности на тех территориях (в тех зонах свободного перетока), где ФАС России установлен факт отсутствия конкуренции [16].

В случае отсутствия конкуренции в какой-либо ЗСП в соответствии с Постановлением Правительства РФ №238 от 13.04 2010 года предельный уровень цены на мощность на 2011 год определяется как произведение коэффициента 1,05, отражающего потребление мощности на собственные нужды, и значений:

для Первой ценовой зоны – 112,5 тыс.руб./МВт в мес.;

для Второй ценовой зоны – 120,35 тыс.руб./МВт в мес.

Таким образом, максимальная цена на мощность на 2011 год составила:

для Первой ценовой зоны – 118,1 тыс.руб./МВт в мес.;

для Второй ценовой зоны – 126,4 тыс.руб./МВт в мес.

Величины предельного уровня цены на мощность КОМ на 2012 год были установлены Распоряжением Правительства РФ от 18.08.11 №1461-р на уровне 2011 года [17].

В 2011 году цены на мощность были ограничены во всех ЗСП за исключением ЗСП «Центр» и «Урал», в 2012 году – за исключением ЗСП «Центр» и «Урал», «Сибирь».

В соответствии с Правилами оптового рынка электроэнергии и мощности в 2011 году реализация мощности осуществлялась [10,15]:

По договорам купли-продажи, заключенным по итогам КОМ;

По свободным договорам купли-продажи – СДМ (при условии, что мощность отобрана на КОМ);

По договорам о предоставлении мощности – ДПМ («новая» мощность тепловой генерации) и договорам купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС;

По регулируемым договорам (РД).

В продаже также участвовала мощность генерирующих предприятий, отнесенных к объектам вынужденной генерации (поставляющих электроэнергию в вынужденном режиме). К ним относятся станции, мощность которых не отобрана на КОМ и в отношении которых в установленном порядке не получено разрешение о выводе из эксплуатации, например, в связи с тем, что от их работы зависит теплоснабжение потребителей или стабильность всей системы.

Структура реализации мощности по секторам в ценовых зонах оптового рынка в 2011 году представлена в табл. 4.2 [68]. По сравнению с 2010 годом объем мощности, продаваемой по регулируемым ценам, в 2011 году сократился на 40 %, что обусловлено дальнейшей либерализацией рынка мощности, при этом доля либерализации рынка мощности меньше, чем электроэнергии.

Таблица 4.2. Структура реализации мощности в ценовых зонах оптового рынка Цены на мощность для различных видов заключенных договоров меняются (см. табл. 4.3) [68]. При этом цены на вновь вводимую мощность в секторе ДПМ существенно дороже «старой».

Таблица 4.3. Цены на мощность в ценовых зонах оптового рынка в 2011 году, Следует также отметить, что в секторе ДПМ цена на мощность во Второй ценовой зоне значительно дешевле, чем в Первой Ценовой зоне. Это связано с преобладанием в зоне Сибири «объектов ДПМ», относящихся не к вновь вводимым мощностям, а к объектам модернизации действующего оборудования, для которых затраты на модернизацию существенно меньше, чем на новое строительство.

Предельная стоимость генерирующего оборудования, учитываемая при расчете цены мощности по ДПМ, составляет 10 % от величины капитальных затрат для первой ценовой зоны и 5% - для второй [16].

Капитальные затраты на возведение 1 кВт мощности зависят от установленной мощности генерирующего объекта и составляют:

- для типового генерирующего объекта газовой генерации 1) при мощности более 250 МВт – 28,77 тыс. руб.

2) при мощности от 150 МВт до 250 МВт – 34,44 тыс. руб.

3) при мощности менее 250 МВт – 41,85 тыс. руб.

- для типового генерирующего объекта угольной генерации 1) при мощности более 225 МВт – 49,175 тыс. руб.

3) при мощности менее 225 МВт – 53,45 тыс. руб.

Модель рынка мощности содержит набор положений, стимулирующих заключение и исполнение договоров о предоставлении мощности (ДПМ). К стимулирующим положениям относятся:

Новая конструкция ДПМ повышает уровень гарантий оплаты;

Списки возводимых и модернизируемых объектов для целей заключения ДПМ были актуализированы Министерством энергетики РФ;

В случае подписания ДПМ включенные в них объекты учитываются в приоритете на конкурентных отборах по отношению к действующей генерации;

Оплата возведенных или модернизируемых по ДПМ объектов осуществляется в течение 10 лет по гарантированной цене исходя из расчетной окупаемости в 15 лет.

Одновременно со стимулирующими факторами выполнения условий ДПМ Постановлением [16] вводится ряд ограничений для тех, кто не выполняет обязательства по инвестиционной программе:

Не подписание ДПМ или просрочка выполнения обязательств более чем на год может привести к значительному снижению выручки генерирующей компании;

В случае неисполнения или несвоевременного исполнения ДПМ ОГК (ТГК) несут ответственность в размере 25% от расчетной стоимости инвестиционной программы за каждый объект строительства или модернизации.

Договорная конструкция ДПМ выглядит следующим образом:

ОГК/ТГК заключают агентский договор по типу поручения с клиринговой организацией (ЗАО «ЦФР») для осуществления продажи мощности покупателям – субъектам оптового рынка.

Клиринговая организация заключает ДПМ на оптовом рынке с 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, установленной мощности генерирующего объекта (табл.4.4). При определении цены мощности по ДПМ кроме климатического коэффициента Кклим к типовым капитальным затратам применяются и иные коэффициенты.

Таблица 4.4. Плата за мощность по ДПМ (тыс. руб./МВт·месяц) Рассматриваемая модель Долгосрочного рынка мощности должна дать положительный макроэкономический эффект. Во-первых, привести к улучшению инвестиционного климата в электроэнергетике России за счет появления долгосрочных ценовых параметров мощности и перехода на систему долгосрочных договоров (ДПМ и договоры по итогам КОМ), и, во-вторых, значительно повысить привлекательность рыночных механизмов ценообразования для потребителей за счет повышения прозрачности и долгосрочного прогнозирования цены на мощность.

4.2. Принципы и механизмы реализации системных эффектов Рассмотрев основные принципы функционирования рынка электроэнергии и мощности, можно выделить сегменты энергетического рынка, через которые можно реализовать системные эффекты при функционировании ГАЭС (см. рис. 4.2.).

РЭ КОМ РСУ

Рис. 4.2. Принципы реализации системных эффектов при функционировании Получателями системных услуг, оказываемых ГАЭС, являются:

- оптовые и территориальные генерирующие компании (за счет экономии резервов мощности, экономии от выравнивания суточного графика нагрузки, снижения затрат топлива на «пуск-останов»);

- атомные электростанции (за счет оптимизации режимов работы и обеспечения функционирования АЭС в базисной части графика нагрузки);

- сетевые компании (за счет экономии от компенсации реактивной мощности и снижения потерь).

Реализовать эти эффекты можно за счет непосредственных получателей услуг (например, направления части прибыли от атомной электростанции к ГАЭС), либо за счет рыночных механизмов – рынка электроэнергии (РЭ), конкурентного оптового рынка мощности (КОМ), рынка системных услуг (РСУ) путем увеличение тарифа на соответствующих сегментах рынка. В этом случае плательщиком услуг выступает потребитель.

Для строящихся ГАЭС механизмом оплаты может выступать:

- долгосрочный рынок мощности посредством договора о предоставлении мощности (ДПМ), - инвестнадбавки к цене мощности действующих ГЭС (учитывая, что строительство ГАЭС финансируется компанией «РусГидро», в которую входят крупные ГЭС), - инвестнадбавки к цене электроэнергии действующих ГЭС.

Таким образом, механизмом оплаты для строящихся ГАЭС служат рынок мощности и рынок электроэнергии. Законодательной базой для использования такого механизма надбавок к рыночной цене на электроэнергию для возобновляемых источников энергии служит Федеральный закон «Об электроэнергетике» от 26.03.2003 № 35-ФЗ (в ред. от 06.12.2011), законом от 06.12.2011 дополнительно был введен принцип поддержки через рынок мощности. В результате в настоящее время на законодательном уровне существуют основы для использования двух систем надбавок – через рынок мощности и рынок электроэнергии. Рассмотрим механизм оплаты за поставляемые ГАЭС услуги через сегменты действующего рынка электроэнергии и мощности (см. рис.5.3).

РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ РЫНОК МОЩНОСТИ

ПЛАТА ЗА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ ПЛАТА ЗА МОЩНОСТЬ

ДПМ ДПП

РД РСВ БР СДД Р В СД КО

РСУ РСУ

Рис. 4.3. Реализация механизма за поставляемые ГАЭС услуги на рынке электроэнергии и мощности На рынке электроэнергии ГАЭС может участвовать в следующих сегментах рынка: рынок на сутки вперед и балансирующий рынок; на рынке мощности – договоры о предоставлении мощности и конкурентный отбор мощности.

Рынок системных услуг реализуется за счет обеспечения резерва мощности.

Этот сегмент рынка системных услуг уже действует и включает в себя две составляющие (см. приказ ФСТ №320-э/1 от 4.12.2012):

оказание услуг по формированию технологического резерва мощности в энергосистеме;

оказание услуг по обеспечению системной надежности в энергосистеме.

Рассмотрим теперь возможные варианты реализации эффектов от ГАЭС между получателями услуг.

4.2.1. Распределение единовременного и текущего эффектов от ГАЭС Единовременный эффект от ГАЭС предлагается распределить между получателями услуг через рынок мощности (КОМ) и рынок системных услуг (РСУ).

Первая и вторая составляющие единовременного эффекта – экономия расхода электроэнергии на собственные нужды и на проведение плановых ремонтов – получается за счет того, что расход электроэнергии на с.н. для ГАЭС ниже, чем для ТЭС. В результате получателями являются генерирующие компании ОГК, ТГК, получаемый эффект между которыми предлагается распределять пропорционально экономии мощности. Рассмотрим два условных варианта распределения единовременного эффекта за счет генерирующих компаний.

Первый вариант - равномерное распределение эффекта между получателями услуг (50% ТГК, 50% ОГК). Второй вариант – получателем услуг является только ТГК, действующие в районе функционирования ГАЭС.

Третья составляющая единовременного эффекта – экономия от снижения аварийного резерва мощности – получается за счет меньшей величины аварийного резерва на ГАЭС по сравнению с ТЭС. Получателем этого вида услуг является СО, обеспечивающий соблюдение установленных параметров надежности функционирования ЕЭС, и ТГК. Распределение эффекта предлагается осуществлять пропорционально мощности. В расчетах было рассмотрено два условных варианта: первый вариант – распределение в равных пропорциях между получателями услуг (50%- СО; 50% - ТГК), второй вариант – получателем услуг является только СО.

Четвертая составляющая единовременного эффекта – экономия от компенсации реактивной мощности – получается за счет экономии от установки компенсирующих устройств на ЛЭП. Получателями услуг являются ФСК (330кВ) и РСК (110-220 кВ), в которых потери реактивной мощности составляют в долях соответственно 0,65 и 0,35.

Первый вариант – 100% распределение эффекта. Второй вариант – 30% распределение эффекта (см. табл. 4.5).

Пятая составляющая единовременного эффекта – экономия от выравнивания суточного графика нагрузки. Эффект рассчитан исходя из возможности снижения в энергосистеме установленных полупиковых и пиковых мощностей в предположении, что при вводе в энергосистему ГАЭС вся электроэнергия потреблялась бы по ровному графику нагрузки. Получателями услуг являются ТГК и потребители. Эффект предлагается распределять равномерно:

Для первого варианта в равной пропорции (50% - ТГК, 50% потребители). Для второго варианта – 30% потребители.

Принципы реализации единовременного мощностного эффекта от ГАЭС за счет получателей услуг представлены в табл.4.5.

Таблица 4.5. Механизмы реализации единовременного мощностного эффекта получения эффекта единовременного доход- услуг Руб/МВт.

Рассмотрим, каким образом может обеспечиваться покрытие единовременного мощностного эффекта за счет получателей услуг. Рассмотрим расчет платы получателями услуг от ГАЭС на примере составляющей - экономии расхода электроэнергии на собственные нужды, которая согласно проведенным расчетам (табл. 4.5.) составила: ЭСН 1544 млн. руб.

Тогда величину платы для получателя услуг на рынке мощности можно определить по формуле:

где ПСН - плата получателя услуг, Т ок - срок окупаемости проекта по строительед ству ГАЭС, принят равным 20 лет, N - установленная мощность ГАЭС.

1 вариант. Полное распределение единовременного эффекта от ГАЭС между получателями услуг (100% оплата услуг) предлагается осуществлять в зависимости от величины мощности. В расчетах условно принято равномерное распределение услуг между получателями ТГК и ОГК в размере 50%..

Для ТГК:

ПСН.ТГК 50%отПСН 0.5*4125 2062, Для ОГК:

ПСН.ОТК 50%отПСН 0.5*4125 2062, При работе ГАЭС расход электроэнергии на с.н. меньше, чем при работе альтернативных станций (ПГУ), следовательно, сэкономленная электроэнергия может быть выдана в сеть. В данном варианте все 100% экономии электроэнергии оплачивают получатели услуг – ОГК и ТГК..

2 вариант. Частичное распределение единовременного эффекта от ГАЭС между получателями услуг - 30% оплата услуг только для ТГК.

Для ТГК:

ПСН.ТГК 30%отПСН 0.3*4125 1237, В данном варианте только 30% от эффекта покрывается за счет оплаты услуг ТГК. Аналогично рассчитывались остальные составляющие мощностного эффекта.

Шестая составляющая единовременного эффекта - Экономия на компенсации реактивной мощности рассчитывалась с учетом единовременной и текущей составляющих следующим образом.

Компенсация от снижения потерь в сетях распределяется между получателями услуг - ФСК и РСК в соответствии с долями потерь в ЛЭП ФСК (330-750кВ) и РСК (110-220кВ), которые составляют 0,65 и 0,35 соответственно.

Данные получены из проведенных ранее расчетов по анализу потерь в энергосистеме Северо-Запада по программе Rastr Win.

ЭКРМ 732, 00 млн. руб.

1 вариант. Полное распределение единовременного эффекта от ГАЭС между получателями услуг (100% оплата услуг).

П ФСК dФСК * П 0, 65* 2691 1749, П РСК d РСК * П 0,35* 2691 941, 2 вариант. Частичное распределение единовременного эффекта от ГАЭС между получателями услуг, 30% оплата услуг для ФСК и РСК.

П ФСК 0,3*1749,15 524, П РСК 0,3*941,85 282, Текущий эффект предлагается распределять между получателями услуг через рынок электроэнергии (РЭ). В результате функционирования ГАЭС можно выделить следующие текущие эффекты:

- эффект от оптимизации режимов АЭС-ГАЭС-КЭС и экономии газомазутного топлива;

- экономия топлива, полученная от снижения перерасхода топлива на циклах «пуск-останов» для ТЭС;

- эффект от снижения платы за выбросы в окружающую среду.

Основная составляющая эффекта приходится на экономию топлива от оптимизации режимов и перерасхода топлива на циклах «пуск-останов», поэтому рассмотрим механизм реализации топливного эффекта.

Оценим величину платы текущего топливного эффекта от ГАЭС за счет получателей услуг по составляющим:

1). Экономия топлива от оптимизации режимов (ГАЭС-АЭС).

Величина платы от экономии топлива при оптимизации режимов за счет функционирования ГАЭС, определяемая исходя из соответствующей величины экономии, оцененной в разделе 2, составляет:

Эопт. реж. 1373,38 млн. руб.

П опт. реж.

1 вариант. Полное распределение текущего эффекта от ГАЭС между получателями услуг - ТГК и АЭС (100% оплата услуг), в предположении, что 90% услуг оплачивает АЭС и 10% оплачивает ТГК, составит:

1373.38*0,9=1273 млн. руб./год – оплачивает АЭС;

1373.38*0,1=137,338 млн. руб./год – оплачивает ТГК.

Тогда величина платы для получателей услуг составит:

Для ТГК:

Попт. реж.ТГК 10%отПопт. реж. 0.1*0, 72 0,

ТЕК ТЕК

Для АЭС:

Попт. реж. АЭС 90%отПопт. реж. 0.9*0,72 0,

ТЕК ТЕК

2 вариант. Частичное распределение текущего эффекта от ГАЭС между получателями услуг, 30% оплата услуг только для АЭС.

Для АЭС:

Попт. реж. АЭС 30%отПопт. реж. 0.3*0, 72 0,

ТЕК ТЕК

2). Экономия от снижения перерасхода топлива на циклах “пуск-останов” ЭП О 15.02 млн. руб.

Результаты расчетов по оценке топливного эффекта при функционировании ГАЭС за счет получателей услуг сведены в табл. 4.6.

Таблица 4.6. Механизмы реализации топливного эффекта 4.2.2. Оценка реализации эффекта от функционирования ГАЭС Увеличение доли АЭС в суммарном производстве электроэнергии и уменьшение доли ТЭС делает особенно актуальным ввод в энергосистему высоко маневренных мощностей ГАЭС для регулирования суточного графика нагрузки, учитывая, что АЭС не участвуют в регулировании графика нагрузки.

В настоящее время АЭС участвуют только в покрытии базисной части графика нагрузки. Это вызвано следующими факторами:

- высокими удельными капитальными вложениями в АЭС по сравнению с ТЭС и, следовательно, высоким удельным весом постоянной составляющей себестоимости электроэнергии, доля которой снижается с ростом числа часов использования установленной мощности АЭС, т.е. АЭС экономически целесообразно использовать в базисной части графика нагрузки;

- в связи с низкими маневренными характеристиками активных зон ядерных реакторов.

Для повышения эффективности использования атомных электростанций и решения проблемы регулирования суточного графика нагрузки при росте доли АЭС в структуре выработки электроэнергии целесообразно их использование в комплексе с маневренными источниками энергии. При этом можно выделить следующие направления использования АЭС:

- создание энергокомплексов АЭС совместно с гидроаккумулирующими электростанциями;

- создание энергокомплексов АЭС совместно с газотурбинными установками (ГТУ);

- создание энергокомплексов АЭС совместно с парогазовыми установками (ПГУ).

При создании комплексов ГАЭС-АЭС часть эффектов, возникающих вследствие функционирования ГАЭС, можно отнести на себестоимость АЭС либо включить как составляющую тарифа на электроэнергию (мощность) для АЭС.

Рассмотрим, какие потери несет АЭС вследствие остановки одного блока АЭС на одни сутки в течение недели.

Потери от остановки 1 блока на АЭС на одни сутки в течение недели, месяца, года составят:

И ост.нед Ц э *Wсут 0, 95*1000 *10 * 24 24 *106 руб.

И ост. мес 4 * 24 *106 96 *106 руб.

И ост. мес 12 *96 *106 1152 *106 руб.;

WАЭС 1152 *106 кВт * ч;

Wгод N у * Т у (1 Wс.н. ) 4000 * 7000(1 0, 06) 26, 32 *109 кВт * ч.

Wост 1236, 04 *106 кВт * ч;

Wост. АЭС Wгод Wост 26, 32 *109 1, 236 *109 25, 084 *109 кВт * ч;

Расчеты выполнены при условии, что тариф на электроэнергию от АЭС равен Сэ = 1 руб./кВт*час.

Общий объем платы АЭС за поставляемые услуги от ГАЭС составит 1236,04 млн. руб. (1236,04 * 106 кВт.ч* 1 руб/кВт.ч).

Таким образом, необходимо увеличить себестоимость электроэнергии на АЭС на 0,049 руб./кВт*ч, чтобы учесть эффект от оптимизации режимов ГАЭС-АЭС при реализация этого эффекта за счет АЭС.

Рассмотрим три варианта совместной работы АЭС-ГАЭС, характеризующих долю потребления электроэнергии ГАЭС от АЭС в часы провала суточного графика нагрузки:

- первый вариант - в ночные часы графика нагрузки 80 % электроэнергии ГАЭС потребляет от АЭС и 20 % от ТЭС;

- второй вариант - 100% потребление электроэнергии ГАЭС от АЭС при доле топливной составляющей от себестоимости электроэнергии на АЭС Стопл= 0,3САЭС.

- третий вариант -100% потребление электроэнергии ГАЭС от АЭС при доле топливной составляющей от себестоимости электроэнергии на АЭС Стопл= 0,2САЭС.

Эти варианты были выбраны исходя из предположения, что в часы провала сточного графика нагрузки ГАЭС будет обеспечивать непрерывный режим работы АЭС и объем потребления электроэнергии от АЭС составит 70-100 %.

Исходные данные для расчетов оценки эффективности комплекса функционирования ГАЭС-АЭС приведены в табл. 4.7-4.9.

Таблица 4.7. Оценка прибыли и себестоимости при функционировании ГАЭС, - реализация электрической энергии 3129,12 1564, Затраты на производство э/э и мощности, - налоги, относимые на текущие затраты 97,675 48, Налоги, относимые на финансовые результаты Тарифы в расчетах приняты на уровне 2010 г. Тараф на продажу электроэнергии в часы пика нагрузки принят 1,64 руб/кВт.ч, в часы провала нагрузки – 0,43 руб/кВт.ч (принят по данным ОАО «СО»).

Тариф на новую мощность принят 462590 руб./МВт.мес [24].

В табл. 4.7 затраты на потребление электроэнергии Ипотр рассчитывались как произведение тарифа на покупку электроэнергии в часы провала графика нагрузки на потребленную электроэнергию для ГАЭС:

Ипотр= цпр Wпотр = 0,43 2738,86 = 1177,710 млн. руб. (80 % э/э потребляется от АЭС и 20 % от КЭС на газе).

В табл. 4.8 затраты на потребление электроэнергии Ипотр рассчитывалась как произведение тарифа (принят равным топливной составляющей себестоимости электроэнергии на АЭС) на потребленную электроэнергию для ГАЭС:

Ипотр= 0,205 2738,86 = 561,466 млн. руб. (100 % э/э потребляется от АЭС).

Топливная составляющая себестоимости производства электроэнергии на АЭС принята в размере 30% от полной себестоимости производства электроэнергии на АЭС - САЭС :

Стопл = 0,3 САЭС = 0,3 0,684 = 0,205 руб/кВт.ч.

Себестоимость электроэнергии на АЭС, равная САЭС = 0,684 руб/кВт.ч (2,28 цент/кВт.ч при значении числа часов использования установленной мощности Ту = 7000 ч), принята по данным [50].

В табл. 4.9 затраты на потребление электроэнергии Ипотр рассчитывалась как произведение тарифа (принят равным топливной составляющей себестоимости электроэнергии на АЭС) на потребленную электроэнергию для ГАЭС:

0,137 2738,86 = 375,223 млн. руб. (100 % потребление э/э от АЭС). Топливная составляющая себестоимости производства электроэнергии на АЭС принята в размере 20% от полной себестоимости производства электроэнергии на АЭС САЭС : Стопл = 0,2 САЭС = 0,2 0,684 = 0,137 руб/кВт.ч.

Таблица 4.8. Оценка прибыли и себестоимости при функционировании ГАЭС, -реализация электрической энергии 3129,12 1564, Затраты на производство э/э и мощности 3525,176 1762, -налоги, относимые на текущие затраты 97,675 48, Налоги, относимые на фин. Результаты 305,757 152, Была определена также себестоимость производства электроэнергии на ГАЭС при соотношении потребления в ночные часы графика нагрузки 90 % электроэнергии от АЭС и 10 % от ТЭС при Стопл = 0,2 С АЭС. В этом случае себестоимость составит 1,78 руб/кВт.ч.

Оценим величину себестоимости производства электроэнергии на ГАЭС без учета и с учетом реализации эффектов за счет функционирования комплекса ГАЭС-АЭС-ТЭС.

Таблица 4.9. Оценка прибыли и себестоимости при функционировании ГАЭС, Затраты на производство э/э и мощности, в т.ч. 3338,933 1669, - плата за пользование водным объектом - налоги, относимые на текущие затраты 97,675 48, Налоги, относимые на финансовые результаты 312,648 156, Себестоимость производства электроэнергии на ГАЭС без учета эффектов:

Сэ = 4141,42/1908,52 = 2,17 руб/кВт.ч.

Сэ = 3525,176/1908,52 = 1,85 руб/кВт.ч.

Сэ = 3338,933/1908,52 = 1,75 руб/кВт.ч.

Себестоимость производства электроэнергии на ГАЭС с учетом эффектов:

Оценим себестоимость производства электроэнергии на ГАЭС с учетом эффектов для трех вариантов при Стопл = 0,2 САЭС.

1 вариант предполагает, что в часы провала графика нагрузки ГАЭС 80 % электроэнергии будет потреблять от АЭС и 20 % - от КЭС.

2 вариант – соответственно 90 % от АЭС и 10 % от КЭС.

3 вариант – 100 % электроэнергии потребляется от АЭС.

Снижение себестоимости ГАЭС за счет реализации текущего эффекта определяется как отношение текущего эффекта от функционирования ГАЭС на величину производимой ГАЭС электроэнергии. Величина текущего эффекта для второго варианта была оценена ранее в главе 2 и составила 1439,9 млн. руб.

Величина эффекта для первого и третьего варианта определялась аналогично с учетом изменения топливного эффекта в зависимости от доли потребления электроэнергии ГАЭС от КЭС в часы провала графика нагрузки. Величина эффекта для первого и третьего вариантов равна соответственно 1189 млн. руб. и 1692,02 млн. руб. Тогда величина снижения себестоимости электроэнергии ГАЭС по вариантам составит:

1 вариант Этек = 1189 млн. руб./1908,52 млн кВт.ч =0,62 руб/кВт.ч 2 вариант Этек = 1439,9 млн. руб/ 1908,52 млн.кВт.ч = 0,75 руб/кВт.ч.

3 вариант Этек = 1692,02 млн. руб/ 1908,52 млн.кВт.ч = 0,89 руб/кВт.ч.

Исходя из проведенных расчетов в соответствии с методикой ФСТ тариф на услуги по обеспечению системной надежности, оказываемые Ленинградской ГАЭС, составляет 0,23 руб./ кВт*ч (см. раздел 5.4).

Тогда суммарное снижение себестоимости ГАЭС по вариантам составит:

1 вариант - 0,85 руб/кВт.ч. (0,62 + 0,23), 2 вариант - 0,98 руб/кВт.ч. (0,75 + 0,23), 3 вариант - 1,12 руб/кВт.ч. (0,89 + 0,23).

Таким образом, себестоимость производства электроэнергии на ГАЭС с учетом эффектов по вариантам составит:

Вариант Себестоимость с учетом эффектов Сэф = 2,17 – 0,85 = 1,32 руб/кВт.ч.

Вариант Себестоимость с учетом эффектов Сэф = 1,78 – 0,98 = 0,80 руб/кВт.ч.

Вариант Себестоимость с учетом эффектов Сэф = 1,75 – 1,12 = 0,63 руб/кВт.ч.

В результате предложенного подхода реализации эффекта от функционирования ГАЭС в комплексе с АЭС была получена величина текущей экономии, которая составит:

- для первого варианта 1122,64 млн. руб./год, - для второго варианта - 1374,06 млн. руб./год, - для третьего варианта – 1625,5 млн. руб./год.

В пересчете на себестоимость производства электроэнергии на ГАЭС эта экономия может дать снижение себестоимости производства на 0,59 руб./кВт.ч для первого варианта, 0,72 руб./кВт.ч – для второго варианта и 0,85 руб./кВт.ч – для третьего варианта.

В результате функционирования энергокомплекса АЭС-ГАЭС имеют место ряд эффектов, основным из которых является эффект от оптимизации режимов АЭС-ГАЭС-КЭС и экономии газомазутного топлива. Величина эффекта от экономии топлива за счет функционирования энергокомплекса АЭС-ГАЭС может составить 1122,64 - 1625,5 млн. руб./год.

В случае если за оказываемую услугу от ГАЭС будет оплачивать получатель услуг (например, АЭС), то величина надбавки для АЭС будет устанавливаться исходя из объемов производства электроэнергии на АЭС и составит 0,045-0,065 руб./кВт.ч.

4.2.3. Корректировка механизма финансирования ГАЭС При реализации эффектов от функционирования ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности предлагается внести корректировки в действующий механизм по определению размера денежных средств, необходимых для финансирования строительства ГАЭС и определения составляющей цены на мощность (с Приказом ФСТ от 13.10.2010 № 482-э [32]).

Величина средств, необходимых для финансирования строительства (реконструкции модернизации) АЭС, ГЭС (ГАЭС) в части собственных денежных средств определяется по формуле (4.1):

где Ипi – потребность в финансировании инвестиционной программы, утвержденной в установленном порядке, в соответствующем i-том периоде регулирования; Ибi – потребность в финансировании расходов, входящих в состав инвестиционной программы генерирующей компании АЭС/ГЭС(ГАЭС), утвержденной в установленном порядке, обеспечивающих безопасную эксплуатацию генерирующих объектов АЭС/ГЭС(ГАЭС); Аi - часть амортизационных отчислений, превышающая затраты на финансирование расходов, входящих в состав инвестиционной программы генерирующей компании АЭС/ГАЭ, утвержденной в установленном порядке, обеспечивающих безопасную эксплуатацию генерирующих объектов АЭС/ГЭС(ГАЭС); ЧПинвi – нераспределенная чистая прибыль прошлых лет, направляемая по решению акционеров на инвестиции в соответствующем периоде регулирования; Сфбi – целевые инвестиционные средства, предусмотренные федеральным бюджетом на реализацию инвестиционных мероприятий (в т.ч. взносы в уставный капитал генерирующей компании АЭС/ГАЭС); Кi – объем вновь привлекаемых кредитных средств в соответствующем периоде регулирования, предусмотренные в инвестиционной программе генерирующей компании АЭС/ГАЭС; Ипр – прочие источники финансирования, предусмотренные в инвестиционной программе генерирующей компании АЭС/ГАЭС.

Величина собственных денежных средств для i-го периода регулирования (см. формулу 4.1) может быть снижена за счет получателей услуг на величину размера платы за реализацию эффектов от функционирования ГАЭС - Прэ.

Для случая, когда не удается полностью реализовать механизм оплаты получателями услуг эффекта от функционирования ГАЭС, величина собственных денежных средств будет выше.

Оценим суммарную величину, на которую могут быть снижены собственные средства за поставляемые услуги для ГАЭС. Размер платы за поставляемые услуги рассчитывается исходя из срока окупаемости ГАЭС - Ток = лет. Суммарный размер платы определяется:

где Пм - величина платы за единовременные эффекты от ГАЭС, Пэ - суммарная величина платы за текущие эффекты от ГАЭС в течение всего периода окупаемости, которая определяется исходя из годовой платы, Пэ = Пэ год ·Ток.

Исходя из предложенной методики оценки системных эффектов и проведенных расчетов величины единовременного и текущего эффекта для ГАЭС (см раздел 2) можно оценить суммарный размер платы за полный срок окупаемости, приведенный к началу года сооружения объекта:

Прэ.= 21607 + 1440 · 20 = 50407 млн. руб.

Принципы реализации этих эффектов на рынке электроэнергии и мощности были рассмотрены выше. Единовременный эффект реализуется за счет рынка мощности (частично на этапе строительства, частично в период эксплуатации), а текущий эффект – за счет рынка электроэнергии (в период эксплуатации). Таким образом, для обоснования собственных денежных средств энергетической компании (формула 4.1.) на этапе строительства и функционирования ГЭС (ГАЭС) можно использовать механизмы реализации системных эффектов за счет рынков электроэнергии и мощности (долгосрочного рынка мощности).

4.3. Методика обоснования платы за мощность для ГАЭС Рассмотрим принципы формирования ценовых параметров на долгосрочном рынке мощности за счет договоров о предоставлении мощности (ДПМ) для ГАЭС. Работая на рынке электроэнергии и мощности, ГАЭС продает:

1) мощность - РГАЭС, 2) электроэнергию, выработанную в турбинном режиме, - W ГАЭСтурб, 3) системные услуги – WГАЭС сист.ус В ночной период графика нагрузки ГАЭС покупает потребленную в насосном режиме электроэнергию - W ГАЭСнас Для возврата инвестиций при сроке окупаемости Ток=10 лет (Ен=0.1), работая на рынке электроэнергии, ГАЭС должна обеспечить покрытие следующего объема ежегодных затрат Згаэс:

Згаэс = Кгаэс Ен + И + Згаэсзар, где Кгаэс - капиталовложения в ГАЭС; Ен – нормативный коэффициент эффективности, равный 0,1 при сроке окупаемости 10 лет; И - суммарные постоянные затраты на ГАЭС; Згаэсзар - затраты на работу ГАЭС в насосном режиме.

Затраты на работу ГАЭС в насосном режиме определяются по формуле:

Згаэсзар = W ГАЭСнас * Цоптноч, где Цоптноч – тариф на покупку электроэнергии в ночной период на оптовом рынке; W – объем потребляемой ГАЭС электроэнергии в насосном ренас жиме.

Згаэсзар =2,739*109 *0,9142= 2504 млн. руб./год.

Тогда затраты на ГАЭС составят:

Згаэс = 0,1*93600*103 +2963+2504 = 14827 млн. руб./год.

Определим величину дохода Дгаэсэ/э, который ГАЭС заработает на оптовом рынке электроэнергии:

Дгаэс э/э = W Гаэстурб *Цоптдневн, где Цоптдневн - тариф на продажу электроэнергии ГАЭС на оптовом рынке в дневные часы суточного графика нагрузки, (принят равным 2,34 руб./кВт.ч).

Дгаэс э/э = 1,909*109 *2,34 руб/кВт ч = 4,467 *109 руб = 4467 млн руб/год Учитывая, что ГАЭС продает не только электроэнергию, но и мощность, оценим объем денежных средств, которые необходимо получить от продажи мощности:

Дгаэср = Згаэс – Дгаэсэ/э, Дгаэсэ/э – доход от продажи электроэнергии ГАЭС на оптовом рынке.

Дгаэср =14827 млн. руб./год – 4467 млн. руб./год =10360 млн. руб./год С учетом того, что ГАЭС продает на рынке системные услуги, общий объем дохода, который должна получать ГАЭС должен покрыть затраты:

Згаэс= Дгаэсэ/э + Дгаэср дпм +Дгаэссу где Дгаэссу - доход ГАЭС от продажи системных услуг.

Отсюда величина дохода, которую ГАЭС должна получить на рынке мощности за счет ДПМ, составит:

Дгаэср дпм = Згаэс – Дгаэсэ/э – Дгаэссу, ГАЭС на рынке системных услуг может получать доход:

За поддержание частоты Дгаэс част, За оперативно-диспетчерское управление Дгаэс ОДУ, За регулирование суточных графиков нагрузки Дгаэс ргн, Дгаэссу = Дгаэсчаст +Дгаэс ОДУ +Дгаэс ргн.

1) Доход за поддержание частоты определяется:

Дгаэс част = Цчаст *Wгаэстурб Цчаст – тариф на обеспечение частоты в энергосистеме, принят равным 0,23 руб./кВт.ч (см.параграф 4.4).

Дгаэс част= 0,23*1,909*109 =440*106 руб.

2) Согласно Приказу ФСТ об утверждении тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению (ОДУ), оказываемых ОАО «СО ЕЭС», тариф включает в себя две составляющие [34].

а) плату за мощность за оказание услуг по ОДУ в части управления технологическими режимами и обеспечения функционирования технологической инфраструктуры оптового и розничного рынков ДГАЭСОДУм ;

б) плату за электроэнергию за оказание услуг по ОДУ, оказываемых ОАО «СО», в части организации отбора исполнителей и оплаты услуг по обеспечению системной надежности, услуг по обеспечению вывода ЕЭС России из аварийных ситуаций, услуг по формированию технологического резерва мощности (ТРМ) ДГАЭСОДУэ.

Оплата услуг по ОДУ для ОАО «СО» может осуществляться в значительной степени за счет ГАЭС и учитывает плату за ТРМ.

Дгаэс ОДУ = ДГАЭСОДУм + ДГАЭСОДУэ, ДгаэсОДУ= ЦОДУм *Nгаэстурб *12, Дгаэссн= ЦОДУэ* WгаэсТурб, где ЦОДУм– тариф на мощность за оказание услуг по ОДУ в энергосистеме, Цсн – тариф на электроэнергию за оказание услуг по ОДУ в энергосистеме Nгаэстур – мощность ГАЭС в турбинном режиме ДГАЭСОДУм =8380,987 руб/МВт*мес *1560 МВт*12 = 156,9*106 руб./год ДГАЭСОДУэ=1,453 руб./МВт*ч * 1909*106кВт*ч = 2,773*106 руб./год ДгаэсОДУ = 156,9*106+2,773*106=159,7*106 руб./год.

3) Доход за выравнивание суточных графиков нагрузки Дгаэссу ргн (Кргн /10) + Э1. + Э2 + Э Кргн – единовременная экономия от выравнивания суточного графика нагрузки;и Э1 – текущая экономия от оптимизации режимов и снижения перерасхода топлива;

Э2 – текущая экономия от снижения затрат на « пуск – останов»;

Э3 – текущая экономия от снижения затрат на ремонт ТЭС (принята равной 0,7% от капвложений).

Э3 = 0,7*10-2 *Кгаэс= 0,7*10-2 *93600*106=655*106 руб.

Дгаэс ргн =16500/10 + 1373+15+655=3693 млн. руб./год.

Суммарный доход ГАЭС на рынке системных услуг определится:

Дгаэссу = Дгаэссу +ДгаэсОДУ +Дгаэссу =440+159,7+3693 = 4292,7 млн.

руб./год.

Отсюда можно определить величину дохода, которую ГАЭС должна получить на рынке мощности за счет договоров о предоставлении мощности ДПМ:

Дгаэср дпм 1 =Згаэс - Дгаэсээ - Дгаэссу = 14827-4467-4292,7 6067,3 млн. руб./год.

Цена на мощность ГАЭС по договорам поставки мощности (ДПМ) определяется следующим образом:

Цгаэср дпм 1 = Дгаэср дпм 1 /( Nгаэстур*12).

Цгаэср дпм 1 = 6047,3/(1560*12) = 323 тыс. руб./МВт мес.

Но если для ГАЭС еще не создан механизм возврата денежных средств от регулирования графика нагрузки энергосистемы, тогда объем полученных денежных средств с учетом продажи системных услуг и величина тарифа на мощность составят:

159.7)=10119,7 млн. руб./год.

Цгаэср дпм 2 =10119,7/(1560*12) = 541 тыс. руб./МВт мес.

Аналогичным образом рассчитаем ценовые параметры на рынке ДПМ, принимая тариф на электроэнергию равным 1,20 руб./кВт ч.

Дгаэсэ/э = 1,909*109 *1,2 руб/кВт ч = 2,29 *109 руб. = 2290 млн. руб./год, Дгаэср =14827 – 2290 =12537 млн. руб./год.

С учетом дохода от регулирования графика нагрузки энергосистемы:

Дгаэср дпм = 14827 – 2290 - 4292,7 = 8244,3 млн. руб./год.

Цгаэср дпм = 8244,3/(1560*12) = 440 тыс. руб./МВт мес.

Без учета дохода от регулирования графика нагрузки энергосистемы:

Дгаэср дпм = 14827 - 2290 - (440 - 159,7) = 11937,3 млн. руб./год.

Цгаэср дпм = 11937,3/(1560*12) = 638 тыс. руб./МВт мес.

Если принять срок окупаемости Ток=20 лет (Ен=0,05), то получаем следующие ценовые параметры на ДПМ:

Тэ\э = 2,34 руб./кВт.ч Згаэс = 0,05*93600*103 +2963+2504 = 10147 млн. руб./год Дгаэсэ/э = 1,909*109 *2,34 руб/кВт ч = 4,467 *109 руб. = 4467млн. руб./год, Дгаэср =10147 – 4467 = 5680 млн. руб./год.

С учетом дохода от регулирования графика нагрузки энергосистемы:

Дгаэср дпм = 10147 – 4467 - 4292,7=1387,3 млн. руб./год, Цгаэср дпм = 1387,3/(1560*12) = 74 тыс. руб./МВт мес.

Без учета дохода от регулирования графика нагрузки энергосистемы:

Дгаэср дпм = 5680-(440-159,7) = 5080,3 млн. руб./год, Цгаэср дпм = 5080,3/(1560*12) = 271 (тыс. руб./МВт мес.

Тэ\э=1,2 руб./кВт ч Дгаэср =10147– 2290 = 7857 млн. руб./год.

С учетом дохода от регулирования графика нагрузки энергосистемы:

Дгаэср дпм = 7857 - 4292,7=3564,3 млн. руб./год, Цгаэср дпм = 3564,3/(1560*12)=190 тыс. руб./МВт мес.

Без учета дохода от регулирования графика нагрузки энергосистемы:

Дгаэср дпм = 7857 - (440-159,7) = 7257,3 млн. руб./год, Цгаэср дпм = 7257,3/(1560*12) = 388 тыс. руб./МВт мес.

Итоговые ценовые параметры для ГАЭС на рынке ДПМ приведены в таблице 4.10 и 4.11.

Таблица 4.10. Величина тарифа для ГАЭС по ДПМ при Ток=10 лет Тэ/э=2,34 323 тыс.руб./МВт мес. 541 тыс.руб./МВт мес Тэ/э = 1,2 440 тыс.руб./ МВт мес. 638 тыс.руб./МВт мес Таблица 4.11. Величина тарифа для ГАЭС по ДПМ при Ток=20 лет Тэ/э=2,34 74 тыс.руб./МВт мес. 271 тыс.руб./МВт мес Тэ/э = 1,2 190 тыс.руб./ МВт мес. 388 тыс.руб./МВт мес Таким образом, на основе предложенного методического подхода по обоснованию ценовых параметров ГАЭС на рынке мощности, можно оценить плату за мощность на ДПМ. Эта величина платы может быть использована в дальнейшем при оценке показателей эффективности ГАЭС.

4.4. Оценка тарифа на обеспечение системной надежности 4.4.1. Перспективы развития рынка системных услуг в России ГАЭС должна получать плату за оказание услуг участникам рынка энергии как с использованием коммерческих инструментов, так и с помощью механизмов, предусмотренных новыми нормативными актами (рынок системных услуг, механизм системной надежности, энергоэффективности).

Для присоединения недостающих механизмов к уже действующим (РСВ, КОМ) должны быть созданы механизмы по методологии энергосбережения. Без этого проблематично преодолеть мотивацию завышения генерирующими компаниями себестоимости вырабатываемой энергии и мощности, поскольку такое завышение увеличивает прибыль (методика тарифообразования «Издержки плюс»).

Сегодня за услуги по обеспечению функционирования единой энергосистемы платит генератор. Но с запуском рынка системных услуг оплата ляжет на плечи покупателя оптового рынка.

Системные услуги – это поддержание надежного энергоснабжения потребителей и соблюдение заданных параметров энергосистемы, что обеспечивается изменением объема генерирующих мощностей, поставляющих электроэнергию в сеть. То есть, при необходимости либо подключаются резервные мощности, либо часть действующих - уводится в резерв. Этим обеспечивается баланс генерации и потребления. Однако на деле обеспечение надежности состоит из гораздо большего числа процессов и услуг. По сложности структуры рынок системных услуг сопоставим с рынком мощности, а по технологической уникальности и числу проблем электроснабжения намного превосходит его и требует серьезной подготовки и нетрадиционных подходов.

Организатором рынка системных услуг с правами заказчика является Системный оператор, а участниками станут генерирующие компании, потребители электроэнергии и сетевые компании. У всех них есть свои механизмы для обеспечения заданных параметров функционирования энергосистемы. Упрощенно модель рынка системных услуг выглядит следующим образом. Генерирующие компании/потребители, имеющие возможность гибко управлять своей генерацией/потреблением, подают заявки на участие в рынке системных услуг.

Системный оператор по конкурсу выбирает необходимое число участников.

После чего автоматизированная система преобразует ситуацию на рынке (недостаток/излишек электроэнергии в узлах поставки и иные показатели) в прямые сигналы для конкретных электростанций - участников рынка системных услуг.

Генерирующая компания/потребитель, поставляющая подобные услуги, должна получать плату, компенсирующую затраты по установке (или перевооружению), эксплуатации и изменению режима соответствующего оборудования, а также компенсацию за простои своих мощностей (если из-за избыточности электроэнергии на рынке они будут не загружены какое-то время).

Для обеспечения этого вышло постановление Правительства РФ № [37], в котором утверждены правила отбора поставщиков системных услуг, правила оказания услуг по обеспечению системной надежности и следующие возможные виды услуг по обеспечению надежной работы энергосистемы:

услуга по нормированному первичному регулированию частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций;

услуга по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций (за исключением гидроэлектростанций установленной мощностью более 100 МВт);

услуга по регулированию реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг не производится электрическая энергия;

услуга по развитию систем противоаварийного управления (включая установку (модернизацию) соответствующих устройств) в Единой энергетической системе России.

Упомянутое постановление позволяет сложные технологические механизмы реализовать через обеспечение финансовых потоков для того чтобы потребители получали электроэнергию с надлежащим качеством, а генераторы и сети работали в условиях, соответствующих тем, для которых оборудование спроектировано. Рынок системных услуг представлен системой договоров и общей системой расчетов, которые видны на рис. 5.2. Участниками рынка системных услуг являются:

Системный оператор – организатор рынка системных услуг с правами заказчика;

Поставщики системных услуг – генераторы, потребители электроэнергии, сетевые компании;

Потребители системных услуг – все пользователи энергосистемы;

Плательщики системных услуг – потребители э/э.

Рис.4.2. Система договоров и общая схема расчетов на рынке системных услуг Системный оператор является организатором рынка системных услуг, к функциям которого относится: 1) определение спроса на системные услуги; 2) отбор поставщиков; 3) заключение договоров; 4) мониторинг оказания услуг, контроль; 5) оплата.

Услуги оказываются на основании индивидуального договора, предусматривающего порядок оказания системных услуг, их оплату, санкции за неисполнения обязательств.

Средства на оплату СУ поступают системному оператору в рамках договора на оказание услуги по оперативно-диспетчерскому управлению (плательщики – потребители э/э). Схема работы системного оператора представлена на рис. 4.3.

Инфраструктура рынка системных услуг состоит из системного оператора, который организует функционирование рынка, и администратора торговой системы, который организует систему финансовых расчетов Системный оператор:

определяет «конкурентные» зоны торговли каждой системной услугой;

подтверждает способность поставщиков СУ оказывать соответствующие услуги;

определяет необходимый объем услуги в каждой зоне;

проводит отбор поставщиков системных услуг;

заключает с поставщиками долгосрочные договоры на оказание системных услуг;

осуществляет мониторинг оказания системных услуг;

Поставщик системных услуг оказывает системную услугу в течение 8- лет:

в конкурсе имеют право участвовать только поставщики, которые могут оказывать системные услуги в течение 8-10 лет;

заявляет на конкурс суммарный денежный поток на весь период действия договора: набор плат за оказание системных услуг.

Поставщик системных услуг в течение времени предоставления системных услуг каждый год получает плату за оказание системных услуг и несет штрафные санкции за невыполнение по факту обязательств по договору оказания системных услуг:

• в случае «малых нарушений» – системный оператор уменьшает плату за оказание системных услуг;

• в случае «больших нарушений» - системный оператор дисквалифицирует указанного поставщика и проводит новый замещающий конкурс;

- дисквалифицированный поставщик возвращает системному оператору максимум финансовых средств (своя плата системных услуг; новая плата системных услуг).

Оплата за системные услуги должна обеспечить возмещение поставщику системных услуг следующих расходов:

условно-постоянные затраты - капитальные затраты на модернизацию или установку нового оборудования, включая амортизацию и затраты на поддержание оборудования в рабочем состоянии;

переменные затраты, связанные с изменением выработки/потребления электроэнергии;

упущенная выгода как неполученная прибыль от участия в рынке э/э вследствие ограничения объема выработки электроэнергии при резервировании части мощности в целях обеспечения системной надежности.

Три варианта получения платы за предоставление системной услуги поставщиком системных услуг представлены на рис 4.4.

Рис. 4.4. Варианты получения платы за предоставленные системные услуги Виды затрат, которые несет поставщик системных услуг, и механизмы компенсации этих затрат представлены в табл. 4.12.

Таблица 4.12. Виды затрат поставщика системных услуг 1) Единовременные затраты на модернизацию Пункт 1 и 2 – оплачивается через плату или установку нового оборудования, необхо- за СУ; при этом независимо от того, подимого для оказания СУ требовалось ли предоставление СУ от 2) Затраты, связанные с повышенным износом поставщика или нет, – он получит возосновного оборудования в результате оказа- мещение затрат по 1) ния СУ (в основном для генераторов) Пункт 3 – относится на внешнюю иниИзменение выработки / потребления элек- циативу и оплачивается через баланситроэнергии в результате оказания услуги рующий рынок 4) Упущенная выгода как неполученная при- Пункт 4 – оплачивается на оптовом быль от участия в рынке электроэнергии рынке э/э = Объем резерва*(Цена рынка вследствие ограничения объема выработки – Цена в заявке) электроэнергии при резервировании части мощности, связанном с оказанием СУ По принятой схеме оплата системных услуг будет производиться именно покупателем оптового рынка по установленным федеральной службой тарифам. Тогда как до запуска рынка расчеты системного оператора с рыночным сообществом проводились (и проводятся) в виде оплаты генератором за услуги по обеспечения функционирования единой энергосистемы.

Установленные для потребителей тарифы будут обеспечивать поступление средств, предназначенных для целевого использования в рамках рынка системных услуг, а также механизма гарантирования инвестиций.

К условно-постоянным затратам относятся:

• дополнительная ремонтная составляющая (для исполнителей услуг НПРЧ и АВРЧМ на рынке мощности целесообразно предусмотреть увеличение разрешенных (не штрафуемых) сроков ремонта);

• обслуживание модернизированных систем управления;

• поддержание в работе системы мониторинга;

• повышение квалификации персонала и рост зарплаты.

Развитые рынки характеризуются сбалансированным развитием разных сегментов. И рынок системных услуг является элементом, который позволяет генерации получить средства, необходимые для модернизации оборудования и содержания его в надлежащем состоянии (аналогичные инвестиции потребуются и для участвующих в рынке системных услуг потребителей, но это произойдет позже). Пока же речь сугубо о генерации.

Оборудование генерирующих компаний, участвующее в оказании системных услуг, терпит повышенный износ. Это происходит при быстром вводе и выводе мощностей, при значительном изменении мощности и пр. В результате компании несут коммерческие потери, когда, например, не вырабатывают энергию, которую могли бы вырабатывать. Кроме того для участия энергомощностей в рынке, необходимы инвестиции в модернизацию, которые обеспечат необходимые свойства оборудования, его готовность к работе в особых режимах, которые напрямую не связаны с выработкой электроэнергии.

Средства, привлеченные с рынка системных услуг должны, во-первых, стать источником необходимых инвестиций, во-вторых, компенсировать повышенный износ и другие потери, в-третьих, могут позволить компаниямучастникам рынка получать прибыль. Отбор на рынок происходит по конкурсу.

Экономическая эффективность этого рынка обеспечивается, с одной стороны, достаточностью средств для генераторов, с другой – их минимизацией.

Рынок системных услуг создаст условия для улучшения технического состояния, повышения уровня модернизации оборудования. И очень важно, что, несмотря на относительно небольшую долю, рынок позволит организовать адресное финансирование проектов, которые обеспечивают получение необходимых функций.

4.4.2. Методика расчета размера тарифа на услуги по обеспечению Методические указания по расчету цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности (далее - Методические указания) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

Методические указания определяют основные положения по расчету устанавливаемых Федеральной службой по тарифам (ФСТ) цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности.

В соответствии с Методическими указаниями осуществляется расчет устанавливаемых ФСТ в соответствии с законодательством Российской Федерации цен (тарифов) на следующие услуги по обеспечению системной надежности:

а) нормированное первичное регулирование частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций (далее - услуги по нормированному первичному регулированию частоты);

б) автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций (за исключением гидроэлектростанций установленной мощностью более МВт) (далее - услуги по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности);

в) регулирование реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг не производится электрическая энергия (далее - услуги по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии);

г) развитие систем противоаварийного управления (включая установку (модернизацию) соответствующих устройств) в Единой энергетической системе России (далее - услуги по развитию систем противоаварийного управления).

Цены (тарифы) на услуги по обеспечению системной надежности устанавливаются ФСТ в отношении каждой услуги и каждого объекта электроэнергетики, с использованием которого оказывается соответствующая услуга по обеспечению системной надежности.

Расчет цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности осуществляется исходя из принципа обязательного раздельного учета доходов и расходов, объемов продукции (услуг) субъектов электроэнергетики по видам деятельности. Принципы раздельного учета доходов и расходов по видам деятельности определяются учетной политикой субъекта электроэнергетики.

Исходными данными для расчета цен (тарифов) являются:

расчетный (плановый) объем необходимой валовой выручки, требуемый для возмещения экономически обоснованных расходов субъекта электроэнергетики, связанных с оказанием услуг по обеспечению системной надежности, с учетом установленных системным оператором технических параметров и характеристик объектов электроэнергетики, с использованием которых осуществляется (планируется осуществлять) оказание соответствующих услуг, а также условий технологического режима и параметров их работы;

расчетный объем услуг по обеспечению системной надежности.

Если субъект электроэнергетики кроме деятельности по обеспечению системной надежности осуществляет иные виды деятельности, расходы на их осуществление и полученные от этих видов деятельности доходы (убытки) не учитываются при расчете регулируемых цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности.

Экономически необоснованные расходы субъектов электроэнергетики исключаются из расчетов цен (тарифов) в соответствии с Основами ценообразования.

Размер цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности, оказываемых субъектом электроэнергетике, рассчитывается по формуле:

НВВГАЭС

где Т ГАЭС - размер цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности, оказываемых субъектом электроэнергетике, тыс.мруб./МВт * ч оказания услуги;

НВВГАЭС - необходимая валовая выручка на оказание услуги по обеспечению системной надежности с использованием ГАЭС за год, тыс. руб.;

WГАЭС - расчетный объем услуги по обеспечению системной надежности, оказываемой с использованием ГАЭС.

В отношении услуги по нормированному первичному регулированию частоты (НПРЧ) и услуги по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ) расчетный объем услуг по обеспечению системной надежности определяется как величина резерва мощности, требуемого для работы объекта в режиме НПРЧ и АВРЧМ в МВт. Для работы в режиме НПРЧ и АВРЧМ WГАЭС рассчитывается по формуле:

где hу, ч – среднегодовое число часов работы энергоблока WГАЭС 0,1 1760 1223,41 215320,21МВт ч / год Определение состава расходов и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации, Основами ценообразования и Методическими указаниями по обеспечению системной надежности [30].

При установлении цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности в части НПРЧ и АВРЧМ в состав необходимой валовой выручки включаются следующие расходы:

капитальные затраты, связанные с необходимостью подготовки оборудования к участию в НПРЧ/АВРЧМ, включая расходы на модернизацию оборудования, внедрение современных автоматизированных систем управления, проведение сертификации энергоблоков;

эксплуатационные затраты, в том числе:

- затраты, связанные с сервисным и абонентским обслуживанием технических и программных средств, необходимых для работы энергоблока в данных режимах, - ремонтная составляющая эксплуатационных затрат, связанная с дополнительным износом и снижением надежности элементов основного и вспомогательного оборудования и регулирующих органов (сокращением срока службы и увеличением числа отказов) при работе энергоблока в режимах НПРЧ/АВРЧМ;

Необходимая валовая выручка (НВВ) субъекта электроэнергетики, осуществившего модернизацию энергоблоков для участия в оказании услуг по НПРЧ и АВРЧМ после 01.01.2011 г. относимая на услуги по НПРЧ и АВРЧМ, рассчитывается отдельно в отношении каждой услуги и каждого объекта электроэнергетики, с использованием которого оказывается соответствующая услуга по обеспечению системной надежности, по формуле где: Вu ГАЭСK, тыс. руб. – возврат средств на модернизацию оборудования i-го объекта энергетики в году k, на который устанавливается тариф;

ЭГАЭС,тыс. руб. – эксплуатационные затраты, обусловленные участием iго энергоблока в режимах НПРЧ и АВРЧМ;

НД - норма доходности, принимается равной средней доходности государственных облигаций за истекший период года, предшествующий расчетному периоду регулирования, равная 8%;

Нпр - ставка налога на прибыль, равная 20%.

Возврат средств на модернизацию оборудования в k-ом периоде регулирования рассчитываются по формуле:

НПРЧ АВРЧМ

где КНПРЧ, АВРЧМнорм, тыс.руб. – нормированные капитальные затраты, необходимые для модернизации энергоблока, определяемые в соответствии с данными, представленными в табл. 4.13.

Таблица 4.13. Нормированные значения капитальных затрат, необходимых для модернизации энергоблока для участия в оказании услуг по НПРЧ и АВРЧМ С – нормативный срок службы оборудования, принимается равным 6 годам; КНПРЧ, АВРЧМт - понижающий коэффициент, учитывающий снижение капитальных затрат в связи модернизацией последующих блоков, определяемый в соответствии с данными, представленными в табл. 4.14.

Таблица 4.14. Понижающий коэффициент, учитывающий снижение капитальных затрат на модернизацию каждого последующего m-го блока Модернизация для режима Кицп – коэффициент индекса цен производителей, который определяется по формуле:

где К ицпn - фактический индекс цен производителей в n-ом году, прогнозный индекс цен производителей на i-1год.

Ви ГАЭС 17750 23220 40970тыс. руб.

Эксплуатационные затраты, возникающие при работе ГАЭС в режимах НПРЧ и АВРЧМ определяются по формуле:

где Э0 ГАЭС, тыс. руб. - эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств;

И ГАЭС, тыс. руб. – ежегодные затраты на инспекционный контроль после проведения сертификационных испытаний, согласно экспертной оценке составляют 500 тыс. руб./год.

Эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств определяются по формуле:

ГАЭС ГАЭС

Эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств, необходимых для решения задач НПРЧ, определяются по формуле:

ЭОГАЭС ЭмонГАЭС 0,7 ЭСАРГАЭС, При участии энергоблока в оказании услуг по АВРЧМ эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание оборудования рассчитываются по формуле:

ЭОГАЭС ЭмонГАЭС ЭСВГАСЭ 0,15 ЭСАРГАЭС.

где ЭмонГАЭС, тыс. руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на техническое обслуживание станционного устройства системы мониторинга фактического участия энергоблока в НПРЧ и АВРЧМ, согласно экспертной оценке составляют 1 080 тыс. руб./год.;

ЭСВГАСЭ, тыс. руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на техническое обслуживание системы связи с диспетчерским центром, аренду каналов связи и другие расходы, необходимые для обеспечения связи объекта электроэнергетики с диспетчерским центром для оказания услуг по НПРЧ И АВРЧМ, согласно экспертной оценке составляют 960 тыс. руб./год;

ЭСАРГАЭС, тыс. руб. - сервисное обслуживание ПТК и системы автоматического регулирования турбины, согласно экспертной оценке составляют 660 тыс.

руб./год. [30].

ЭОГАЭС 1080 960 0,15 660 2140 млн. руб.

Э0 ГАЭС 1540 2140 3680 млн. руб.

Таким образом, необходимая валовая выручка ГАЭС для участия в оказании услуг по НПРЧ и АВРЧМ рассчитывается по формуле:

Следовательно, можно рассчитать размер тарифа на услуги по обеспечению системной надежности, оказываемые Ленинградской ГАЭС:

Выводы по главе IV:

1. Для учета общесистемных эффектов при сооружении ГАЭС необходима разработка нормативно-правовой базы, обеспечивающей учет применительно к рынкам электроэнергии, мощности и системных услуг. В качестве механизма реализации эффектов предлагается использовать рынок мощности для реализации единовременного эффекта, а рынок электроэнергии - для реализации текущего эффекта.

2. Одним из получателей эффекта при функционировании ГАЭС является АЭС, поэтому учет эффекта для АЭС от функционирования ГАЭС может существенно повысить эффективность ГАЭС и обеспечить надежность энергоснабжения. Величина себестоимости электроэнергии на ГАЭС без учета системных эффектов составляет 1,75-2, руб./кВт*час. При реализации системных эффектов, в том числе за счет АЭС, величина себестоимости электроэнергии на ГАЭС существенно снижается и составляет 0,63-1,32 руб./кВт*час.

3. В результате анализа зарубежных энергетических рынков выявлено, что эффективным механизмом стимулирования развития генерирующих мощностей в условиях их дефицита, который имеет место в России, является использование рынка мощности наряду с использованием рынка электроэнергии.

4. В результате анализа функционирования энергетического рынка была предложена методика по обоснованию платы за мощность для ГАЭС на долгосрочном оптовом рынке электроэнергии и мощности. В результате проведенных расчетов была оценена величина тарифа на мощность по договорам о предоставлении мощности ДПМ для ГАЭС, которая составила 440 тыс. руб./ МВт мес. с учетом дохода от регулирования графика нагрузки и 638 тыс. руб./ МВт мес. без учета дохода от РГН при тарифе на электроэнергию на оптовом рынке 1, руб./кВт.ч. и сроке окупаемости инвестиций 10 лет.

5. На основе методических указаний по расчету цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности была обоснована величина тарифа на эти услуги для Ленинградской ГАЭС, которая составила 0, руб./кВт.ч. Эта величина тарифа была также использована при оценке эффективности ГАЭС на основе предложенной методики.

В ходе диссертационного исследования были рассмотрены и проанализированы проблемы развития топливно-энергетического комплекса СевероЗападного региона, связанные с тенденцией развития атомных электростанций, строительством ТЭС с турбоагрегатами большой единичной мощности, укрупнением электростанций, ухудшением маневренных свойств энергосистемы, что приводит к необходимости сооружения пиковых мощностей. Одним из решений проблемы является строительство ГАЭС, обладающих высокими маневренными возможностями. Причем, в отличие от других типов маневренных электростанций (ГЭС, ГТУ), которые могут покрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать в насосном (нагрузочном) режиме в зоне ночного провала суточного графика нагрузки, обеспечивая более благоприятный базисный режим ТЭС и АЭС, а также способствуя снижению межсистемных перетоков мощности.

Мировой опыт использования ГАЭС в электроэнергетике подтвердил их техническую эффективность в обеспечении экономичности и живучести энергосистем, в повышении надежности электроснабжения и качества поставляемой электроэнергии. Также, использование ГАЭС в целях регулирования электрических режимов доказало, что они являются не только генерирующим источником, но и источником оказания системных услуг, способствующих как оптимизации суточного графика нагрузок, так и повышению надёжности и качества электроснабжения. Анализ зарубежного опыта работы энергосистем с преобладанием ТЭС и АЭС показал, что для их оптимальной работы необходимо иметь в структуре генерирующих мощностей 1012 % мощности ГАЭС. В России доля ГАЭС составляет в настоящее время 0,5 %.

Объектом диссертационного исследования являлась Ленинградская ГАЭС, строительство которой предполагается осуществить в Северо-Западном регионе. Для обоснования целесообразности сооружения Ленинградской ГАЭС проведен анализ баланса мощности Центральной части энергосистемы СевероЗапада, который показал, что в режиме зимнего максимума энергосистема является избыточной во всем прогнозном периоде до 2020 года. При снижении потребления в ночной период возникает проблема выдачи избыточной мощности.

Анализ суточного графика нагрузки показывает, что базисные конденсационные электростанции (ГРЭС-19 Кириши и Псковская ГРЭС) должны привлекаться к регулированию графика нагрузки, Киришская ГРЭС обеспечивает основную часть регулировочного диапазона ОЭС Северо-Запада. Структура установленной мощности энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области характеризует недостаточность электростанций, обладающих регулировочным диапазоном.

Строительство Ленинградской ГАЭС решает проблему дефицита маневренных мощностей и обеспечивает разгрузку электрических станций в минимальных режимах. При заряде Ленинградской ГАЭС от станций энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области более чем на 1500 МВт снижается необходимая мощность разгрузки других электростанций рассматриваемой энергосистемы, что существенно облегчает работу в течение суток остальных электростанций и практически исключает отключение базисных генераторов при суточном регулировании.

Одним из важнейших факторов, повлиявших на развитие энергосистем, стало появление рыночных условий их функционирования. Развитие энергетического рынка требует нового концептуального подхода к обоснованию эффективности энергосистем. Рыночные условия функционирования энергосистем, изменение условий покупки-продажи электроэнергии и мощности увеличивают роль системных факторов, обеспечивающих надежность и качество энергоснабжения. В этих условиях роль ГАЭС, которые используются как системный регулятор, особенно возрастает.

Однако ГАЭС потребляет больше электроэнергии, чем расходует, т.е.

формально она является убыточной. Для обоснования целесообразности функционирования ГАЭС были разработаны методы и механизмы эффективного функционирования ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности с учетом системных факторов.

Для оценки эффективности ГАЭС предлагается использовать два метода, которые дополняют друг друга и позволяют оценить эффективность ГАЭС с учетом коммерческих и системных услуг: метод комплексной оценки эффективности и метод сравнительной оценки эффективности. В первом методе предлагается оценивать эффективность ГАЭС на основе показателей экономической эффективности (ЧДД, индекса доходности и др.), дополненных учетом услуг общесистемного характера. Второй метод основан на оценке и анализе показателей экономической эффективности ГАЭС и пиковых мощностей, способных покрывать аналогичные объемы потребления в часы максимальных нагрузок.

Для реализации первого метода в диссертации была проведена классификация системных эффектов, оказываемых ГАЭС на энергетическом рынке. Были выделены единовременные и текущие эффекты, предложена методика их оценки и проведена оценка этих эффектов на примере Ленинградской ГАЭС.

Оценка эффектов от функционирования ГАЭС показала, что основным единовременным эффектом является эффект от выравнивания суточного графика нагрузки, а текущим эффектом - от оптимизации режимов и снижения перерасхода топлива на КЭС. Учет этих эффектов при комплексной оценке эффективности ГАЭС показал, что ГАЭС имеет приемлемые показатели экономической эффективности, что показывает целесообразность ее сооружения в СевероЗападном регионе.

Для реализации второго метода проведена сравнительная оценка эффективности ГАЭС с альтернативным источником энергии ТЭС-ПГУ, которая показала, что даже с учетом высоких капиталовложений в ГАЭС (в 2,5 раза выше, чем для ТЭС-ПГУ) учет системных эффектов при оценке их эффективности делает их конкурентоспособными по сравнению с альтернативными источниками энергии.

Использование систем накопления энергии СНЭ является альтернативным вариантом сооружения ГАЭС в энергосистеме. Была проведена сравнительная оценка СНЭ с ГАЭС, которая показала, что использование накопителей энергии является конкурентоспособным по сравнению с ГАЭС, однако этот вопрос требует более детального исследования. Поэтому вопросы о возможном участии в оптимизации электрических режимов объединенной энергосистемы мощного накопителя энергии в виде гидроаккумулирующей станции и о методическом обосновании участия такой установки в оказании системных услуг сохраняют свою актуальность.

Исследовано влияние учета инфляции на оценку целесообразности инвестиций в ГАЭС, предложен метод учета инфляции при оценке показателей экономической эффективности ГАЭС, который апробирован на основе оценки эффективности Ленинградской ГАЭС.

В результате анализа влияния учета инфляции при оценке эффективности энергетических объектов, имеющих длительные сроки службы, было показано, что учет инфляции ведется неоднозначно, накопленный индекс инфляции при оценке доходов и расходов (числитель формулы ЧДД) – снижается с течением времени, а при оценке коэффициента приведения (знаменатель формулы ЧДД) – остается постоянным, что занижает эффективность проекта. Такая ситуация возникает вследствие того, что при оценке прогнозных показателей доходов и расходов индекс изменения цен через десять лет от начала функционирования объекта снижается до 1,02-1,03 (числитель формулы чистого дисконтированного дохода ЧДД). При этом номинальная процентная ставка банка не меняется в течение всего рассматриваемого периода (25-50 лет) и составляет 8-10 %, а инфляционная составляющая – 7-8% (знаменатель формулы ЧДД). В результате итоговый показатель ЧДД за полный срок функционирования энергетического объекта 25-50 лет существенно занижается.

В диссертации было показано, что для оценки эффективности проектов в энергетике с длительными сроками эксплуатации расчет ЧДД в базисных (сопоставимых) ценах без учета инфляции исключает неоднозначность ее задания и дает более обоснованные решения. С этих позиций представляется целесообразным использовать следующие подходы. Первый подход предполагает исключение инфляции из расчетов на всем рассматриваемом диапазоне времени, используя величину реальной процентной ставки и оценку показателей доходов и расходов в формуле ЧДД в сопоставимых (базисных) ценах. Второй подход предполагает первые десять лет рассматриваемого периода расчет проводить с учетом инфляции, а затем – без учета инфляции в постоянных ценах, используя величину реальной процентной ставки. Для энергетических объектов с большими расчетными сроками эксплуатации 25-50 лет, в частности для ГАЭС, такой подход дает возможность получить более обоснованное решение по оценке эффективности ГАЭС.

Для учета общесистемных эффектов при сооружении ГАЭС необходима разработка механизмов, позволяющих учесть эти эффекты, и нормативноправовой базы, обеспечивающей реализацию технологических особенностей гидроаккумулирующей генерации применительно к рынкам электроэнергии, мощности и системных услуг. Для этого в диссертации были рассмотрены общие принципы функционирования рынка электроэнергии и мощности в России и за рубежом.

В разных странах действуют различные механизмы функционирования энергетического рынка и развития генерирующих мощностей. Особое значение для вновь вводимых мощностей имеет рынок мощности, который позволяет снизить изменчивость цен, застраховать риски неполучения поставщиком необходимых средств на покрытие условно-постоянных расходов, обеспечить возврат инвестиций в строительство новых мощностей. В связи с этим в условиях дефицита мощности или прогнозируемого роста энегопотребления предпочтительным является рынок двух товаров – электроэнергии и мощности, который получил развитие в России. Особое значение имеет этот рынок при сооружении новых мощностей, так как предоставляет инвесторам возможность точнее прогнозировать возмещение затрат на строительство генерирующих мощностей.

На основе анализа функционирования энергетического рынка были выделены сегменты энергетического рынка, через которые можно реализовать системные эффекты при функционировании ГАЭС. Таким сегментом рынка является долгосрочный рынок мощности, введенный Постановлением правительства РФ №89 от 24.02 2010 г.

В качестве механизма реализации эффектов предлагается использовать рынок мощности для реализации единовременного эффекта, а рынок электроэнергии - для реализации текущего эффекта. Для этого плата за мощность оплачивается получателями услуг – энергетическими компаниями и потребителями.

Особое место среди получателей услуг, поставляемых ГАЭС, занимают атомные электростанции, работающие в базисной части графика нагрузки, поэтому в диссертации была проведена оценка реализации эффекта от функционирования ГАЭС в комплексе с АЭС. Оценка эффекта была проведена при условии потребления основной доли электроэнергии ГАЭС в ночные часы графика нагрузки от АЭС (рассмотрены варианты 80%, 90% и 100 %). Была оценена величина снижения себестоимости электроэнергии ГАЭС за счет поставки услуг ГАЭС по вариантам, которая составила: 0,62 руб./кВт.ч - 0,89 руб./кВт.ч.

В условиях действующего рынка электроэнергии и мощности механизмом финансирования инвестиций является долгосрочный рынок мощности, в частности для ГАЭС такой сегмент рынка, как - договоры о предоставлении мощности ДПМ. В результате исследований была предложена методика по обоснованию платы за мощность для ГАЭС по ДПМ на оптовом рынке электроэнергии и мощности. В результате проведенных расчетов была оценена величина тарифа на мощность по договорам о предоставлении мощности ДПМ для ГАЭС, которая составила 440 тыс. руб./ МВт мес. с учетом дохода от регулирования графика нагрузки и 638 тыс. руб./ МВт мес. без учета дохода от РГН при тарифе на электроэнергию на оптовом рынке 1,2 руб/кВт.ч. и сроке окупаемости инвестиций 10 лет. На основе предложенного методического подхода по обоснованию ценовых параметров ГАЭС на рынке мощности можно оценить плату за мощность на ДПМ. Эта величина платы может быть использована в дальнейшем при оценке показателей эффективности ГАЭС.

Еще одним сегментом рынка, возмещающим оказание ГАЭС системной надежности, является рынок системных услуг. На основе методических указаний по расчету цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности, обеспечивающих первичное и вторичное регулирование частоты и регулирование реактивной мощности и развитие систем противоаварийного управления была оценена величина тарифа на эти услуги для Ленинградской ГАЭС, которая составила 0,23 руб./кВт.ч. Эта оценка была также использована при оценке эффективности ГАЭС на основе предложенной методики.

Таким образом, использование предложенных методов и механизмов реализации системных эффектов при функционировании ГАЭС показывает эффективность их функционирования на рынке электроэнергии и мощности.

1. Федеральный закон РФ от 14 апреля 1995 г. №41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации».

2. Федеральный закон РФ от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

3. Федеральный закон РФ от 26 марта 2003 г. № 36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "Об электроэнергетике"».

4. Постановление Правительства от 11 июля 2001 г. № 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации".

5. Классификация основных средств, включаемых в амортизационные группы. Утверждена постановлением Правительства РФ от 1 января 2002 г. № (в ред. Постановлений Правительства РФ от 9 июля 2003 г. №415, от 8 августа 2003 г. №476).

6. Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы // Правительство РФ, 08 августа 2003, № 476.

7. Постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г. №643 «О правилах переходного периода рынка электрической энергии (мощности) переходного периода».

8. Постановление Правительства РФ от 26 февраля 2004 г. №109 «О ценообразовании в отношение электрической и тепловой энергии».

9. Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 г. №529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)».

10. Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 г. №530 «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики».

11. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. – М., 2007. Одобрена распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 г.

№215-р.

12. Постановление Правительства РФ от 30 июля 2009 г. №626 «О внесении изменений в акты Правительства РФ по вопросам формирования перспективного источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии».

13. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года // Правительство РФ, 13 ноября 2009, № 1715-р.

14. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. Утверждена распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. №1715-р.

15. Постановление Правительства РФ №89 от 24 февраля 2010 года «О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности)».

16.Постановление Правительства РФ №238 от 13.04. 2010 года «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода.

17. Распоряжение Правительства РФ от 18.08.11 №1461-р «Об установлении с 1 июля 2011 г. предельного максимального уровня цены на мощность для проведения конкурентного отбора мощности на 2012 г.».

18. Постановление Правительства РФ от 27.12.2011 №1172 «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства РФ по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности».

19. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Утверждены Приказом Минэнерго России №229 от июня 2003 г.

20. Приказ Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 г. №20-э/ «Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке.

21. Приказ Федеральной службы по тарифам от 23 октября 2009 г. № 267-э/ «Об утверждении методических указаний по расчету цен (тарифов) и предельных (минимальны и/или максимальных) уровней цен (тарифов) на услуги по оперативно-диспетческому управлению в электроэнергетике».

22. Приказ Федеральной службы по тарифам от 30 октября 2009 г. № 268-э/ «Об утверждении формул индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемых в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности), порядка их применения, а также порядка установления плановых и фактических показателей, используемых в указанных формулах».

23. Приказ ОАО «РусГидро» от 25.01.2010 г. № 33 « Об утверждении Единых сценарных условий ОАО РусГидро» на 2010-2035 гг.

24. Постановление Правительства РФ от 3 марта 2010 г. №117 «Правила отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электроэнергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг».

25. Приказ Федеральной службы по тарифам от 17 февраля 2010 г. № 23-э/ «Об утверждении порядка расчета регулируемых уровней цен (тарифов) на электрическую энергию, реализуемую поставщиками оптового рынка электрической энергии (мощности), применяемых при введении государственного регулирования цен (тарифов) в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка электрической энергии (мощности)».

26. Приказ Министерства экономического развития РФ от 26 июля 2010 г. № 329 «О методике определения величины средней доходности долгосрочных государственных обязательств, используемых при расчете цены на мощность для поставщиков мощности».

27. Приказ Федеральной службы по тарифам от 31 августа 2010 г. № 219-э/б «Об утверждении Методических указаний по расчету повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электрической энергии в зависимости от соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон по договорам об оказании услуг по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (договорам энергоснабжения)».

28. Приказ Федеральной службы по тарифам от 13 октября 2010 г. № 486-э «Об утверждении порядка определения цены на мощность вводимых в эксплуатацию новых атомных и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций)».

29. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов» (вторая редакция). Официальное издание, М.: Экономика, 2000.

30. Приказ ФСТ РФ «Об утверждении методических указаний по расчету цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности» от 31.08.2011 №201-э/1.

31. Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии на территории Санкт-Петербурга на 2010 год. Приложение к распоряжению Комитета по тарифам Санкт-Петербурга от 30.08.2010 № 137-р.

32. Приказ ФСТ от 13.10.2010 № 482-э «Об утверждении Порядка определения размера денежных средств (реконструкции, модернизации) генерирующих объектов АЭС и ГЭС (в том числе ГАЭС) и определения соответствующей составляющей цены на мощность, поставляемую в 2011 и 2012 годах на оптовый рынок электрической энергии (мощности) с использованием указанных генерирующих объектов».

33. Приказ Федеральной службы по тарифам от 13 октября 2010 г. № 486-э «Об утверждении порядка определения цены на мощность вводимых в эксплуатацию новых атомных и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций)».

34. Приказ Федеральной службы по тарифам от 4 октября 2012 г. № 320-э/ «Об утверждении тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике».

35. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования /Госстрой РФ, Минфин РФ, Госкомпром РФ. М., 1997. – 205 с.

36 Методические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике на стадии инвестиционных предложений. Официальное издание ОАО РАО «ЕЭС России», приказ №155 от 31.03.2008.

37. Методические указания по расчету цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности. Официальное издание. – М.: 2011.

38. Методические указания по устойчивости энергосистем. Утверждены приказом Минэнерго РФ №277 от 30 июня 2003 г.

39. Договоры о присоединении к торговой системе оптового рынка, НП «Системный оператор» от 31.10.2003 г. (в ред. От 01.11.2013 г.).

Научные публикации 40. Агатов И.О., Березинский С.А., Варичев Ю.Н. Из опыта унификации сооружений ГАЭС // Гидротехническое строительство. 1985. №4.

41. Андрианов В.Д. Инфляция и инструменты её регулирования. В кн.: Инфляция и экономический рост: теория и практика. – Под ред. А.Н.Красавина.

М.: Финансы и статистика, 2007. – 287 с.

42. Асарин А.Е. Развитие гидроэнергетики России // Гидротехническое строительство. 2003. №1.

43. Бабурин Б.Л. Экономическая эффективность строительства ГАЭС СССР // Гидротехническое строительство. 1979. №2.

44. Бабурин Б.Л., Щавелев Д.С. Вопросы экономической эффективности гидроаккумулирующих электростанций // Известия высших учебных заведений. Энергетика. 1973. №10.

45. Березинский С.А., Егоров А.В., Лашманова В.С. и др. Конструкция трубопроводов ГАЭС // Гидротехническое строительство. 1985. №4.

46. Бабурин Б.Л., Глезин М.Д., Красильников М.Ф., Шейман Л.Б. Гидроаккумулирующие электростанции. М.: Энергия, 1978, 183 с.

47. Бабурин Б.Л, Экономическая эффективность строительства ГАЭС СССР, Гидротехническое строительство, 1979, № II, с.10-13.

48. Бабурин Б.Л., Щавелев Д.С, Вопросы экономической эффективности ГАЭС. - Энергетика, 19, № 10, с.119-125.

49. Басовский Л.Е., Басовская Е.Н. Экономическая оценка инвестиций.

Учебное пособие. ММ.: ИНФРА-М, 2010. – 241 с.

50. Беляев Л.С. Проблемы электроэнергетического рынка. Новосибирск, Наука, 2009 г. – 293 с.

51. Бернадский Г.Г. Технические вопросы проектирования ГАЭС // Гидротехническое строительство, 1972. - №4, с.19-23.

52. Большая экономическая энциклопедия. – М.: Эксмо, 2008.

53. Бугаева Т.М., Малинина Т.В., Хабачев Л.Д. Организация и планирование производства в электроэнергетике. Принципы организации и функционирования рынков электроэнергии. СПб.: Изд-во Политехн. Ун-та, 2008. 92 с.

54. Герасименко В.В. Ценообразование: учеб. пособие. – М.: ИНФРА-М, 2007. – 422 с.

55. Горбатова Л. Учет инфляции: практический опыт различных стран.www.gaap.ru.

56. Губин М.Ф. Экономическая эффективность гидроаккумулирования в крупных энергосистемах / Науч. ред. И.Е. Михайлов. – М.: ВИНИТИ, 1979.

– 93 с.

57. Губин Ш.Ф. Проблемы использования ГАЭС в энергетике страны и повышения их экономичности. - Сооружение, оборудование и режимы работы ГЭС, ГАЭС и насосных станций. Сборник трудов № 122, Кафедра использования водной энергии МИСИ, М.:1975.

58. Губин М.Ф. Агрегаты ГЭС и ГАЭС / [М.Ф. Губин, к. т. н.]. – М.: ВИНИТИ, 1985. – 116 с.

59. Давыдов А.Ю. Инфляция в экономике. Мировой опыт и наши проблемы.

– М.: Международные отношения, 1991. – 200 с.

60. Держко М.В., Каминский П.В. Режимы работы обратимых гидроагрегатов ГАЭС // Электромашиностроение. 1976. №4.

61. Долматова Н.И. Инвестиционный потенциал и его взаимодействие с инфляционным потенциалом в экономике России/ Н.И.Долматова. – Воронеж:

Истоки, 2006. – 141 с.

62. Доценко Т.П. ГАЭС в энергосистеме Европейской части страны и перспектива строительства ГАЭС // Гидротехническое строительство. 1985. №4.

63. Дунаева Е.В. Инфляционные процессы в экономике России: тенденции развития и факторы сдерживания. /Е.В.Дунаева. - М.: Изд-во ИП Насирддинова В.В., 2011. -143 с.

64. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике: Методы экономического сравнения вариантов. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 216 с.

65. Завьялов Ф.Н., Никитская Е.Ф., Ласточкин Ю.В. Методы определения влияния инфляции на деятельность промышленных предприятий в переходный период. – Ярославль: ЯрГУ, 2002. - 191 с.

66. Зайгарник Ю.А., Масленников В.М., Нечаев В.В., Шевченко И.С. Целевое видение стратегии развития электроэнергетики России на период до 2030 г. – «Теплоэнергетика», №11, 2007 г., с. 2-13.

67. Зейлингер А.Н., Шарыгин В.С., Иванченко В.Н. Определение топливного эффекта ГАЭС // Гидротехническое строительство, 1981. - №2, с.6-8.

68. Золотова И. Мощный мегаватт. – «Энергорынок», 03(98) 2012г. – с.36-38.

69. Илларионов А. Природа российской инфляции/ Вопросы экономики.с. 4-21.

70. Индексы цен в строительстве. Выпуск 71, КО-ИНВЕСТ, апрель 2010 г.

71. Кароль Л.А. Гидравлическое аккумулирование энергии. – М.: Энергия, 1975. – 168 с.

72. Кобилев А.Г., Юсупов Р.М. Регулирование инфляционного роста цен в топливно-энергетическом комплексе: монография. Юж.-Рос.гос.техн.ун-т, Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), 2010. 128 с.

73. Козлов А.С., Филиппов В.С. Развитие электроэнергетики России с использованием системного эффекта ГАЭС // Электрические станции. 2007.

№8.

74. Кравченко П.П. Причины инфляции в России и за рубежом. Менеджмент в России и за рубежом. – 2000. - №5.

75. Красавин А.В. Взаимосвязь инвестиций и инфляции. В кн.: Инфляция и экономический рост: теория и практика. – Под ред. А.Н.Красавина. М.: Финансы и статистика, 2007. – 287 с.

76. Красавина Л.Н. Инфляция и экономический рост: теория и практика.

/Деньги и кредит.- 2006., №7. - с.52-65.

77. Крылов Э.И., Медведева С.Н. Оценка эффективности инвестиций в условиях инфляции. СПб.: СПбГУАП, 2003. - 20 с.

78. Кувалдина Т.Б. Бухгалтерский учет затрат в условиях инфляции. – Омск:

Изд-во «Апельсин», 2010, 160 с.

79. Липсиц И.В., Коссов В.В. Инвестиционный проект: методы подготовки и анализа. –М.: Изд-во «БЕК». 1996. -293 с.

80. Лушин С.И. Роль инфляции в экономике. В кн.: Инфляция и антиинфляционная политика России. – Под ред. Л.Н.Красавиной. М.: Финансы и статистика, 2000. – 268 с.

81. Магрук В.И., Родионов В.Г. Режимы работа Загорской ГАЭС и её роль в создании рынка системных услуг / Гидротехническое строительство, 2001. Малинина Т.В., Шульгинов Р.Н. Принципы оценки народнохозяйственной эффективности сооружения ГАЭС в энергосистеме //Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. – СПб.: Северная звезда.

2011. с. 107-110.

83. Марголин А.М., Быстряков А.Я. Экономическая оценка инвестиций. – М.: ЭКМОС, 2001.

84. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотебления. – М.: Энергия, 1974. – 214 с.

85. Неклепаев Б. Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

86. Непомнящий В.А. Современные тарифы на электроэнергию и возможные пути их снижения //Академия энергетики. - №3. – 2011. - С.6-17.

87. Непомнящий В.А. Экономические потери от нарушений электроснабжения. – М.: Издательский дом МЭИ, 2010. – 188 с.

88. Никитин С.М., Гельвановский М.И., Гринберг Р.С. Инфляция и хозяйственный механизм (80-е годы) – М.: Наука. 1993. – 296 с.

89. Отчет НИИПТ. Раздел «Предпосылки и актуальность строительства гидроаккумулирующей электростанции на примере Ленинградской ГАЭС», 2009 г.

90. Пашковский В.С. Особенности инфляционных процессов в России. В кн.: Инфляция и экономический рост: теория и практика. – Под ред.

А.Н.Красавина. М.: Финансы и статистика, 2007. – 287 с.

91. Саввин Ю.М. Гидроаккумулирующие электростанции. – М.: Энергия, 1966. – 135 с.

92. Саввин Ю.М. Гидроаккумулирующие электростанции за рубежом //Энергохозяйство за рубежом, 1963, № 3, с.35-42.

93. Садков В.Г., Греков И.Е. Влияние инфляционных процессов на конечные результаты общественного развития./ Вопросы статистики.- 2007, №47. – с.62-64.

94. Семенов А.Н. Прогноз развития гидроэнергетики России на ближайшую перспективу // Вести в электроэнергетике. 2003. №4.