В долгосрочном рынке конкурентный отбор мощности производится исходя из формируемого Системным оператором прогноза спроса на соответствующий период поставки. В случае превышения фактического спроса на мощность над прогнозным, возможно проведение корректирующего конкурентного отбора.В ходе КОМ в первую очередь отбирается мощность, введенная по ДПМ и аналогичным ДПМ договорам с АЭС и ГЭС. Мощность, не прошедшая конкурентный отбор, не оплачивается, за исключением мощности генерирующих объектов, работа которых необходима для поддержания технологических режимов работы энергосистемы или поставок тепловой энергии (вынужденные генераторы). Мощность и электроэнергия вынужденных генераторов оплачивается по тарифу, установленному ФСТ.В ЗСП, определенных ФАС как зоны с ограниченной конкуренцией, при проведении конкурентного отбора устанавливаются предельные уровни цен на мощность. Для зон свободного перетока, в которых предельный уровень цен не вводится, продажа мощности, попавшей в 15 % наиболее дорогого предложения и при этом отобранной на конкурентном отборе, будет производиться поставщиками либо по тарифу ФСТ, либо по цене, указанной в заявке, в зависимости от того, какая цена окажется ниже. Цена конкурентного отбора в этом случае сформируется либо по самой дорогой заявке из оставшихся 85 % предложенной мощности, либо по цене, балансирующей спрос и предложение, если она оказалась ниже цены в самой дорогой из оставшихся заявок.Кроме того, если поставщик владеет большой долей генерации в ЗСП (более 10 % установленной мощности в Сибири, более 15 % для Европы и Урала), ценовая заявка может быть подана только на объем, не превышающий 10 % (15 %). Остальная мощность предлагается только по ценопринимающим заявкам.В числе механизмов реализации мощности ДРМ предусматривает:
-
покупку/продажу мощности, отобранной по итогам конкурентного отбора мощности, по договорам купли-продажи мощности, заключенным по итогам конкурентного отбора мощности;
-
покупку/продажу мощности по свободным договорам купли-продажи мощности (СДМ), в том числе на бирже;
-
покупку/продажу мощности по договорам о предоставлении мощности и по договорам купли-продажи мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций, аналогичным ДПМ;
-
покупку/продажу мощности генерирующих объектов, отнесенных к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме;
-
покупку/продажу мощности по регулируемым договорам (в объемах поставки населению и приравненным категориям);
-
покупку/продажу мощности, генерирующих объектов, определенных по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов, проводимого в случае, когда объем мощности, отобранной по результатам конкурентного отбора мощности, в какой-либо зоне свободного перетока, не обеспечивает удовлетворения спроса на мощность;
-
покупка/продажа мощности, генерирующих объектов, определенных по результатам конкурсов инвестиционных проектов на формирование перспективного технологического резерва мощностей (механизм гарантирования инвестиций - МГИ).
Итоги первого долгосрочного КОМ (с поставкой мощности в 2011 году) подведены Системным оператором 8 декабря 2010 года. Участие в отборе на 2011 год приняли 57 генерирующих компаний в отношении 388 зарегистрированных на оптовом рынке электроэнергии и мощности и допущенных к отбору электростанций. По результатам КОМ на 2011 год отобраны по ценовым параметрам заявки на продажу мощности 48 генерирующих компаний по 288 электростанциям [28].В декабре 2010 года завершилась первая кампания по подписанию договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Объект тепловой генерации, введенный по договору о предоставлении мощности, получает гарантию оплаты мощности на 10 лет (15 лет для договоров, аналогичных ДПМ, заключаемых с АЭС и ГЭС), обеспечивающую возврат капитальных затрат и оговоренных эксплуатационных расходов. Размеры эксплуатационных и капитальных затрат, используемые при расчете стоимости мощности по ДПМ, определены в постановлении Правительства Российской Федерации № 238от 13.04.2010 [31].Договоры о предоставлении мощности заключены с генерирующими компаниями теплоэнергетики, выделенными из состава РАО «ЕЭС России». Договоры о поставке мощности, аналогичные ДПМ, заключены с ОАО «Русгидро» и ОАО «Концерн Росэнергоатом». В общей сложности заключено 6840 ДПМ и 3616 ДПМ ГЭС/АЭС.
3.1.2. Перспективы развития электроэнергетики РоссииТемпы развития электроэнергетики, как основной инфраструктурной отрасли экономики, целиком определяются перспективами развития экономики страны, улучшением качества жизни людей. При этом решение о сооружении энергетических объектов должно приниматься с определенной заблаговременностью, чтобы энергетика не стала «тормозом» в развитии других отраслей экономики в процессе реализации крупных социально-экономических проектов [21].В течение последних лет (табл.3.1) Россия находится на 4 месте в мире по установленной мощности электростанций в мире [32].Таблица 3.1.Динамика установленных мощностей электростанций (МВт) первой десятки стран мира
№
|
Государство
|
2004
|
2006
|
2008
|
1
|
США
|
962,94
|
986,22
|
1010,17
|
2
|
Китай
|
444,11
|
625,45
|
797,08
|
3
|
Япония
|
275,27
|
278,71
|
280,53
|
4
|
Россия
|
218,38
|
222,11
|
224,24
|
5
|
Индия
|
139,29
|
156,64
|
177,38
|
6
|
Германия
|
124,57
|
131,58
|
139,28
|
7
|
Канада
|
120,46
|
123,95
|
127,64
|
8
|
Франция
|
116,98
|
115,72
|
117,82
|
9
|
Бразилия
|
90,76
|
96,64
|
103,96
|
10
|
Италия
|
81,34
|
89,49
|
98,63
|
11
|
Прочие
|
1401,01
|
1466,571
|
1548,04
|
12
|
Мир
|
3975,10
|
4293,08
|
4624,78
|
На конец 2009 года общая установленная мощность электростанций Российской Федерации составила 211,8 ГВт, из них на долю тепловых электростанций приходится около 70 %, гидравлических – 20 %, атомных – более 10 % энергетического потенциала. Основная доля тепловых электростанций страны (около 70 %) в качестве топлива используют природный газ. Годовой объем производства электроэнергии в стране в 2009 году составил 978,6 млрд. кВтч, объем потребления за тот же период составил 964,4 млрд. кВтч. Около 70 % в структуре потребления электроэнергии занимают промышленные потребители, более 20 % - бытовой сектор. В соответствии с Концепцией долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации разработанной Министерством экономического развития РФ (МЭР), охватывающей период до 2020 – 2030 г.г., целью предстоящего двадцатилетнего периода является вхождение России в пятерку ведущих экономик мира (по размеру ВВП) [33]. С ростом ВВП России увеличение электропотребления к 2030 г. может составить в различных сценариях от 1700 до 2300 млрд. кВтч.В соответствии с «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» [34], утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.02.08 №215-р, «Предложениями по перспективам развития электроэнергетики России на период до 2030 года», разработанных в Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН запланировано существенное развитие генерирующих мощностей (табл.3.2) и основных электрических сетей ЭЭС.В ОЭС Северо-Запада и ОЭС Центра предполагается, главным образом, развитие атомных и гидроаккумулирующих электростанций, выдача мощности которых будет осуществляться воздушными линиями напряжением 750-500-330 кВ. В ОЭС Юга планируется строительство нескольких ГЭС небольшой мощности, парогазовых ТЭС, а также сооружение новых блоков на Ростовской (Волгодонской) АЭС.Структура генерирующих мощностей в ОЭС Средней Волги существенно не изменится. В тоже время, в ОЭС Урала предполагается существенный рост генерации путем сооружения новых тепловых электростанций на угле и на газе.Развитие генерирующих мощностей в ОЭС Сибири будет осуществляться за счет ввода новых гидроэлектростанции и мощных угольных КЭС, размещенных непосредственно на месторождениях угля. Для обеспечения возможности экспорта электроэнергии потребуется сооружение в приграничной зоне «экспортных» электростанций (Харанорской ГРЭС-2, Татауровской ГРЭС, Олонь-Шибирской ГРЭС). Передача мощности указанных электростанций на экспорт в КНР будет осуществляться линиями постоянного тока на напряжении 750 кВ от преобразовательной подстанции, расположенной вблизи Харанорской ГРЭС-2.
Таблица 3.2.Новые электростанции ЕЭС России на перспективу до 2030 г.
Тип
электростанции
|
Наименование
|
Установленная мощность к 2020 г.,
МВт
|
Установленная мощность к 2030 г., МВт
|
1
|
2
|
3
|
4
|
ОЭС Северо-Запада
|
АЭС
|
Кольская -2
|
0
|
800
|
Ленинградская -2
|
4000
|
4000
|
Псковская
|
3000
|
4000
|
ГАЭС, ПЭС
|
Ленинградская ГАЭС
|
1560
|
1560
|
Мезенская ПЭС
|
0
|
3000
|
ТЭЦ
|
Мурманская -2
|
400
|
600
|
Продолжение табл. 3.2.
1
|
2
|
3
|
4
|
ОЭС Центра
|
АЭС
|
Нововоронежская -2
|
4000
|
4000
|
Костромская
|
1200
|
4600
|
Нижегородская
|
0
|
4600
|
Тверская
|
0
|
4600
|
ГАЭС
|
Курская
|
465
|
465
|
Загорская -2
|
900
|
900
|
Центральная
|
0
|
1600
|
Владимирская
|
0
|
800
|
Волоколамская
|
0
|
660
|
КЭС
|
Петровская
|
3600
|
3600
|
Мучкапская
|
3600
|
3600
|
ОЭС Юга
|
АЭС
|
Ростовская
|
4000
|
4000
|
ГЭС
|
Зарамагская
|
360
|
360
|
Зеленчукские
|
530
|
530
|
Инхойская
|
200
|
220
|
Андийская
|
220
|
200
|
КЭС
|
Камышинская
|
2400
|
2400
|
Мостовская
|
0
|
2400
|
Ростовская
|
2400
|
3600
|
ОЭС Средней Волги
|
АЭС
|
Балаковская
|
4000
|
6400
|
КЭС
|
Мордовская
|
0
|
2400
|
ОЭС Урала
|
АЭС
|
Южно-Уральская
|
0
|
4600
|
КЭС
|
Башкирская
|
1200
|
2400
|
Няганская
|
1200
|
1200
|
Уренгойская
|
1200
|
1200
|
Серовская -2
|
1200
|
1200
|
Вавожская
|
600
|
2400
|
Курганская
|
300
|
1200
|
Кошайская
|
0
|
2400
|
Талицкая
|
0
|
2400
|
ОЭС Сибири
|
ГЭС
|
Богучанская
|
3000
|
3000
|
Нижне-Богучанская
|
660
|
660
|
Тельмамская
|
450
|
450
|
Эвенкийская
|
0
|
12000
|
Мотыгинская
|
0
|
1300
|
Мокская
|
0
|
1400
|
КЭС
|
Березовская -2
|
1200
|
3600
|
Харанорская -2
|
2400
|
3600
|
Татауровская
|
2400
|
2400
|
Олонь-Шибирская
|
1200
|
3600
|
Байкальская
|
660
|
2300
|
Бакчарская
|
0
|
2400
|
АЭС
|
Северская
|
2300
|
2300
|