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