В настоящее время на территории Российской Федерации действует двухуровневый (оптовый и розничный) рынок электроэнергии и мощности. На оптовом рынке продавцами и покупателями являются генерирующие компании, операторы экспорта/импорта электроэнергии, сбытовые организации, сетевые компании (в части приобретения электроэнергии для покрытия потерь при передаче), крупные потребители. Субъекты оптового рынка могут выступать в роли как продавцов, так и покупателей электроэнергии и мощности. Для получения статуса участника оптового рынка организация должна удовлетворять требованиям, изложенным в утвержденных постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2010 года № 1172 Правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) и в Договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка.
На оптовом рынке торгуются два товара – электроэнергия и мощность. Мощность – особый товар, покупка которого предоставляет участнику оптового рынка право требования к продавцу мощности поддержания в готовности генерирующего оборудования для выработки электроэнергии установленного качества в объеме, необходимом для удовлетворения потребности в электрической энергии данного участника.
С 1 июня 2008 года торговля мощностью осуществляется на основе конкурентного отбора мощности (КОМ), проводимого системным оператором. Участники оптового рынка, прошедшие процедуру допуска к КОМ, получили возможность подавать заявки в объеме, не превышающем максимальную располагаемую мощность, учтенную Федеральной службой по тарифам России в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования. Покупатели обязаны оплатить всю мощность, отобранную на КОМ в их ценовой зоне. Поставщики в каждой ценовой зоне несут солидарную ответственность за исполнение обязательств по предоставлению мощности.
Договор о предоставлении мощности (ДПМ) подразумевает заключение поставщиками и покупателями агентских договоров с центром финансовых расчетов. Заключая договор о предоставлении мощности, поставщик принимает на себя обязательства по строительству, и вводу в эксплуатацию новых генерирующих объектов. В свою очередь, им гарантируется возмещение затрат на строительство генерирующих объектов через повышенную стоимость мощности. Обязательства по покупке мощности, поставляемой по ДПМ, распределяются исходя из фактического собственного максимума потребления потребителя между всеми потребителями соответствующей ценовой зоны. Договоры о предоставлении мощности (ДПМ) заключаются поставщиками-организациями, созданными в результате реорганизации в 2008 году ОАО РАО «ЕЭС России», в отношении генерирующих объектов, перечисленных в утвержденном Правительством Российской Федерации перечне (Распоряжение Правительства Российской Федерации от 11.08.2010 г. № 1334-р «О перечне генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по договорам о предоставлении мощности»).
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 от 13.04.2010 г. № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода».
Министерством промышленности и энергетики Республики Тыва проводится работа по подготовке обосновывающих документов для включения новой ТЭЦ в г. Кызыле в перечень генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по договорам о предоставлении мощности.
Об утверждении перечня генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по договорам о предоставлении мощности (с изменениями на 28 ноября 2017 года), Распоряжение Правительства РФ от 11 августа 2010 года №1334-р
Утвердить прилагаемый перечень генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по договорам о предоставлении мощности.
Председатель ПравительстваРоссийской ФедерацииВ.Путин
УТВЕРЖДЕНраспоряжением ПравительстваРоссийской Федерацииот 11 августа 2010 года N 1334-р
| | | |
Открытое акционерное общество "ИНТЕР РАО ЕЭС" |
Объект N 1 | территория Сочинской ТЭС | 80 (80) | 31 декабря2009 г. |
Объект N 2 | территория Ивановских ПГУ | 325 (325) | 31 декабря2011 г. |
Открытое акционерное общество "Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии"Публичное акционерное общество "Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии(Наименование в редакции, введенной в действие распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 ноября 2017 года N 2636-р.
|
Объект N 1 (ПСУ-660) | территория Троицкой ГРЭС | 660 (660) | 30 ноября2014 г. |
Объект N 2 (ПГУ-420) | территория Серовской ГРЭС | 420 (420) | 30 ноября2014 г. |
Блок N 12 Верхнетагильской ГРЭС | территория Верхнетагильской ГРЭС | 420 (420) | 1 ноября 2017 года |
(Позиция в редакции, введенной в действие распоряжением Правительства Российской Федерации от 2 февраля 2016 года N 132-р. |
Объект N 4 (ПГУ-180) | территория Адлерской ТЭС | 180 (180) | 31 октября2012 г. |
Объект N 5 (ПГУ-180) | территория Адлерской ТЭС | 180 (180) | 31 декабря2012 г. |
Объект N 6 (ГТУ) | г.Грозный, Чеченская Республика | 180 (180) | 30 июня2018 года |
(Позиция дополнительно включена распояжением Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2015 года N 238-р; в редакции, введенной в действие распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 ноября 2017 года N 2636-р. |
Объект N 7(ГТУ) | г.Грозный, Чеченская Республика | 180 (180) | 31 декабря2018 года |
(Позиция дополнительно включена распояжением Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2015 года N 238-р; в редакции, введенной в действие распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 ноября 2017 года N 2636-р. |
Открытое акционерное общество "Третья генерирующая компания оптового рынка электроэнергии"
|
Блок N 3 Харанорской ГРЭС | территория Харанорской ГРЭС либо территория,ограниченная радиусом30 км от подстанцииПС 220 кВ "Холбон" | 213,75 (213,75) | 31 декабря2011 г. |
Блок N 4 Гусиноозерской ГРЭС | территория Гусиноозерской ГРЭС | 199,5 (19,5) | 31 декабря2011 г. |
Блок N 8 Черепетской ГРЭС | территория Черепетской ГРЭС либо район подстанции ПС220 кВ "Мирная",подстанции ПС 220 кВ"Орбита", подстанцииПС 220 кВ "Спутник",проектируемойподстанции ПС 220 кВ"КЭМЗ" или подстанцииПС 500 кВ "Калужская"(для подстанции ПС220 кВ территорияограничена радиусом20 км, а дляподстанцииПС 500 кВ - 50 км) | 213,75 (213,75) | 31 декабря2012 г. |
Блок N 9 Черепетской ГРЭС | территория Черепетской ГРЭС либо район подстанции ПС 220 кВ "Мирная", подстанции ПС 220 кВ "Орбита", подстанции ПС 220 кВ "Спутник", проектируемой подстанции ПС 220 кВ "КЭМЗ" или подстанции ПС 500 кВ "Калужская" (для подстанции ПС 220 кВ территория ограничена радиусом 20 км, а для подстанции ПС 500 кВ - 50 км) | 213,75 (213,75) | 31 декабря 2013 г. |
Блок N 1 Южноуральской ГРЭС-2 | территория Южно-Уральской ГРЭС-2 (территория, ограниченная радиусом 20 км от существующей Южноуральской ГРЭС) | 400 (400) | 31 декабря 2012 г. |
Блок N 2 Южноуральской ГРЭС-2 | территория Южно-Уральской ГРЭС-2 (территория, ограниченная радиусом 20 км от существующей Южноуральской ГРЭС) | 400 (400) | 31 декабря 2013 г. |
Блок N 1 ПГУ ТЭЦ-5 | г.Уфа или Уфимский район Республики Башкортостан | 210(210) | 31 декабря 2016 года |
|
(Позиция в редакции, введенной в действие распоряжением Правительства Российской Федерации от 30 декабря 2014 года N 2784-р. |
Блок N 2 ПГУ ТЭЦ-5 | г.Уфа или Уфимский район Республики Башкортостан | 210(210) | 31 декабря 2016 года |
(Позиция дополнительно включена распоряжением Правительства Российской Федерации от 30 декабря 2014 года N 2784-р) |
Блок N 1 Джубгинской ТЭС | территория Джубгинской ТЭС | 90 (90) | 31 октября 2013 г. |
Блок N 2 Джубгинской ТЭС | территория Джубгинской ТЭС | 90 (90) | 31 октября 2013 г. |
Открытое акционерное общество "Четвертая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" |
Объект N 1 (турбоагрегат N 1 Березовской ГРЭС, ПСУ) | территория филиала Березовской ГРЭС | 800 (50) | 1 января 2012 г. |
Объект N 2 (турбоагрегат N 2 Березовской ГРЭС, ПСУ) | территория филиала Березовской ГРЭС | 800 (50) | 1 января 2011 г. |
Объект N 3 (ПСУ) | территория Березовской ГРЭС либо территория, ограниченная радиусом 30 км от подстанции ПС 500 кВ "Итатская" | 800 (800) | 1 ноября 2014 г. |
Объект N 4 (ПГУ) | территория Сургутской ГРЭС-2 либо территория, ограниченная радиусом 100 км от подстанции 500 кВ "Холмогорская", "Магистральная", "Варьеган", "Сибирская", "Кустовая" или "Белозерная" | 396,9 (396,9) | 1 августа 2011 г. |
Объект N 5 (ПГУ) | территория Сургутской ГРЭС-2 либо территория, ограниченная радиусом 100 км от подстанции 500 кВ "Холмогорская", "Магистральная", "Варьеган", "Сибирская", "Кустовая" или "Белозерная"
| 396,9 (396,9) | 1 сентября 2011 г. |
Объект N 6 (ПГУ) | территория Шатурской ГРЭС либо территория Шатурского района Московской области | 393,4 (393,4) | 1 октября 2010 г. |
Объект N 7 (ПГУ) | территория Яйвинской ГРЭС либо территория, ограниченная радиусом 50 км от подстанции ПС 220 кВ "Титан" | 422,3 (422,3) | 31 декабря 2010 г. |
Открытое акционерное общество "Энел ОГК-5" |
Блок N 12 Среднеуральской ГРЭС | территория Среднеуральской ГРЭС | 400 (400) | 30 декабря 2010 г. |
Блок N 14 Невинномысской ГРЭС | территория Невинномысской ГРЭС | 400 (400) | 30 декабря 2010 г. |
Открытое акционерное общество "Шестая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" |
Объект N 1 (ПГУ-800) | территория Киришской ГРЭС | 800 (540) | 30 ноября2011 г. |
Объект N 2 (ПСУ-330) | территория Новочеркасской ГРЭС | 330 (330) | 30 ноября2014 г. |
Объект N 3 (ПГУ-420) | территория ГРЭС-24 | 420 (110) | 1 июня2010 г. |
Объект N 4 (ПГУ-420) | территория Череповецкой ГРЭС | 420 (420) | 30 ноября2014 г. |
Объект N 5 (ПСУ-330) | территория Рязанской ГРЭС | 330 (60) | 30 ноября2014 г. |
Объект N 6 (ПСУ-300) | территория Новочеркасской ГРЭС | 300 (36) | 31 декабря2012 г. |
Открытое акционерное общество "Территориальная генерирующая компания N 1" |
Объект N 1 (ПСУ-50) | территория Василеостровской ТЭЦ-7 | 50 (50) | 1 октября2009 г. |
Объект N 2 (гидроагрегат) | территория Лесогорской ГЭС-10 | 29,5 (6) | 31 декабря2009 г. |
Объект N 3 (гидроагрегат) | территория Лесогорской ГЭС-10 | 29,5 (6) | 31 декабря2011 г. |
Объект N 4 (гидроагрегат) | территория Лесогорской ГЭС-10 | 29,5 (6) | 31 декабря2012 г. |
Объект N 5 (гидроагрегат) | территория Лесогорской ГЭС-10 | 29,5 (6) | 31 декабря2013 г. |
Объект N 6 (ПГУ-180) | территория Первомайской ТЭЦ-14 | 180 (180) | 1 июля2010 г. |
Объект N 7 (ПГУ-180) | территория Первомайской ТЭЦ-14 | 180 (180) | 1 июля2011 г. |
Объект N 8 (ПГУ-450) | территория Правобережной ТЭЦ-5 | 450 (450) | 31 декабря2012 г. |
Объект N 9 (гидроагрегат) | территория Светогорской ГЭС-11 | 30,5 (30,5) | 1 июля2009 г. |
Объект N 10 (гидроагрегат) | территория Светогорской ГЭС-11 | 30,5 (7,25) | 31 декабря2010 г. |
Объект N 11 (гидроагрегат) | территория Светогорской ГЭС-11 | 30,5 (7,25) | 31 декабря2011 г. |
Объект N 12 (гидроагрегат) | территория Светогорской ГЭС-11 | 30,5 (7,25) | 31 декабря2012 г. |
Объект N 13 (ГТУ-ТЭЦ) | территория, ограниченная радиусом 4 км от ЦентральнойТЭЦ | 50 (50) | 31 декабря2015 г. |
Объект N 14 (ГТУ-ТЭЦ) | территория, ограниченная радиусом 4 км от ЦентральнойТЭЦ | 50 (50) | 31 декабря2015 г. |
Объект N 15 (ПГУ-450) | территория Южной ТЭЦ-22 | 450 (450) | 31 декабря2010 г. |
Открытое акционерное общество "Территориальная генерирующая компания N 2" |
Объект N 1 (ПГУ-210) | территория Новгородской ТЭЦ | 210 (160) | 22 декабря2010 г. |
Объект N 2 (ПГУ-110) | территория Вологодской ТЭЦ | 110 (110) | 30 сентября2011 г. |
Объект N 3 (ПГУ ТЭЦ-450) | г.Ярославль, Тенинская котельная | 450 (450) | 31 декабря2016 г. |
(Позиция в редакции, введенной в действие распоряжением Правительства Российской Федерации от 23 октября 2015 года N 2149-р. |
Объект N 4 (ГТУ) | пос. Кудепста, Краснодарский край | 160 (160) | 31 августа2013 г. |
(позиция в редакции распоряжения Правительства Российской Федерации от 5 октября 2010 года N 1685-р |
Объект N 5 (ГТУ) | пос. Кудепста, Краснодарский край | 160 (160) | 31 декабря2013 г. |
(позиция в редакции распоряжения Правительства Российской Федерации от 5 октября 2010 года N 1685-р |
Объект N 6 (ГТУ) | пос. Кудепста, Краснодарский край | 40 (40) | 31 декабря2014 г. |
(позиция в редакции распоряжения Правительства Российской Федерации от 5 октября 2010 года N 1685-р |
Позиция исключена распоряжением Правительства Российской Федерации от 5 октября 2010 года N 1685-р .. |
Объект N 4 (ГТУ) | пос.Кудепста, Краснодарский край | 160 (160) | 31 августа 2013 года |
(Позиция дополнительно включена распояжением Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2015 года N 238-р) |
Объект N 5 (ГТУ) | пос.Кудепста, Краснодарский край | 160 (160) | 31 декабря2013 года |
(Позиция дополнительно включена распояжением Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2015 года N 238-р) |
Объект N 6 (ГТУ) | пос.Кудепста, Краснодарский край | 40 (40) | 31 декабря2014 года |
(Позиция дополнительно включена распояжением Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2015 года N 238-р) |
Открытое акционерное общество энергетики и электрификации "Мосэнерго" |
Объект N 1 (ПГУ-450) | территория ТЭЦ-27 (блок N 3) | 450 (450) | 31 декабря2007 г. |
Объект N 2 (ПГУ-450) | территория ТЭЦ-27 (блок N 4) | 450 (450) | 31 декабря2008 г. |
Объект N 3 (ПГУ-425) | территория ТЭЦ-21 | 425 (425) | 1 июля2008 г. |
Объект N 4 (ПГУ-220) | территория ТЭЦ-12 | 220 (220) | 31 декабря2013 г. |
Объект N 5 (ПГУ-420) | территория ТЭЦ-16 | 420 (420) | 31 декабря2013 г. |
Объект N 6 (ПГУ-420) | территория ТЭЦ-20 | 420 (420) | 30 ноября2014 г. |
Объект N 7 (ПГУ-420) | территория ТЭЦ-26 | 420 (420) | 30 ноября2010 г. |
Объект N 8 (ГТУ-ТЭЦ) | территория ТЭЦ, г.Павловский Посад | 16 (16) | 31 декабря2009 г. |
Объект N 9 (ГТЭ-65) | территория ТЭЦ-9 | 61,5 (61,5) | 30 июня2012 г. |
Открытое акционерное общество "Квадра - Генерирующая компания" |
Объект N 1 (ПГУ) | Елецкая ТЭЦ | 52 (52) | 1 июля2009 г. |
Объект N 2 (ПГУ) | Воронежская ТЭЦ-2 | 115 (115) | 31 декабря2010 г. |
Объект N 3 (ПГУ) | котельная Северо-Западного района г.Курска | 115 (115) | 31 декабря2010 г. |
Объект N 4 (ГТУ) | Калужская ТЭЦ | 30 (30) | 31 декабря2010 г. |
Объект N 5 (ГТУ) | Ливенская ТЭЦ | 30 (30) | 31 декабря2011 г. |
Объект N 6 (ПГУ) | Новомосковская ГРЭС | 190 (190) | 31 декабря2011 г. |
Объект N 7 (ПГУ) | Дягилевская ТЭЦ | 115 (115) | 30 сентября2013 г. |
Объект N 8 (ПГУ) | Алексинская ТЭЦ | 115 (115) | 31 декабря2013 г. |
Объект N 9 (ПГУ) | Воронежская ТЭЦ-1 | 223 (223) | 31 декабря2014 г. |
Позиция исключена - распоряжение Правительства Российской Федерации от 20 августа 2016 года N 1758-р.. |
Открытое акционерное общество "Территориальная генерирующая компания N 5" |
Объект N 1 (ПГУ) | территория Кировской ТЭЦ-3 | 220 (220) | 1 июля2014 г. |
Объект N 2 (ПГУ) | территория Ижевской ТЭЦ-1 | 230 (230) | 31 декабря2013 г. |
Объект N 3 (ПТУ) | территория Кировской ТЭЦ-4 | 65 (65) | 31 декабря2013 г. |
Объект N 4 (ПТУ) | территория Кировской ТЭЦ-4 | 115 (115) | 31 декабря2014 г. |
Объект N 5 (ПТУ) | территория Новочебоксарской ТЭЦ-3 | 80 (80) | 31 декабря2013 г. |
Открытое акционерное общество "Территориальная генерирующая компания N 6" |
Объект N 1 (ПТУ) | территория Сормовской ТЭЦ | 65 (5) | 31 декабря2009 г. |
Объект N 2 (ПТУ) | территория Сормовской ТЭЦ | 65 (5) | 1 октября2010 г. |
Объект N 3 (ГТУ) | территория Новогорьковской ТЭЦ | 165 (165) | 1 июля2014 г. |
Объект N 4 (ГТУ) | территория Новогорьковской ТЭЦ | 165 (165) | 1 июля2014 г. |
Объект N 5 (ПГУ) | территория Владимирской ТЭЦ-2 | 230 (230) | 31 декабря2013 г. |
Открытое акционерное общество "Волжская территориальная генерирующая компания" |
Объект N 1 (ПТУ) | территория Сакмарской ТЭЦ (блок N 1) | 65 (5) | 1 февраля2011 г. |
Объект N 2 (ПТУ) | территория Сакмарской ТЭЦ (блок N 4) | 60 (5) | 31 декабря2009 г. |
Объект N 3 (ПГУ) | территория Сызранской ТЭЦ | 225 (225) | 31 декабря2011 г. |
Объект N 4 (ГТУ) | территория Новокуйбышевской ТЭЦ-1 | 80 (80) | 31 декабря2012 г. |
Объект N 5 (ГТУ) | территория Новокуйбышевской ТЭЦ-1 | 80 (80) | 31 декабря2012 г. |
Объект N 6 (ГТУ) | территория Новокуйбышевской ТЭЦ-1 | 80 (80) | 31 декабря2012 г. |
Общество с ограниченной ответственностью "Южная генерирующая компания - ТГК-8" |
Объект N 1 (ПГУ ТЭС) | территория Краснодарской ТЭЦ либо территория, ограниченная радиусом 50 км от подстанции ПС 220 кВ "Витаминкомбинат", "Афипская" или от подстанции ПС 500 кВ "Крымская" (ввод в действие в 2009 году) | 410 (410) | 31 декабря 2010 г. |
Объект N 2 (ПГУ ТЭС) | территория Астраханской ГРЭС либо территория, ограниченная радиусом 50 км от подстанции ПС 220 кВ "Баррикадная", "Рассвет" или "Астрахань" | 110 (110) | 31 декабря 2010 г. |
Объект N 3 (ПГУ ТЭС) | территория котельной "Центральная" (г.Астрахань) либо территория, ограниченная радиусом 50 км от подстанции ПС 220 кВ "Газовая" или "Баррикадная" | 120 (120) | 1 октября 2012 г. |
Объект N 4 (ПГУ ТЭС) | территория котельной "Центральная" (г.Астрахань) либо территория, ограниченная радиусом 50 км от подстанции ПС 220 кВ "Газовая" или "Баррикадная" | 115 (115) | 31 декабря 2012 г. |
Объект N 5 (ПГУ ТЭС) | площадка общества с ограниченной ответственностью "Ставролен" (г.Буденновск) либо территория, ограниченная радиусом 50 км | 135 (135) | 31 декабря 2013 г. |
Открытое акционерное общество "Территориальная генерирующая компания N 9" |
Объект N 1 (ПГУ) | территория Пермской ТЭЦ-6 либо территория, ограниченная радиусом 20 км от подстанции ПС 220 кВ "Владимирская" | 124 (124) | 1 октября 2011 г. |
Объект N 2 (ГТУ) | территория Пермской ТЭЦ-9 либо территория, ограниченная радиусом 20 км от административной границы г.Перми | 165 (165) | 31 декабря 2012 г. |
Объект N 3 (ПГУ) | территория Казанской ТЭЦ-2 | 230 (230) | 31 марта 2015 года |
(Позиция в редакции, введенной в действие распоряжением Правительства Российской Федерации от 11 февраля 2014 года N 178-р. |
Объект N 4 (ПГУ) | территория Нижнетуринской ГРЭС либо территория, ограниченная 20 км от Нижнетуринской ГРЭС | 230 (230) | 31 декабря 2015 г. |
Объект N 5 (ПГУ) | территория Нижнетуринской ГРЭС либо территория, ограниченная 20 км от Нижнетуринской ГРЭС | 230 (230) | 31 декабря 2015 г. |
Объект N 6 (ПГУ) | территория Казанской ТЭЦ-1 | 115 (115) | 31 декабря 2018 года |
(Позиция в редакции, введенной в действие распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 сентября 2015 года N 1861-р. |
Объект N 7 (ПГУ) | территория Казанской ТЭЦ-1 | 115 (115) | 31 декабря 2018 года |
(Позиция в редакции, введенной в действие распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 сентября 2015 года N 1861-р. |
Объект N 8 (ПГУ) | территория, прилегающая к котельной "Академэнерго", либо территория, ограниченная радиусом 20 км от территории котельной "Академэнерго" (г.Екатеринбург) | 200 (200) | 1 июля 2016 года |
(Позиция в редакции, введенной в действие распоряжением Правительства Российской Федерации от 11 февраля 2014 года N 178-р. |
Открытое акционерное общество "Фортум" | |
Блок N 2 (ПГУ-190/220) Тюменской ТЭЦ-1 | г.Тюмень, ул.Одесская, д.1 | 230,5 (230,5) | 1 октября2010 г. |
Турбины N 3, 5 (Р-100, К-110) Тобольской ТЭЦ | г.Тобольск, Тюменская область, Северо-Восточныйпромузел | 200 (200) | 1 октября2010 г. |
Блок N 3 (ПГУ-230Т) Челябинской ТЭЦ-3 | г.Челябинск, Бродокалмакский тракт, д.6 | 225,5 (225,5) | 1 ноября2010 г. |
Блок N 1 (ПГУ-420) Няганской ГРЭС | г.Нягань, микрорайон Энергетиков | 418 (418) | 31 декабря2011 г. |
Блок N 2 (ПГУ-420) Няганской ГРЭС | г.Нягань, микрорайон Энергетиков | 418 (418) | 31 декабря2012 г. |
Блок N 3 (ПГУ-420) Няганской ГРЭС | г.Нягань, микрорайон Энергетиков | 418 (418) | 31 декабря2015 г. |
Блок N 1 (ПГУ-225) Челябинской ГРЭС | г.Челябинск, ул.Российская, д.1 | 225 (225) | 31 декабря2014 г. |
(Позиция в редакции, введенной в действие распоряжением Правительства Российской Федерации от 25 июня 2012 года N 1071-р. |
Блок N 2 (ПГУ-225) Челябинской ГРЭС | г.Челябинск, ул.Российская, д.1 | 225 (225) | 31 декабря2014 г. |
(Позиция в редакции, введенной в действие распоряжением Правительства Российской Федерации от 25 июня 2012 года N 1071-р. |
Открытое акционерное общество "Территориальная генерирующая компания N 11" |
Объект N 1 (Т-50-90, N 2) | ГРЭС-2, Томский филиал открытого акционерного общества"ТГК-11" | 50 (50) | 1 декабря2009 г. |
Объект N 2 (ПТ-50-130, N 11) | ТЭЦ-3, Омский филиал открытого акционерного общества"ТГК-11" | 60 (10) | 31 декабря2010 г. |
Объект N 3 (ПТ-50-90, N 9) | ТЭЦ-3, Омский филиал открытого акционерного общества"ТГК-11" | 60 (10) | 31 декабря2011 г. |
Объект N 4 (ПТ-50-130, N 12) | ТЭЦ-3, Омский филиал открытого акционерного общества"ТГК-11" | 60 (10) | 31 декабря2012 г. |
Объект N 5 (ПГУ-90) | ТЭЦ-3, Омский филиал открытого акционерного общества"ТГК-11" | 90 (90) | 31 декабря2012 г. |
Объект N 6 (ГТУ-16) | пиковая резервная котельная, Томский филиалоткрытогоакционерного общества"ТГК-11" | 16 (16) | 31 декабря2012 г. |
Объект N 7 (Р-50-130, N 13) | ТЭЦ-3, Омский филиал открытого акционерного общества"ТГК-11" | 60 (10) | 31 декабря2013 г. |
Объект N 8 (ПТ-80-130, N 1) | ТЭЦ-5, Омский филиал открытого акционерного общества"ТГК-11" | 98 (18) | 31 декабря2014 г. |
Объект N 9 (ПТ-80-130, N 2) | ТЭЦ-5, Омский филиал открытого акционерного общества"ТГК-11" | 98 (18) | 31 декабря2015 г. |
Объект N 10 (Т-120-130 вместо ПТ-50-130, N 10) | ТЭЦ-3, Омский филиал открытого акционерного общества"ТГК-11" | 120 (120) | 31 декабря2015 г. |
Кузбасское Открытое акционерное общество энергетики и электрификации |
Блок N 4 Томь-Усинской ГРЭС | Томь-Усинская ГРЭС | 110 (24) | 31 декабря2014 г. |
Блок N 5 Томь-Усинской ГРЭС | Томь-Усинская ГРЭС | 110 (24) | 31 декабря2013 г. |
Блок N 4 Беловской ГРЭС | Беловская ГРЭС | 200 (0) | 31 декабря2013 г. |
Блок N 6 Беловской ГРЭС | Беловская ГРЭС | 200 (0) | 31 декабря2014 г. |
Блок N 15 Ново-Кемеровской ТЭЦ | территория Ново-Кемеровской ТЭЦ | 100 (100) | 1 марта2009 г. |
Блок N 14 (первая очередь ГТУ) Кузнецкой ТЭЦ | территория Кузнецкой ТЭЦ | 140 (140) | 31 декабря2013 г. |
Блок N 15 (вторая очередь ГТУ) Кузнецкой ТЭЦ | территория Кузнецкой ТЭЦ | 140 (140) | 31 декабря2013 г. |
Блок N 8 Барнаульской ТЭЦ-2 | Барнаульская ТЭЦ-2 | 55 (0) | 31 декабря2013 г. |
Блок N 9 Барнаульской ТЭЦ-2 | Барнаульская ТЭЦ-2 | 55 (0) | 31 декабря2014 г. |
Открытое акционерное общество "Енисейская территориальная генерирующая компания (ТГК-13)" |
Блок N 7 Назаровской ГРЭС | Назаровская ГРЭС (блок N 7) | 415 (15) | 1 ноября2012 г. |
Блок N 1 Красноярской ТЭЦ-3 | Красноярская ТЭЦ-3 (блок N 1) | 185 (185) | 1 января2012 г. |
Новый блок Абаканской ТЭЦ | Абаканская ТЭЦ (блок N 4) | 120 (120) | 1 октября2013 г. |
Открытое акционерное общество "Территориальная генерирующая компания N 14" |
Объект N 1 (ТГ-6 Улан-УдэнскойТЭЦ-1) | г.Улан-Удэ | 30 (0) | 31 октября2008 г. |
Объект N 2 (ТГ-7 Улан-УдэнскойТЭЦ-1) | г.Улан-Удэ | 97 (27) | 31 декабря2010 г. |
Турбина Читинской ТЭЦ-2 | г.Чита | 6 (6) | 31 октября 2009 г. |
Редакция документа с учетомизменений и дополнений подготовленаАО "Кодекс"
Этот инструмент содержит четкие обязательства потенциального инвестора, а также позволяет грамотно спланировать будущий спрос на мощность
«Конструкция договора о предоставлении мощности (ДПМ) привлекла после реформы энергосистемы в России значительное количество инвестиций в отрасль, ввиду гарантированной окупаемости проектов в сравнительно небольшой для отрасли срок. Это также позволило свести к минимуму риск дефицита энергомощностей в стране», - сообщил заместитель руководителя ФАС России Виталий Королев на конференции Региональной ассоциации регулирующих органов (ЭРРА).
Он отметил, что такие договоры заключаются поставщиками мощности, содержат перечень генерирующих объектов и формируют обязательства поставщиков исходя из сроков и технических параметров, заданных Правительством Российской Федерации.
«Новым направлением развития отрасли стали ДПМ в отношении возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Они заключаются по итогам конкурсного отбора инвестиционных проектов по строительству объектов ВИЭ в отношении солнечной, ветровой и гидро- генерации, - продолжил замглавы службы. - В результате четырех конкурсных отборов, проведенных в 2013–2016 годах, в России в ближайшее время должно быть построено несколько ветряных, солнечных и мини-гидроэлектростанций».
«Кроме того, в 2017 году введены меры господдержки в отношении возобновляемых источников энергии на генерирующие объекты, функционирующие на основе сжигания твёрдых бытовых отходов (ТБО). Республика Татарстан, Москва и Московская область стали пилотными регионами. В этих субъектах РФ будут реализованы проекты по строительству генерирующих объектов на основе ТБО суммарной установленной мощностью 335 МВт. Такие меры направлены на решение экологических проблем и развитие современных технологий на территории России», - заключил Виталий Королев.
Конкурентный отбор мощности производится исходя из формируемого системным оператором ЕЭС прогноза спроса на соответствующий период поставки. В случае превышения фактического спроса на мощность над прогнозным возможно проведение корректирующего конкурентного отбора.
В ходе конкурентного отбора мощности в первую очередь отбираются мощности, введённые по Договорам о предоставлении мощности (ДПМ) с объектами тепловой генерации, а также по аналогичным ДПМ договорам с атомными электростанциями (в ценовой зоне Сибири отсутствуют) и гидроэлектростанциями.
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).
Объекты тепловой генерации, введённые по ДПМ, получают гарантию оплаты мощности на 10 лет, обеспечивающую возврат капитальных затрат и оговорённых эксплуатационных расходов. Для договоров, аналогичных ДПМ, заключаемых с атомными электростанциями и гидроэлектростанциями, гарантия оплаты мощности составляет 20 лет. Конкурентный отбор мощности проводится по зонам свободного перетока мощности (ЗСП) – территории на оптовом рынке электрической энергии (мощности), внутри которых в базовых условиях отсутствуют существенные системные ограничения (ограничения на переток мощности) в течение 30% времени.
ЗСП 1-6 находятся во второй ценовой зоне ОРЭМ.
ЗСП 7-28 в первой ценовой зоне ОРЭМ.
На ОРЭМ мощность приобретается потребителями (за исключением покупателей, приобретающих мощность в целях снабжения населения) с применением следующих механизмов:
Договоры о предоставлении мощности (ДПМ) заключаются в отношении новых или реконструируемых генерирующих объектов, перечень которых определяется Правительством Российской Федерации и наличие которых в составе единой электрической сети России необходимо в целях надежного и бесперебойного снабжения потребителей электрической энергией.
Договоры купли-продажи мощности, производимой с использованием генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме (ДВР) заключаются в отношении генерирующих объектов, мощность которых не была отобрана по результатам конкурентного отбора мощности, при необходимости поддержания данных объектов в работоспособном состоянии для обеспечения установленных техническими регламентами и иными обязательными требованиями параметров работы единой электрической сети России, систем жизнеобеспечения, режимов водопользования.
Договоры купли-продажи мощности по результатам конкурентного отбора мощности (ДКОМ) заключаются в отношении генерирующего оборудования, отобранного Системным оператором по результатам конкурентного отбора мощности к поставке мощности в расчетном периоде.
В последнее время о реформировании электроэнергетики говорится много, и не пнул тот или иной аспект реформы только ленивый. Так, вице-премьер Игорь Сечин в конце ноября написал премьеру Владимиру Путину письмо, в котором предложил создать «единого гарантирующего поставщика федерального уровня». Такой поставщик смог бы «подхватывать» функции энергоснабжения в регионах, где гарантирующие поставщики отказались от своего статуса. По сути, Сечин предложил, а премьер уже согласился создать огромную энергосбытовую компанию под управлением государства (неудачливые сбытовики будут передаваться в «дочку» «Интер РАО ЕЭС»). Этот ход сложно оценивать, он заранее не обсуждался в экспертных кругах. Но можно сказать, что это прямое следствие все более усугубляющейся проблемы неплатежей конечных потребителей электроэнергии из-за быстрого роста цен на нее. А после принятия постановления «О совершенствовании отношений между поставщиками и потребителями электроэнергии» эффективность деятельности сбытов снизится еще больше, многие из них обанкротятся.
Именно на сбытах как на конечном звене электроэнергетической цепочки сказались все недостатки реформы. Можно сказать, проблемы сбытов — квинтэссенция всех темных сторон реформы. Но в реформе есть и светлые пятна, и мы хотели бы рассказать, пожалуй, о самом большом из них — об инвестициях, а точнее, об инвестициях в генерирующие мощности и о поддерживающих их механизмах — рынке мощности и договорах о предоставлении мощности. Однако и в бочке меда, как всегда, не обошлось без ложки дегтя.
Одной из важнейших задач реформы РАО «ЕЭС России» было привлечение инвестиций в отрасль, которое вылилось бы в модернизацию генерирующих и сетевых мощностей, недоинвестированных за постсоветское время. Кроме того, как многие знают, прогнозировался завышенный рост потребления электроэнергии в экономике — и под него тоже нужны были новые мощности. Решать эти задачи предполагалось с помощью двух основных механизмов — долгосрочного рынка мощности (ДРМ) и договоров о предоставлении мощности.
Как известно, при продаже электроэнергии производителям необходимо компенсировать как переменные (топливные) затраты электростанций на ее производство, так и условно-постоянные (ремонт оборудования, оплата труда персонала и т. д.), а также инвестиционные. В связи с тем, что, по задумке реформаторов, инвестиционные затраты должны были сильно вырасти, их решили объединить в отдельном тарифе вместе с условно-постоянными и «продавать» отдельно от электроэнергии. В результате появилось два рынка — рынок электроэнергии как таковой и рынок мощности. Цена на электроэнергию должна компенсировать производителю переменные затраты, а инвестиционные и условно-постоянные должны компенсироваться услугами по предоставлению мощности. Разделение исходного тарифа на две составляющие объясняли тем, что у переменных затрат, с одной стороны, и у условно-постоянных и инвестиционных — с другой ценовые сигналы разной срочности. Так, цена
