Новости

На заочном заседании Наблюдательного совета (НС) Совета рынка 26-27 декабря 2013 г. (http://www.np-sr.ru/SR_0V032812) были приняты последние решения, касающиеся поправок в регламенты, необходимые для заключения договоров предоставления мощности (ДПМ ВИЭ) с теми генераторами, которые были отобраны по результатам конкурсных отборов в 2013 г. Однако уже после проведения конкурсов потребовалось дооформить ещё несколько регламентов рынка, без принятия решения по которым невозможно было заключить договора ДПМ ВИЭ с победителями.

Два ключевых вопроса стали предмем интенсивного, местами даже бурного обсуждения в экспертном сообществе, в Минэнерго России и Совете рынка: порядок аттестации генерирующих мощностей на основе ВИЭ и оплата отклонений по выработке.

Процедура аттестации проводится системным оператором для подтверждения индикатора установленной мощности генерирующего оборудования и его отдельных агрегатов, что требует работы генерирующих агрегатов генобъекта в течение 72 часов с этим показателем установленной мощности. Понятно, что применительно к генобъектам на основе ВИЭ довольно трудно обеспечить такой стабильный режим работы в течении трёх суток непрерывно в силу природного характера источника энергии. В первую очередь, это ограничение касается генерации на основе ветра и солнца. Поэтому решение по регламенту должно было практически установить особенности провесса аттестации мощности такой генерации. Применительно к генерации на основе солнца аттестация должна была по мнению некоторых экспертов стать препятствием к реализации мошеннических схем, включающих в т.ч. перемещение уже ранее смонтированных солнечных панелей на новое место. В результате многочисленных обсуждений относительно порялка аттестации было сформулировано два основных подхода и, соответственно, предлагаемых решения.

Первый вариант решения НС предполагал проведение:

1. первичной аттестации при вводе объекта в эксплуатацию,
2. аттестации по истечении первого года эксплуатации.

Второй вариант предполагал проведение:

1. первичной аттетации при вводе объекта в эксплуатацию,
2. ежесезонной аттестации
3. аттестации также по истечении первого года эксплуатации.

Согласованные диапазоны мощности, необходимые для подтверждения факта аттестации были согласованы всеми участниками ранее и составляют от 0,2 до 0,7 установленной мощности в зависимости от сезона и технологии.

"Ежесезонная" аттестация предполагает проведение аттестации  объекта ВИЭ ежемесячно в течение всего климатического сезона (лето – с апреля по сентябрь; зима – с октября по март). В случае, если величина часовой выработки в сезоне не превысит установленного значения, то оплата за мощность в следующем сезоне не будет производится, т.к. объект генерации не пройдёт формально аттестации свой мощности, и поэтому с него будет взыматься штраф за не поставку мощности по договору.

Поэтому, с учетом особенностей действующего механизма оплаты мощности, первичная аттестация перед началом поставки мощности позволит подтвердить, что построенный объект соответствует заявленным характеристикам (максимальная часовая выработка должна быть не менее, чем установленная мощность, умноженная на сезонный коэффициент для учета особенностей солнца и ветра). Кроме того, аттестация по окончанию первого года поставки мощности позволит также подтвердить соответствие объекта ВИЭ заявленным характеристикам (максимальная часовая выработка должна быть не менее, чем установленная мощность, умноженная на коэффициент, отражающий максимально достижимую мощность по году с учетом особенностей солнца и ветра).

Постановлением Правительства РФ №449 от 28.05.2013 года установлен целевой показатель КИУМ (коэффициент использования установленной мощности) для каждой из рассматриваемых технологий генерации, который в достаточной степени отражает готовность электростанций к выработке электрической энергии и соответствующее выполнение обязательств по поставке мощности в течение рассматриваемого периода времени. В связи с тем, что при невыполнении генераторами ВИЭ по ДПМ ВИЭ целевого КИУМ в целом за год предусмотрено снижение им платы за мощность на весь следующий год, то введение данной нормы было бы двойным (дублирующим) наказанием за одно нарушение (не готовность к выработке электроэнергии в один и тот же отрезок времени).

Необходимо отметить, что в мировой практике процедура аттестации генерирующего объекта ВИЭ по показателю максимально достигнутого уровня часовой выработки электроэнергии отсутствует, так как целью стимулирования ВИЭ является максимально возможная годовая выработка электрической энергии ("я оплачу всё, что будет произведено") и стимулирование за достижение показателя КИУМ в этой ситуации теряет практический смысл. В случае российского нормативного регулирования подтверждение того факта, что электроэнергия произведена на генерирующем оборудовании, функционирующем на основе ВИЭ, осуществляется в рамках процедуры квалификации, которая проводится каждые два года.

Отклонениями на рынке электрической энергии считается объём невыполнения поданных ранее на рынок часовых заявок по выработке электроэнергии. Отклонения могут быть "по внешней инициативе" и "по собственной инициативе". Отклонения по внешней инициативе обусловлены решениями и командами системного оператора, а также действиями режимной или противоаварийной автоматики. Остальные отклонения относятся к отклонениям по собственной инициативе: недостаток топлива, ветра, солнца, воды, поломки и внеплановый ремонт оборудования и проч.

Кроме источника отклонения различают порядок отклонения выработки: "вверх" - в сторону увеличения генерации, и "вниз" - в сторону снижения генерации. Таким образом, в сумме имеется 4 базовых варианта отклонений и, следовательно, есть 4 базовых варианта их оплаты. Формирование цен на оплату всех отклонений производится на балансирующем рынке.

Исходными принципами ценообразования на отклонения в дейтсвующей модели балансирующего рынка (БР) являются следующие.

1.  Недопущение арбитража между БР и рынком на сутки вперёд.

2. Экономическое стимулирование выполнения установленного на период диспетчерского плана и графика (минимизация отклонений по собственной инициативе).

3. Стоимостный эффект от изменения объёмов производства (потребления) на БР при выполнении команд системного оператора (отклонения по внешней инициативе).

На основе данных принципов, используемых часто в качестве ограничений при расчётах, производится расчёт довольно многочисленных индекаторов БР, среди наиболее наиболее важных из которых следует отметить: цены (в т.ч. средневзвешенные) ценовых заявок в паре "цена-количество", переменные затраты тепловой генерации как величина топливной составляющей (для ГЭС - ставка водного налога) и индикатор БР.

В принятых Наблюдательным советом НП СР решениях по регламентам оптового рынка были определены следующие особенности участия генераторов на основе ВИЭ в торговле электрической энергией для ГТП генерации ВИЭ:

·  для ГТП генерации ВИЭ, отнесенной к ГЭС, порядок участия в конкурентных отборах на РСВ и БР, а также порядок оплаты отклонений аналогичен уже действующему порядку для ГЭС (приоритеты отбора, порядок формирования ценовых заявок);

·  при участии в конкурентных отборах на РСВ и БР участник оптового рынка - генератор ВИЭ может подавать ценовые заявки на планирование объемов производства, которые включают в себя только ценопринимающие пары;

·  в отношении СДД, для генерации ВИЭ на основе ветровой или солнечной энергии ограничение на предельный почасовой объем поставки электрической энергии устанавливается равным величине 80% от установленной мощности генерирующего оборудования, включенного в данную ГТП генерации ВИЭ;

·   для генерации ВИЭ на основе ветровой или солнечной энергии значение параметра <цена> в ценовой заявке участника рынка, используемой для целей определения расчетных показателей стоимости отклонений на БР принимается равным 1 руб./МВтч;

·   для генерации ВИЭ на основе ветровой или солнечной энергии объем отклонений по внешней регулировочной инициативе не определяется;

·   для генерации ВИЭ на основе ветровой или солнечной энергии допустимый диапазон отклонений определён в объеме ±10% от установленной мощности генерирующего оборудования в ГТП, в пределах которого оплата отклонений по собственной инициативе осуществляется исходя из цен на балансирование системы и не осуществляется распределение отрицательного стоимостного небаланса БР.

Приведённые решения вступают в силу 1 июня 2014 года. Главное, что следовало бы отметить, что генерация на основе ветра и солнца на оптовом рынке получила диапазон отклонений выработки от заявленного объёма в 10% верх и вниз от объёма часовой заявки, в пределах которого отклонения не будут штрафоваться.

  Источник: www.vetern5.ru