Файл: Курс лекций для студентов электроэнергетиков Направление подготовки 140400 Электроэнергетика.doc

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 России

Темпы 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

---