Transcript СО ЕЭС» Опадчего Федора Юрьевича на тему

Всероссийский семинар-совещание на тему
«Предварительные итоги тарифного регулирования в 2010 году и задачи органов
государственного регулирования на 2011-2012 год»
11-12 октября 2010 г.
Конкурентный отбор мощности
2011
Директор по развитию и сопровождению рынков ОАО «СО ЕЭС»
Опадчий Ф.Ю.
История рынка мощности
№
Событие
1.
Ввод двухставочных
тарифах на э/э и
мощность на ФОРЭМ
2.
Запуск оптового
рынка электрической
энергии и мощности
(ОРЭМ)
3.
Запуск нового
оптового рынка
электрической
энергии и мощности
(НОРЭМ)
Запуск переходной
01.07.2008 Постановление
■ оплата Nмрм (в пределах баланса) по
модели конкурентного
Правительства РФ
результатам КОМ с учетом контроля
отбора мощности
от 28.06.08 №476
готовности
(КОМ)
Запуск долгосрочных 01.01.2011 Постановление
■ оплата фактически поставленной мощности
КОМ
Правительства РФ
в пределах расп. мощности по результатам
от 24.02.10 №89
КОМ
4.
5.
Дата
Документ
2
Изменение
01.07.1997 Протокол ФЭК РФ
17.06.97 N 88
■ переход от одноставочного тарифа на э/э к
двухставочному тарифу на э/э и мощность с
учетом отклонений фактических сальдо
перетоков мощности АО-энерго от
договорных объемов (баланса) в отчетный
час (для АЭС и федеральных ГРЭС и ГЭС
оплата Nуст с учетом к-та выполнения
задания по раб. мощности из баланса)
24.10.2003 Постановление
■ переход от сальдо перетоков к раздельному
Правительства РФ
учету потребления и генерации
от 24.10.2003 №643 ■ оплата в регулируемом секторе 85% Nуст
генерации по тарифам на мощность с
учетом к-та выполнения задания по раб.
мощности из баланса
01.09.2006 Постановление
■ оплата Nуст по тарифам на мощность с
Правительства РФ
учетом ежечасного контроля выполнения
от 31.08.06 №529
обязательств по готовности
ген.оборудования к выработке э/э
Изменение порядка оплаты мощности
С 01.01.2011
До 01.01.2011
Цена:
■
для действующего
оборудования (введенного до
декабря 2007 года) – по
индивидуальному тарифу;
■ для нового оборудования – по
экономически обоснованной цене
Объем: определяется по результатам
КОМ как минимум из заявки участника
и максимальной располагаемой
мощности по балансу ФСТ.
В случае неввода оборудования
(аттестованный объем меньше
отобранного в КОМ) - штраф 30%.
В случае невыполнения обязательств
по готовности ген.оборудования к
выработке э/э снижается стоимость
мощности и поставщиков и
покупателей.
3
Цена:
■
для объектов ДПМ, новых ГЭС/АЭС, ПТРМ –
по цене договора;
■ для отобранных в КОМ – по цене КОМ
(маржинальная цена) и свободным
договорам;
■ для вынужденных генераторов, не
отобранных в КОМ – по тарифу;
■ для остальных генераторов, не отобранных
в КОМ – мощность не оплачивается
Объем: фактически поставленный объем мощности
определенный как предельный объем за
вычетом собств. нужд и объема недопоставки,
определяемого по данным контроля готовности.
Но не выше располагаемой мощности,
заявленной в КОМ
В случае неввода оборудования (предельный
объем меньше заявленного в КОМ) - штраф 25%
(для объектов ДПМ , новых ГЭС/АЭС, ПТРМ –
штраф по договору)
Процедура проведения КОМ
Результаты КОМ
Исходные данные
Спрос на мощность с
учетом планового
коэффициента
резервирования
Ценовые заявки
участников КОМ
Предельные объемы
поставки между
зонами
Технические
параметры ген.
оборудования
Оптимальная цена
покупки мощности в
ЗСП
КОМ
(формализованная
процедура отбора)
Цены продажи
мощности
генераторов
Перечень
неотобранных
генераторов
Объемы, подлежащие
обязательной покупке
(ДПМ, новые ГЭС/АЭС,
ПТРМ)
Наличие предельного
(макс. и мин.) размера
цены на мощность в
зоне
Оптимальный состав
отобранных
генерирующих
мощностей
Выявление
дефицитных зон
Тарифы «самых
дорогих» генераторов;
Надбавки ГЭС/АЭС
Объем непокрытого
спроса
4
Спрос на мощность и коэффициент резервирования
1-я ценовая зона ЕЭС России.
17.12.2009
143,9
ГВт
Резерв
10,9 ГВт - 9,6%
116 ГВт
Пиковый резерв
8,3 ГВт - 7,3%
2,6 ГВт
113,4
ГВт
124,3 ГВт
113,4 ГВт
4,3 ГВт
0
Блок-станции,розница
4,3 ГВт - 3,8%
0
27,9 ГВт - 24,6%
Оперативный резерв
5,1 ГВт - 4,5%
21 ГВт - 18,5%
124,3
ГВт
Структура генерации и
потребления по 1-й ценовой
зоне в час максимума ЕЭС за
17-00 17.12.2009
Несовмещенный максимум
116 ГВт
129,4
ГВт
Cовмещенный
максимум 113,4 ГВт
Плановые ремонты
5,5 ГВт - 4,9%
13,4 ГВт 11,8%
19 ГВт - 16,7%
Аварийные и неплановые
ремонты
2,1 ГВт - 1,8%
16 ГВт - 14,1%
Ограничения
6,9 ГВт - 6%
30,5 ГВт - 26,9%
23,6 ГВт - 20,8%
21,5 ГВт - 19%
135 ГВт
Располагаемая мощность 137,1 ГВт
Установленная мощность 143,9 ГВт
137,1
ГВт
5
Величина спроса на мощность определяется как:
Произведение величины прогнозируемого пика потребления мощности в каждом субъекте РФ
(на базе схемы развития ЕЭС), приведенного к условиям холодной пятидневки, и планового
коэффициента резервирования мощности (17%)
■
увеличенное на среднестатистическую величину аварийных снижений мощности в
зимние месяцы за предшествующие 2 года в соответствующей ЗСП;
■
увеличенное на прогнозируемую (законтрактованную) величину экспорта мощности
на декабрь года, на который проводится КОМ;
■
уменьшенное на среднестатистическую величину объемов производства розничной
генерации в зимние месяцы за предшествующий год в соответствующей ЗСП.
ЗСП и ограничения на поставки между зонами
(I ценовая зона)
6
Ограничения по объемам поставки мощности между зонами свободного перетока и группами зон,
объемы экспорта из зон свободного перетока
Украина, Беларусь, Эстония, Латвия, Литва
◄
35
◄ 179 ◄
26-Вологда
55
96
►
28-Запад
13-Вятка
◄
14
00
26
◄
7
s2
s5
s12
5►
228
97
◄25
s11
478
◄2
2►
s6
5►
59
8 1
6
◄15
i1
s1
1 1
966
►
◄1
67
0
s1
◄2
014
169
3►
19-Каспий
16-Балаково
10 -Северная
тюмень
◄ 27 ◄
Украина, Беларусь, Эстония, Латвия, Литва
►6►
866►
2
◄1707
►
523
2►
24-Махачкала
76
i3
◄4
◄440 1200
►
18-Волгоград
s1
s8
►
9-Тюмень
89►
i4
Казахстан
s2
s5
i5
7 18
i2
8►
246
►
i6
17-Кавказ
06
2 3
744
18
◄3
►
87
9
s9
20
◄19
4
► 11 ►
8-Урал
s11
◄2
22
2373
68
11
16
3►
0
s1
20-Ростов
530
87
►
14-Волга
1►
◄1465 97
◄7
12
43
s7
0
◄273
18
◄
i6
◄
Грузия
9
9►
◄
41
4
21-Кубань
3245►
15-Киндери
◄574 56
5►
◄ 27 ◄
1547
►
11-СБУ
◄780 700►
◄17
54
►
188
6
94
25 - ЦЕНТР
59
◄ 2318
23-Геленджик
4
12-Пермь
s2
s4
00
-- ►
02
3►
s3
200
►
22-Сочи
93
◄4
1
26
◄
12
27-Москва
◄
35
Финляндия, Беларусь,
Эстония, Латвия, Литва
► 1376 ►
29-Кольская
Казахстан
◄1◄
Казахстан
Технические требования
к генерирующему оборудованию в КОМ
Контроль
выполнения
технических
оборудования осуществляется на этапах:
параметров
7
генерирующего
1) Допуска к КОМ:
■ к процедурам КОМ не допускаются поставщики, оборудование которых не соответствует
установленным требованиям (для вновь вводимого оборудования поставщик не принял
на себя обязательств по их соблюдению).
На 2011 год установлены следующие требования:
■ участие генерирующего оборудования в выработке электроэнергии менее 24 часов за
2009 год вследствие вывода в ремонт, консервацию или не востребованности по
режиму работы энергосистемы, в отношении генерирующего оборудования с
установленной мощностью 100 МВт и менее, относящегося к типам Р, ПТ, ПР, Т.
Прогнозный объем мощности не соответствующего требованиям для участия в
КОМ на 2011 год оборудования составляет 1666 МВт.
На 2012 и далее по графику:
■ генерирующее оборудование, выработавшее двукратный первоначальный парковый
ресурс, с давлением свежего пара 9 МПа и менее исходя из года выпуска (50 лет и
более).
2) Проведения отбора:
■ по результатам КОМ должна быть отобрана совокупность генераторов, технические
характеристики
которых
обеспечивают
возможность
формирования
электроэнергетического режима (обеспечивается системная совместимость);
■ при равенстве цен по результатам КОМ отбирается более «качественное» с точки зрения
технических характеристик оборудование.
Динамика изменения генерирующих мощностей
8
Объем мощности, учитываемый при проведении КОМ как подлежащий обязательной
покупке на оптовом рынке, включает объемы поставки мощности:
■
■
■
генерирующих объектов, в отношении которых заключены договоры о предоставлении
мощности (ДПМ);
генерирующих объектов, включенных в договоры купли-продажи мощности новых АЭС
и ГЭС (новые АЭС/ГЭС);
генерирующих объектов, строящихся (построенных) в целях
формирования
технологического резерва мощностей по производству электрической энергии (ПТРМ).
Запрет на
Прирост пика участие в
потребления КОМ по тех
парам.
Итого
изменение
баланса
Год
ДПМ тепл.
прирост*
АЭС
ГЭС
2010
4421
1000
109
-
-
-
2011
3247
0
1021
2593
1666
9
2012
3409
1000
2078
3701
1145
1641
2013
4004
2369
1777
4539
2624
987
2014
5500
1980
3313
1799
2368
2015
2443
1199
4592
2586
-3536
2016
420
2320
5904
-
-3164
Итого
23444
9868
24640
9820
4985
Баланс спроса и
предложения в
ближайшие годы
существенно не
изменится – ввод новых
объектов не приведет к
появлению избытков
мощности, но позволит
организовать вывод из
эксплуатации старого
оборудования
* Объемы ДПМ определены в соответствии с Распоряжением Правительства РФ от 11.08.2010 №1334-р (без учета переноса сроков
начала исполнения обязательств);
** Объемы новых АЭС определены в соответствии со схемой и программой развития ЕЭС России на 2010 – 2016 гг., утв. приказом
Минэнерго России от 15.07.2010 № 333
*** Объемы новых ГЭС определены в соответствии с Инвестиционной программой ОАО «РусГидро» на 2011-2013г.
Математическая модель КОМ
9
Процедуры КОМ осуществляются последовательно на пяти этапах:
1 этап
2 этап
3 этап
4 этап
5 этап
Определение
оптимальной цены на
мощность с учетом:
■минимума стоимости
мощности;
■покрытия спроса;
■ограничений на
поставки между ЗСП;
■без учета
совокупных
технологических
ограничений.
Определение
оптимального
объема
отобранных
мощностей с
учетом:
■совокупных
технологических
ограничений;
■приоритетов
тех.параметров.
Формирование
объема
отобранных
мощностей с
учетом
необходимости
отбора целого
объекта
генерации.
Формирование
объема
отобранных
мощностей с
учетом
ограничений на
минимальную
суммарную
обеспеченную
выработку в ЗСП
(группе ЗСП).
Формирование
цен на
мощность по
ЗСП для
поставщиков и
потребителей
с учетом
«срезок».
Ценообразование на 5-м этапе:
В ЗСП, в которых КОМ проводится с применением предельного размера цены за
мощность, цена в ЗСП определяется как минимальная из значения маржинальной цены для
данной зоны и установленного для нее предельного уровня.
В ЗСП, в которых КОМ проводится без применения предельного размера цены на
мощность, 15% (1 ЦЗ) и 10% (2 ЦЗ) самых дорогих заявленных для отбора мощностей не
участвуют в ценообразовании. Цена самых дорогих генераторов определяется как минимальная
из значения маржинальной цены для данной зоны и установленного для него тарифа.
Имитационная сессия подачи ценовых заявок
для участия в КОМ на 2011 год
10
Проведено полноценное моделирование КОМ 2011 (технологии, ценовые стратегии)
В рамках подготовки к проведению первого конкурентного отбора по правилам
долгосрочного рынка мощности в период 16 – 19 августа 2010 года был организован
имитационный прием ценовых заявок на продажу мощности на а 2011 год.
Заявки были поданы 53 участниками оптового рынка по 367 электростанциям.
Имитационные результаты КОМ
26-Вологда
29-Кольская
Сп:1910
М:664
С:-1246
Сп:2533
М:3129
С:596
Европейcкая часть России
11
596
По итогам 1-го этапа
Финляндия + БЭЛЛ
137
27-Москва
28-Запад
6
Сп:13734
М:13179
С:-555
41
Сп:21374
М:15364
С:-4200
НД:1810
УкБЭЛЛ
22-Сочи
179
Сп:635
М:171
С:-354
НД:110
4200
12
46
25-Центр
23-Геленджик
Сп:26542
М:33226
С:6684
10-Сев.Тюмень
11
Сп:1054
М:63
С:-518
НД:473
62
8
59
УкБЭЛЛ
10
43
48
23
23
65
51
27
0
0
27
51
51
808
8
1554
703
97
10
Сп:12934
М:12703
С:-231
780
9-Тюмень
Сп:11031
М:11666
С:635
1
14-Волга
17
8
Сп:3102
М:3490
С:388
Грузия
Сп:1021
М:4
С:-1017
11
21-Кубань
5
15
444
53
8-Урал
Казахстан
19-Каспий
16-Балаково
Сп:934
М:490
С:-444
Сп:2726
М:6603
С:3877
79
151
Сибирь
11
24-Махачкала
20-Ростов
18-Волгоград
15-Киндери
Сп:1265
М:1416
С:151
Сп:3811
М:4997
С:1186
Сп:3313
М:3557
С:244
Сп:3406
М:2328
С:-1078
13-Вятка
Казахстан
Сп:3712
М:2017
С:-1695
Имя ЗСП
Казахстан
9
17-Кавказ
Сп:3477
М:1870
С:-1608
1248
Сп:22701
М:24440
С:1739
6
11
32
1
4
324
35
12-Пермь
11-СБУ
Сп:2161
М:1352
С:-780
НД:29
Сп:1610
М:635
С:-975
Сп:
М:
C:
НД:
Ц:
Спрос
Мощность отобранная в КОМ
Сальдо
Непокрытый дефицит(если есть)
Цена
– Запертый переток
D:\KOM\result_real\cep_real_session_85.xls
Избыток
Дефицит
Непокрытый
дефицит
– Экспорт
Оценочный расчет результатов КОМ на 2011 г.
12
1. По результатам оценочного расчета итогов имитационного КОМ на 2011 год
«физический» дефицит мощности не прогнозируется.
2. В связи с наличием ограничений на поставку между ЗСП прогнозируется:
■
■
устойчивый недостаток резерва генерирующих мощностей в ряде ЗСП. К таким
«дефицитным» зонам относятся ЗСП на территории Москвы и Московской области,
часть ЗСП Сибири, Юга и т.д.
избыточный объем генерации. Единственная зона с заведомо избытком генерации ЗСП на территории Кольской энергосистемы.
3. В зависимости от величины располагаемой мощности генерирующего
оборудования, заявленной в КОМ, помимо электростанций не отоборанных в
КОМ из-за ограничений на поставку мощности между ЗСП, в 1-ой ценовой зоне
могут быть дополнительно не отобраны «самые дорогие» заявки генераторов.
4. Существенное влияние на результат КОМ оказывает порядок учета
располагаемой мощности ГЭС. В зависимости от методики учета ограничения
на ГЭС могут составлять от 3,1 до 11,7 ГВт. Порядок подачи заявок ГЭС будет
уточнен в Правилах О,РЭ и в регламентах оптового рынка.
5. На 2 - 4 этапах КОМ осуществляется дополнительных отбор мощностей, сверх
оптимального объема, необходимых для возможности формирования
электроэнергетического режима, покрытия потребления электроэнергии за
любой период времени (сутки, месяц, год) и условия отбора целого
генерирующего объекта.
Оценочный расчет результатов КОМ на 2011 г.
13
6. Установление предельного размера цены на мощность существенно влияет на
результаты отбора (цена КОМ и объем мощностей, прошедших КОМ):
6.1. Уровень цен в заявках, поданных для участия в имитационном КОМ, в
отношении значительных объемов мощности (11% мощности в 1-й ЦЗ и 27%
мощности во 2-й ЦЗ) превышает предельный размер цен на мощность (118
тыс.руб/МВт в 1-й ЦЗ и 126 тыс.руб/МВт в 2-й ЦЗ).
Это означает, что при неизменности ценовой политики поставщиков (отказе снизить
уровень ценовых заявок до предельного размера) в ЗСП, в которых КОМ проводится с
применением предельного размера цены на мощность, по результатам КОМ будут
сформированы объемы непокрытого спроса на мощность.
В соответствии с Правилами ОРЭМ такие объекты считаются не отобранными в КОМ и в
2011 году получают статус поставляющих электроэнергию и мощность в вынужденном
режиме – оплата электроэнергии и мощности по тарифу.
6.2. Высокая волатильность цен на мощность в ЗСП, в которых КОМ проводится
без применения предельного размера цены на мощность:
■
■
высока вероятность формирования неадекватно высокой цены, в случае если
высокие ценовые заявки будут поданы в отношении объемов, превышающих 15%
(10%);
высока вероятность формирования «нулевой» цены КОМ (в т.ч. и для дефицитных
ЗСП) вследствие наличия требования Правил ОРЭМ по подаче аффилированными
лицами в пределах одной ЗСП ценопринимающих заявок на долю мощности в
отношении принадлежащих им генерирующих объектов, и одновременного
ограничения влияния на цену ЗСП 15% (10%) самых дорогих заявок в ЗСП.
Ценовые заявки на имитации
14
5 000 000
4 500 000
Кривая
предложения по
1 ценовой зоне
4 000 000
3 500 000
Цена, руб/МВт
3 000 000
2 500 000
2 000 000
1 500 000
1 000 000
500 000
0
0
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
120 000
140 000
160 000
25 000
30 000
35 000
40 000
Объем, МВт
1 200 000
1 000 000
800 000
Цена, руб/МВт
Кривая
предложения по
2 ценовой зоне
600 000
400 000
200 000
0
0
5 000
10 000
15 000
20 000
Объем, МВт
Оценочный расчет результатов КОМ на 2011 г.
1 ценовая зона
ЗСП
Отобрано
Не
отобрано
8-Урал
9-Тюмень
10-Сев.Тюмень
11-СБУ
12-Пермь
13-Вятка
14-Волга
15-Киндери
16-Балаково
17-Кавказ
18-Волгоград
19-Каспий
20-Ростов
21-Кубань
22-Сочи
23-Геленджик
24-Махачкала
25-Центр
26-Вологда
27-Москва
28-Запад
29-Кольская
1-ая ЦЗ
24440
12703
24
635
1352
2017
11666
2328
6603
1870
3557
490
4997
3490
171
63
1416
33226
664
15364
13179
3245
143500
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
31
0
0
0
239
270
Цена1
Срезка
10%/15%
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
1548319
69618
158460
136039
0
427747
197705
103552
117600
148631
166517
144773
93491
0
156293
112092
603640
275255
97313
130527
185439
184169
204731
0
Минимальная Предельная
цена
цена
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
37425
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
118125
15
Максимальная
заявка среди
отобранных
549899
900000
1548319
427747
578607
153270
489060
148631
454264
913507
113836
79159
818753
142915
603640
531630
234003
1394920
232825
545801
471020
69618
Оценочный расчет результатов КОМ на 2011 г.
2 ценовая зона
Максимальная
заявка среди
отобранных
Отобрано
Не
отобрано
Цена 1
1-Сибирь
29202
0
1050000
220000
52212
126368
1050000
2-Ю.Кузбасс
1380
0
1050000
0
52212
126368
430000
3-Омск
1476
0
1050000
0
52212
126368
207210
4-Чита
1359
0
1050000
243248
52212
126368
264000
5-Бурятия
1247
0
1050000
128956
52212
126368
200000
6-Алтай
1310
0
1050000
210000
52212
126368
590480
7-Хакасия
571
0
1050000
420000
52212
126368
491398
36545
0
52212
126368
ЗСП
2-ая ЦЗ
Срезка Минимальная Предельная
10%/15%
цена
цена
16
Сроки проведения КОМ на 2011 г.
№
1
Этап
17
Сроки
Подготовка к проведению КОМ
1.1.
Публикация Приказов Минэнерго РФ о порядке определения спроса и учета в КОМ
тех.параметров
05.10.2010
1.2.
Предоставление СР в СО реестра участников КОМ и реестра мощности, подлежащей
обязательной покупке
12.10.2010
1.3.
Публикация СО информации, необходимой для проведения КОМ
15.10.2010
1.4.
Предоставление участниками КОМ в СР заявлений о наличии ген.оборудования, не
соответствующего минимальным тех.требованиям
18.10.2010
2.
2.1.
Прием ценовых заявок
1 этап приема заявок – подача ценовых заявок участниками КОМ
2.2.
Подписание поставщиками агентских договоров, обеспечивающих заключение ДПМ (с
учетом проведения корпоративных процедур)
04.11.2010
2.3.
Предоставление СР в СО уточненного реестра участников КОМ (с учетом
ген.оборудования, не соответствующего мин.тех.требованиям) и реестра мощности,
подлежащей обязательной покупке (с учетом переноса сроков)
06.11.2010
2.4.
2 этап приема заявок – уточнение ценовых заявок участниками КОМ в части ценовых и
технических параметров
27.10-8.11.2010
3.
3.1.
3.2.
3.3.
Подведение итогов КОМ
Передача СО в ФСТ перечня неотобранных и «самых дорогих» генераторов
Получение СО от ФСТ тарифов «самых дорогих» генераторов и надбавок для АЭС/ГЭС
Публикация СО итогов КОМ, передача СО реестра итогов КОМ в КО
3.4.
Процедуры коммерческой инфраструктуры по итогам КОМ (заключение договоров
поставки, «привязка»,…)
18-27.10.2010
10.11.2010
03.12.2010
08.12.2010
01.01.2011
Спасибо за внимание!
http://www.so-ups.ru
Сроки проведения КОМ
19
Постановлением Правительства РФ от 24.02.2010 № 89 установлен порядок и
сроки проведения долгосрочных конкурентных отборов мощности
Заключение
ДПМ и
договоров с
новыми АЭС и
ГЭС
2010
до 1 октября 2010
КОМ
проводит
СО
на 4 года
вперед
Строительство новой,
поддержание
действующей мощности
4 года
Период поставки
и оплаты –
1 год
2011
до 1 июня 2011
до 1 декабря 2011
При наличии существенных отклонений условий проведения КОМ до 1 октября
года,
предшествующего
началу
поставки
мощности,
СО
проводит
19
корректировочный КОМ.
Учет ценовых параметров заявки
20
В случае заявления согласия на приведение ценовых параметров заявки в
соответствие с требованиями Правил ОРЭМ ценовые параметры заявки в КОМ
моделируются следующим образом :
При установлении предельного уровня цены в данной ЗСП:
■
В случае превышения цены в заявке относительно максимальной цены за мощность
(118 тыс. руб/МВт в 1-ой ЦЗ /126 тыс. руб/МВт во 2-ой ЦЗ), устанавливается модельная
цена, равная максимальной цене.
При отсутствии предельного уровня цены в данной ЗСП:
■
Для ГЕМ одного поставщика (группы аффилированных поставщиков) устанавливается
модельное ценопринимание на величину не меньше разности установленной
мощности поставщика и 15% (10% во Сибири) совокупной установленной мощности в
ЗСП.
Обязательное ценопринимание устанавливается в ЗСП:
■
для ГЕМ, зарегистрированных в отношении генерирующих объектов АЭС и ГЭС
субъектов оптового рынка, имеющих право в соответствии с Правилами оптового
рынка заключать договоры купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС (только при
проведении КОМ на 2011 и 2012 гг.).
■
для всех ГЕМ, зарегистрированных за субъектом оптового рынка, который не
воспользовался правом заключения ДПМ.
■
для всех ГЕМ, зарегистрированных за субъектом оптового рынка, который более чем
на 1 год просрочил ввод хотя бы одного генерирующего объекта по ДПМ.