⚡️⚡️⚡️Первые итоги работы рынка в бывших НЦЗ

Администратор торговой системы подвёл первые итоги запуска рынка в неценовых зонах Республики Коми, Архангельской области и Дальнего Востока, которые с 1 января вошли в состав ценовых зон ОРЭМ.

✔️За первые трое суток января средневзвешенный индекс цен покупки электрической энергии на рынке на сутки вперед (РСВ) на территориях Республики Коми и Архангельской области (с 1 января вошли в состав 1 ЦЗ) для потребителей составил 1 464,2 руб./МВт∙ч, что близко по величине к соответствующему показателю на территории Вологодской области (1 562 руб./МВт∙ч).

✔️Для вошедших в состав 2 ЦЗ территорий Дальнего Востока (в силу текущей ситуации дефицита мощностей) предусмотрен постепенный переход к конкурентному нерегулируемому ценообразованию: в настоящий момент по свободным ценам в полном объёме электроэнергия реализуется только тепловыми электростанциями (ТЭС). Доля продажи электроэнергии, выработанной гидроэлектростанциями, по свободным ценам составляет 2,5% и будет постепенно увеличиваться по решению Правительства Российской Федерации.
В результате, несмотря на то, что цены продажи электрической энергии ТЭС и ГЭС в объеме либерализованной поставки на РСВ в первые три дня января сформированы на уровне немного более 3 тысяч руб./МВт∙ч, средняя за эти дни цена электрической энергии для покупателей оптового рынка на территории Дальнего Востока (на РСВ и по регулируемым ценам от ГЭС) составила 2 207 руб./МВт∙ч, что близко к текущей цене на электроэнергию в Сибири на РСВ за аналогичный период (1 939,65 руб./МВт∙ч).

✅Таким образом, необходимо отметить, что нормативное регулирование перехода с 1 января 2025 года на конкурентное рыночное ценообразование на территориях Дальнего Востока, Республики Коми и Архангельской области построено так, чтобы, в том числе, не допустить рост цен на электроэнергию в бывших НЦЗ выше среднероссийского уровня.

✅Указанные выше изменения на оптовом рынке электроэнергии реализованы в соответствии с положениями Федерального закона от 08.08.2024 №309-ФЗ, а также постановления Правительства Российской Федерации от 23.12.2024 №1868.

✅Организациями коммерческой и технологической инфраструктуры (Ассоциация "НП Совет рынка", АО "АТС" и АО "СО ЕЭС") в 2024 году осуществлён комплекс мероприятий по подготовке к функционированию оптового рынка на территориях Дальнего Востока, Республики Коми и Архангельской области на конкурентных (нерегулируемых) принципах. Были внесены все необходимые изменения в договор о присоединении к торговой системе оптового рынка и соответствующие регламенты, проведены обучающие мероприятия для участников, выполнено множество имитационных расчётов для комплексного тестирования всех необходимых бизнес-процессов. Также в процессе комплексного тестирования с участниками проработаны деловые процессы технологического, организационного и информационного взаимодействия на оптовом рынке с учётом перевода расчётов на территориях Дальнего Востока на московское время.

❗️Ожидаемые эффекты от реализованных изменений:

👉Возможность использования многочисленных инструментов привлечения инвестиций в строительство и модернизацию генерирующих мощностей на конкурсной основе в целях удовлетворения растущего спроса на электроэнергию.

👉Формирование цен на электроэнергию на конкурентных принципах маржинального ценообразования должно создать для производителей электроэнергии стимулы к повышению эффективности её производства.

👉Для потребителей конкурентные механизмы дают новые возможности и инструментарий для снижения стоимости приобретаемой электроэнергии (мощности). Например, через участие в механизме управления спросом или через прямую экономию на покупке электроэнергии путём перераспределения потребления из пиковых дневных часов в ночные.

@npsr_real

⚡️⚡️⚡️ Максим Быстров, предправления НП СР на сессии Развитие отраслей ТЭК России: стратегия и регулирование
Электроэнергетика России: новый инвестиционный цикл РЭН-2024

Так, все, что вы хотите знать об инвестициях за пять минут. Короткий ответ на ваш вопрос, ничего не надо делать. Смотрите, Казахстан не делал, долго не вкладывал в энергетику, эксплуатировал советские заделы. Сейчас в итоге Казахстан берет у нас постоянно помощь из нашей энергосистемы, там 200-300
мегаватт.

О, 1800, вот сегодня мне Александра Геннадьевна подсказывает. Это вот нам, у
нас как бы нет, у Казахстана есть Россия, а у России нет у кого подпитываться, поэтому нам приходится строить все самим.

Теперь, если серьезно, какие у нас механизмы есть привлечения инвестиций? Давайте сначала посмотрим на то, что есть. Это прежде всего КомНГО, конкурентный отбор мощности новых генерирующих мощностей.

Механизм явно нуждается в донастройке, сталкивается с трудностями. Я думаю,
что надо пересматривать концепцию такого рода в сторону проведения нейтральных отборов, нейтральных с точки зрения технологий, и уходить от
отборов по капексу, по наименьшему капексу, в сторону отбора по наименьшему
LCOE или одноставочной цены.

При этом тут есть некоторая развилка. Сегодня СИПР, это схема и программа развития, имеет шестилетний горизонт. АЭС и ГЭС требует более длительных сроков строительства и планирования. Поэтому, если они хотят участвовать в нейтральном конкурсе, то им нужны какие-то замещающие быстро возводимые
мощности, которые могут помочь, пока они построятся.

В КОМ НГО есть такой механизм, и его надо, мне кажется, использовать. У нас сейчас будет утверждена генеральная схема, она сейчас активно обсуждается, прямо на этом мероприятии, до 42-го года. Она позволит планировать более длительные процессы.

И вот как раз пресловутые 40 триллионов рублей, они как раз относятся к тому объему генерации, который должен быть построен до 2042 года. Тут достаточно длинный горизонт. И построить надо не много, не мало, а почти 90 гигаватт мощности. Для сравнения, вся существующая энергосистема, это примерно 250 гигаватт.

То есть надо треть от существующей построить. Понятно, что это требует
серьезных вложений. Есть еще один механизм, так называемый КОМмод, извините за наши сокращения, конкурентный.

Это конкурентный отбор модернизируемых мощностей. Он, в принципе, неплохо себя показал, как достаточно дешевый механизм, позволяющий сильно изношенные мощности модернизировать иногда даже с увеличением мощности.
Но мы тут Америку не открываем, ремонтируем паровоз, никуда с точки зрения технологии не уходим.

Следующие коммоды планируется делать с треком на модернизацию
паросилового цикла в парогазовый, что тоже, наверное, правильно, но стоить будет точно дороже. Что еще у нас? У нас есть ДПМ ВИЭ 2.0.

продолжение…