Коаліція «енергетичні реформи» (заснована в 2014 році) Спеціалізація



Сторінка1/11
Дата конвертації27.01.2017
Розмір1.76 Mb.
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11
ЗВЕДЕНІ ПРОПОЗИЦІЇ ТА ЗАУВАЖЕННЯ

ДО ЗАКОНОПРОЕКТУ ПРО РИНОК ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ
ПРЕДСТАВНИКІВ ГРОМАДСЬКИХ ОРГАНІЗАЦІЙ



КОАЛІЦІЯ «ЕНЕРГЕТИЧНІ РЕФОРМИ»

(заснована в 2014 році)

Спеціалізація – моніторинг виконання реформ, що випливають із зобов’язань України в рамках Енергетичного Співтовариства, розвиток політичного діалогу із ключовими групами інтересів, органами представницької та виконавчої влади, а також розробка Дорожньої карти реформ в енергетиці, яка міститиме конкретні пропозиції змін.


Контактна особа:

Пєрєвєртаєв Андрій, Експерт коаліції

Тел.:+38 (068) 5522886

E-mail: aperev@gmail.com




Концептуальні зауваження

На основі аналізу Законопроекту можна виділити ряд ризиків, пов'язаних з його прийняттям та подальшим впровадженням:


  1. Зростання цін для кінцевого споживача

Одним з основних ризиків при лібералізації ринку електричної енергії є зростання ціни на електроенергії для кінцевого споживача. У зв'язку з тим, що всі ціна на електроенергію схильна високої волатильності, такі ризики стають загрозою для роботи постачальників, розподільних компаній. Ризики значного збільшення ціни також можуть перешкодити досягти основну мету створення нової моделі ринку - поліпшення конкуренції на роздрібному ринку поставки електричної енергії.

Існуючий енергомікс в електроенергетиці України характеризується наступними особливостями:



  1. Основний обсяг вироблення електричної енергії покривається двома типами генерації: теплової та атомної (покривається 80-85% необхідного графіка споживання).

  2. При цьому, вартість продажу електроенергії для цих двох станцій значно відрізняється (За даними ДП «Енергоринок» з 11.07.2015 по 20.07.2015 ціна продажу НАЕК «Енергоатом» склала 424 грн. / МВт годину, при цьому ціна продажу ТЕС 977.36 грн. / МВтчас. Ціна продажу товару від двох основних виробників відрізняється на 130%.

  3. Споживання електроенергії в Україні характеризується високою нерівномірність графіка. Різниця між нічним мінімум і вечірнім піком досягає 4-6 ГВт. Нерівномірність графіка покривається за рахунок частих пусків (зупинок) теплових блоків і використанням ГЕС і ГАЕС.

У новій моделі ринку електричної енергії в ринку на добу вперед використовується принцип маржинального ціноутворення, тобто рівноважна ціна формується на рівні витрат замикаючого («останнього» затребуваного) генератора. У новій моделі це буде теплова станція ТЕС чи ТЕЦ. Ціна є єдиною для купівлі (продажу) для кожного учасника і формується на основі останньої заявки, що виграла в конкурентом відборі.

При цьому, на ринку на добу вперед НАЕК «Енергоатом» та Укргідроенерго можуть отримуватиме маржинальний прибуток на ринку на добу вперед. За експертними оцінками, при продажу всієї електроенергії АЕС та ГЕС в РСВ величина маржинального прибутку становитиме близько 2 млрд. доларів щорічно.

Для врахування особливостей енергомікса і графіка споживання в ОЕС України вважаємо найбільш доцільним:


  1. Одночасно запустити ринок двосторонніх договорів, ринок на добу вперед і балансуючий ринок. Якщо таке неможливо за вимогами Енергетичного Співтовариства, то с 01 липня 2016 укладати двосторонні договори на обсяги виробітку (частину обсягів) АЕС та ГЕС.



  1. Відсутність чітких і зрозумілих механізмів залучення та повернення інвестицій

Існуюча структура енергопотужностей України характеризується високим ступенем зношеності. Незважаючи на те, що більша частина генеруючих потужностей перебувають у приватній власності масштабна заміна обладнання і будівництва нових блоків не проводилося протягом останніх 30 років.

Також добігає кінця ресурс існуючих атомних електростанцій і вже необхідно вирішувати питання про будівництво нових атомних блоків, створенню джерел фінансування та паливозабезпечення.

Затягування рішень про організацію системи залучення та повернення інвестицій в найближчому майбутньому може призвести до виникнення загроз енергетичній безпеці України.

Європейський досвід функціонування ринків електроенергії довів, що будь-яка модель безпосередньо не може залучити достатній обсяг інвестицій у галузь. При цьому, кожна ринкова система повинна враховувати здатність енергосистеми забезпечувати відповідний рівень надійності виробництва та постачання електроенергії споживачам. Конкуренція в генерації веде до виникнення ціна на електроенергію, рівним граничним витратам системи (тобто, змінних витрат останнього діспетчеріруемого виробника). Це передбачає, що граничний виробник не в змозі покрити свої постійні витрати. Це може призвести до ситуації, коли компанії заробляють дуже мало прибутку, щоб мати можливість інвестувати в нову (або замінювати існуючу) потужність, необхідну для задоволення зростаючого (чи існуючого) попиту. Що ще гірше, це може навіть призвести до ситуації скорочення існуючих (надлишкових) потужностей у виробництві. Отже, питання полягає в тому, як можна забезпечити достатню резервну маржу, при одночасному збереженні максимально можливих вигод від конкуренції.



У теорії ринків були розроблені різні підходи (див. Таблицю 1) для того, щоб впоратися з необхідністю забезпечення достатньої потужності генерації. Загалом, коли застосовуються окремі механізми, вони зазвичай фокусуються на наданні стимулів для інвестицій в потужності генерації, хоча вони також можуть спробувати зацікавити споживачів у скороченні свого попиту. Крім цих механізмів також слід згадати і про можливість покластися виключно на «ринок тільки енергії».

Метод

Опис

Плата за потужність

Незалежний агент (зазвичай СО) платить за збереження доступності потужності, в ідеалі відображаючи соціальну цінність надійності. Приклади: Іспанія, Аргентина (раніше), Колумбія, Чилі.

Стратегічний резерв

Незалежний агент (зазвичай СО) підтримує резерв блоків генерації електроенергії, які він діспетчерірует, тільки коли виникає загроза надійності постачання. Ціна електроенергії повинна бути достатньо високою, щоб не відштовхувати інвестиції. Приклади: Фінляндія, Швеція.

Ціноутворення операційних резервів

СО закуповує більше потужності операційного резерву, ніж необхідно тільки для короткострокової роботи. Надлишкові резерви підвищують довгострокову адекватність генерації. Укладаючи на них контракти, створюються стимули генеруючим компаніям створювати більше генеруючої потужності. Ціна, виплачувана за операційні резерви, впливає на інвестиційні стимули і, отже, повинна бути досить високою.

Вимоги потужності (ІСАР) / сертифікати потужності

Компанії, які обслуговують навантаження (наприклад, роздрібні компанії) зобов'язані укладати контракти на фіксований відсоток резервної потужності. Вартість контрактної потужності генерації переноситься на споживачів, як частина ціни електроенергії. Приклади: PJМ, Енергетичний пул Нью-Йорка, пул Нової Англії.

Контракти надійності

Незалежний агент закуповує опціони кол у виробників, які покривають всю генеруючу потужність плюс резерв потужності. Якщо ринкова ціна електроенергії підвищується понад ціну виконання опціону, регулюючий орган оголошує опціон і отримує різницю між спотової ціною і ціною виконання опціону. Ця різниця переноситься на споживачів. На практиці не відчувалося.

Абонування потужності

Споживачі купують право на певний обсяг потужності в пікових умовах і дозволяють фізично обмежувати своє пікове споживання цим обсягом в періоди дефіциту. Вартість резервної потужності засвоюється: кожен споживач платить за рівень надійності, якого він бажає. На практиці не відчувалося.

Кожен з цих механізмів може бути більш детально розглянуто та обговорено в якості механізму залучення та повернення інвестицій в нової моделі ринку електричної енергії України.

Одним з найбільш зрозумілих механізмів, запропонованих нами, є механізм фінансування інвестиційних проектів шляхом укладання регульованих договорів в рамках ринку допоміжних послуг. Інвестиційні проекти відбираються в рамках затвердженого Плану розвитку ОЕС на 10 років.



  1. Закупівля та впровадження програмного забезпечення інфраструктурних організацій.

За словами представників Міністерства енергетики та вугільної промисловості, термін повноцінного запуску ринку, встановлений 1 липня 2017 є вимогою з боку Енергетичного Співтовариства. При цьому, з боку Світового банку і за експертними оцінками для проведення процедур забезпечення фінансування, закупівлі та впровадження програмного забезпечення потрібно не менше 24 місяців з моменту прийняття підзаконних актів. За оцінками представників провідних IT-компаній термін доопрацювання програмного забезпечення за вимогами технічного завдання становить не менше 9 -12 місяців, термін впровадження системи від 6 місяців до 18 місяців.

Таким чином, для оператора ринку, оператора системи передачі, гарантованого покупця оптимістичний термін повноцінного впровадження програмного забезпечення становить грудень 2017 - липень 2018 року.



Крім цього, для повноцінного тестування нової моделі ринку електричної енергії необхідно пройти річний цикл роботи енергосистеми, періоди осінньо-зимового максимуму, літньої ремонтної компанії. Тому тестовий період роботи нового ринку не може бути менше 12 місяців, як це передбачено в чинній версії Закону № 663.



Поділіться з Вашими друзьями:
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11


База даних захищена авторським правом ©divovo.in.ua 2017
звернутися до адміністрації

войти | регистрация
    Головна сторінка


загрузить материал