• Teplovichok Today

Обзор изменений в регламенты ОРЭМ за февраль 2020 г. (НС от 26.02.2020)*

Белов Алексей


1. Изменения, связанные с уточнением процедуры проведения отборов проектов модернизации тепловых электрических станций.


Изменения в регламенты в соответствии с уже вступившим в силу Постановлением Правительства РФ от 07.11.2019 № 1411:


Предлагается изменить дату проведения 5-летнего КОММод с 1 сентября на 1 апреля. По действующим регламентом, признак планируемого включения в состав проекта модернизации образцов инновационного энергетического оборудования указывается только в случае включения в состав проекта оборудования угольных электростанций с параметрами пара не менее 23 МПа с высокими экологическими характеристиками или экспериментальных образцов газовых турбин с установленной мощностью 65 МВт и более. При этом для оборудования, использующего в качестве основного топлива уголь, проектом должно быть предусмотрено выполнение мероприятия по комплексной замене турбины, а для оборудования, использующего в качестве основного топлива газ, проектом должно быть предусмотрено выполнение мероприятия по надстройке генерирующего объекта газовой турбины. Предлагается внести описанные изменения.


Изменения в регламенты в соответствии с проектом Постановлением Правительства РФ. Предлагается:


  • Исключить из перечня мероприятий, реализуемых в рамках проекта модернизации генерирующих объектов мероприятия, не связанные с комплексной заменой котельного или турбинного оборудования из основных. Но при этом сохранить возможность частичной замены элементов турбины при условии наличия комплексной замены связанного с ней котла;

  • Исключить из порядка проведения КОММод этап отбора проектов модернизации на Правительственной комиссии и проводить отбор проектов в рамках 100% установленной квоты;

  • Предусмотреть проведение в 2020 году отборов проектов модернизации с началом поставки мощности с 1 января 2026 года по 31 декабря 2026 года, а также в период с 1 января 2026 года по 31 декабря 2028 года – для проектов модернизации с установкой газовых турбин, относимых к образцам инновационного генерирующего оборудования. Но есть условие, что нельзя устанавливать ГТУ одного типа размера более 1 ГВт.

Так же вносятся изменения в правила определения величин предельных (максимальных и минимальных) капитальных затрат по проектам модернизации – техническое изменение, убирается один из индексов.



2. Изменения, связанные с публикацией информации о результатах конкурентного отбора РСВ.


По действующим регламентам КО на своем сайте публикует для каждой ГТП потребления, для каждого часа расчетных суток информацию о полном плановом почасовом потреблении и величине потребления, указанной участником оптового рынка в уведомлении о максимальном почасовом потреблении. Для проведения более полного анализа участниками предлагается так же публиковать информацию по плановым нагрузочным потерям электроэнергии в линиях расчетной модели, относимыми на каждую ГТП потребления.



3. Изменения, связанные с основаниями одностороннего внесудебного отказа от Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка со стороны Ассоциации «НП Совет рынка».


В настоящее время 150 из 563 заключенных ДОП относятся к организациям, не имевшим или прекратившим членство в Ассоциации «НП Совет рынка». При этом эти договора приходится администрировать, направлять участникам информацию и др., что приводит к необоснованным трудозатратам. Предлагается дополнить перечень оснований, по которым Ассоциация «НП Совет рынка» может расторгнуть ДОП в одностороннем внесудебном порядке еще одним основанием: «при прекращении организацией членства в Совете рынка».



4. Изменения, связанные с исполнением/прекращением обязательств по оплате.


Предлагается внести в регламенты уточнения, связанные с прекращением учета обязательств участников, лишенных статуса субъекта ОРЭМ 5 и более лет назад, при этом если в отношении участника не присвоен статус ГП в соответствии с конкурсом, то учет его обязательств не прекращается. Уточняются особенности расчета неустойки в случае получения уведомления кредитора отказа от неустойки. Уточняются списки участников, по которым формируются отложенные платежи (участники с низкой платежной дисциплиной, участники, по которым нет информации о торговом счете, участники, по которым не исполнен возврат денежных средств). Вносятся уточнения в части уведомления АО «ЦФР» о прекращении оплаты средств за участника третьим лицом.



5. Изменения, связанные с предоставлением информации о составляющих стоимости мощности.


Предлагается унифицировать порядок определения аналитических величин, отражающих составляющие стоимости мощности по всем механизмам покупки мощности и распространить его на модельные договоры. Так же предлагается уточнить некоторые индексы в формулах и изменить название аналитического отчета о составляющей фактической стоимости мощности.



6. Изменения, связанные с порядком применения санкций к субъектам оптового рынка.


В 2019 году решением Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка» было дано поручение Совету рынка и заинтересованным сторонам разработать и вынести на рассмотрение концепцию, в соответствии с которой устанавливаются обязанности смежных субъектов по актуализации регистрационной информации, применению АИИС КУЭ и распределению между смежными субъектами ответственности за выполнение всех мероприятий по каждому виду обязанностей.


В ходе обсуждения данного поручения на рабочих группах было принято решение ввести в регламенты императивную норму, обязывающую уполномоченный орган давать оценку действиям каждого из смежных субъектов ОРЭМ по каждому действию и требованию с учетом своевременности и достаточности выполнения требования. Данные выводы уполномоченного органа будут учитываться при решении вопроса о применении мер ответственности к субъектам ОРЭМ.



7. Изменения, связанные с уточнением порядка включения в ВСВГО генерирующего оборудования, длительно находившегося в холодном резерве, и проверки наличия фактических резервов мощности.


Ранее на заседании Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка» была принята регламентная правка по процедуре проведения СО тестирования генерирующего оборудования для целей проверки фактических резервов мощности в качестве режимных генераторов при решении задачи ВСВГО генерирующего оборудования, длительно более 6 месяцев находящегося в холодном резерве. Предлагается дополнить действующий порядок уточнениями, что для подтверждения резерва генерирующее оборудование в ходе проверки СО условно проходит 2 этапа:


  1. Включение в сеть и работа в течение 8 часов, из которых 1 час с минимальной нагрузкой – в этом случае при успешной работе оборудования на Рмин такой генератор исключается из перечня для дальнейших проверок и включений генератора, но оплачена будет мощность только в объеме, показанным при фактическом максимальном наборе нагрузки генератора на конец одного из 8 часов. Для получения полной оплаты мощности;

  2. Необходимо хотя бы 1 из 8 проверочных часов на конец часа загрузиться до максимальной нагрузки. Если оборудование не смогло загрузиться, то будет оплачена максимально показанная мощность, а к разнице до Рмакс будут применены дельты, понижающие оплату мощности. И так до тех пор пока генератор не загрузится до Рмакс, но принудительно СО его включать уже не будет в рамках проверки подтверждения резерва.



8. Изменения, связанные с признанием утратившим силу Регламента организации контроля исполнения инвестиционных проектов.


На сегодняшний день все объекты ДПМ введены в эксплуатацию и поставляют мощность на ОРЭМ. В связи с этим предлагается устранить Регламент организации контроля исполнения инвестиционных проектов, в соответствии с которым СО осуществляет контроль исполнения инвестиционных проектов генерирующих компаний по ДПМ.



9. Изменения, связанные с публикацией информации при проведении КОММод.


Предлагается с целью корректного определения участниками поданных коэффициентов эффективности в период подачи (приема) ценовых заявок при подписании участником оптового рынка на сайте КОМ СО ценовой заявки, справочно отображать значение показателя эффективности проекта модернизации, предварительно рассчитанное на основании стоимостных и ценовых параметров, заявляемых участником КОММод в отношении генерирующего объекта (условной ГТП) и значения коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) переданным КО в СО в составе итогового Реестра участников КОММод. Предварительно рассчитанное значение показателя эффективности округляется до 2 знаков после запятой.



10 Изменения, связанные с уточнением названия признака участия в регулировании.


По действующим регламентам величины отклонений поставщиков, возникающих по независящим от поставщика причинам в результате действия систем автоматического регулирования, противоаварийной автоматики и выполнения команд СО относятся к внешней инициативе. В соответствии с регламентом объемов, инициатив и стоимости отклонений СО передает в КО признак отклонений, при этом передаваемая информация имеет название «признак участия в регулировании». Предлагается это название заменить на «признак отнесения отклонений на внешнюю инициативу».



11. Изменения, связанные с уточнением объема публикуемой информации.


В настоящее время в случае изменения привязки по регулируемым договорам (РД) публикуется информация об объемах поставки по РД только на следующий месяц, что не позволяет прогнозировать объемы поставки по РД до конца года. Предлагается с целью возможности прогнозирования объемов поставки мощности по РД в случае внесения изменений в привязку публиковать отчет с информацией о графиках поставки электроэнергии и мощности по РД как на следующий месяц, так и до конца года.



12. Изменения, связанные с формированием ранжированных таблиц, используемых в рамках оказания услуг по НПРЧ и (или) АВРЧМ.


В январе 2019 года была принята регламентная правка, в части оплаты объема ИВР, в соответствии с которой, объем ИВР оплачивается как разница между 0,75 тарифа на электроэнергию и ценой РСВ в случае если цена в заявке участника была не ниже 0,75 тарифа на электроэнергию. При этом в регламенте оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом при оказании услуги по НПРЧ и (или) АВРЧМ осталось прежнее значение 0,5. Предлагается исправить это значение на 0,75.



13. Изменения, связанные с порядком направления актов сверки расчетов.


В соответствии с действующей редакцией договоров купли-продажи электроэнергии и мощности на ОРЭМ предусмотрена обязанность продавца формировать и выставлять в адрес покупателя счета-фактуры, акты приема-передачи и акты сверки расчетов. Предлагается внести изменения в регламенты, позволяющие участникам в случае их обоюдного добровольного согласия обмениваться актами сверки расчетов посредством электронного документооборота. При этом остается возможность участников обмениваться документами на бумажном носителе.



14. Изменения, связанные с применением мер оперативного воздействия в отношении гарантирующих поставщиков.


В соответствии с действующей редакцией регламента подачи ценовых заявок участниками оптового рынка предусмотрены меры оперативного воздействия на участников за плохое качество планирования собственного потребления в виде лишения возможности самостоятельного планирования на следующий расчетный период. Критерием качественного планирования для гарантирующих поставщиков (ГП) является отклонение планового почасового потребления (ППП) от фактического более чем на максимум из 1 МВт*ч и 15% от величины фактического потребления более чем в 200 часах расчетного периода. Для прочих потребителей критерием является отклонение ППП от фактического более чем на максимум из 1 МВт*ч и 50% от величины фактического потребления более чем в 200 часах расчетного периода.


Такая разница в критериях оценки качества планирования обусловлена тем, что у ГП более широкий субъектный состав потребителей, что упрощает процедуру планирования за счет разнонаправленных отклонений.


Тем не менее, на практике есть ГП с потреблением менее 100 МВт, к которым часто применяются меры оперативного воздействия за счет невыполнения критерия (1 МВт*ч). Действующая мера по отстранению ГП от самостоятельного планирования не приводит к повышению качества планирования и вызвана специфичной структурой потребления.


Предлагается для ГП сделать критерий - отклонение планового почасового потребления (ППП) от фактического более чем максимум из 15 МВт*ч и 15% от величины фактического потребления более чем в 200 часах расчетного периода.



15. Изменения, связанные с требованиями к обеспечению ДПМ ВИЭ для новых ОПВ ВИЭ.


На заседании Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка» 26.06.2019г. была принята концепция, в соответствии с которой предусматриваются дополнительные критерии по способам обеспечения ДПМ ВИЭ. Ранее участники отбора проектов ВИЭ должны были предоставить финансовое обеспечение исполнения обязательств, возникающих по итогам торгов, в виде неустойки по договору ДПМ ВИЭ, поручительство другого участника – поставщика, штраф, оплачиваемый по аккредитиву, штраф, оплачиваемый по банковской гарантии. Но в некоторых случаях продавец по ДПМ ВИЭ имеет достаточный денежный поток на оптовом рынке для самостоятельной оплаты возможных штрафов, либо для того, что бы выступать поручителем другого объекта ВИЭ. Была утверждена концепция, в соответствии с которой поставщику по ДПМ ВИЭ можно обеспечивать исполнение обязательств по своим договорам при условии, если в предшествующем расчетном периоде совокупная стоимость продажи мощности по всем договорам равна или превышает размер необходимого обеспечения обязательств участника ВИЭ. Предлагается внести изменения в регламенты в соответствие с принятой ранее концепцией.



16. Изменения, связанные с определением объемов продажи по ДПМ ВИЭ для расчета авансовых обязательств.


В соответствие с действующими регламенты при расчете авансовых обязательств по ДПМ ВИЭ используется величина фактической установленной мощности оборудования ВИЭ. В некоторых случаях установленная мощность оборудования ВИЭ может превышать договорной объем мощности, что приводит к увеличению авансовых обязательств. Предлагается для расчета авансовых обязательств по ДПМ ВИЭ использовать минимум из величины предельного объема поставки мощности и величины установленной мощности объекта ВИЭ.



17. Изменения, связанные с совершенствованием механизма ценозависимого снижения потребления электрической энергии.


Решением Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка» были ранее утверждены изменения, предусматривающие ограничения количества тестирований в рамках проводимого эксперимента по ценозависимому снижению потребления в течение календарного месяца. При этом указанное численное значение не установлено на февраль 2020 года. Предлагается по результатам проведенного совещания на период с марта по декабрь 2020 года установить численное значение количества срабатываний - 2. При этом если в месяце было 3 срабатывания по экономическим критериям, то количество срабатываний устанавливается как «0».



18. Изменения, связанные c реструктуризацией задолженности на оптовом рынке электрической энергии и мощности.


В соответствии с действующими регламентами предусмотрен порядок взаимодействия участников ОРЭМ, КО и ЦФР при заключении соглашений об изменении срока исполнения обязательств по договорам купли-продажи электроэнергии и мощности.


На заседании Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка» в январе 2020 года был одобрен меморандум, содержащий дорожную карту с перечнем мероприятий по урегулированию задолженности ГП СКФО.


В связи с этим предлагается дополнить регламент финансовых расчетов разделом 18”, учитывающим особенности и сроки заключения соглашений между участниками и инфраструктурными организациями и содержащий положения о формировании графика исполнения обязательств, организационные мероприятия по заключению соглашений, порядок принятия соглашений к учету и условия прекращения учета соглашений. В соответствии с этим разделом увеличен срок возможной просрочки исполнения обязательств с 3 до 10 р.д. Заявление о намерении присоединиться к меморандуму возможно направить в срок до 2 марта – это для тех участников, кто проводит корпоративные процедуры. Разработана форма приложения по реструктуризации цессии и неустойки. Так же раздел содержит Методику по формированию графиков реструктуризации задолженности.


* Статья опубликована в журнале Энергорынок.

Просмотров: 120

© 2019 Teplovichok Today. Сайт создан на Wix.com

  • White Facebook Icon
  • White Twitter Icon
  • Google+ Иконка Белый