Geum.ru

Эксперты: "Антикризисный" механизм возмещения ндс затратен и несет в себе риски

Вид материалаЗакон

Содержание


Мощности добавили ясность
Сергей исполатов
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9

ambler.ru/news/taxes/57474011.html


Итоги работы оптового рынка электроэнергии и мощности за 20.11 – 26.11

За истекшую неделю плановое электропотребление по сравнению с предыдущей неделей сократилось на 0,5%, а по сравнению с аналогичным периодом прошлого года выросло на 1,2%.

В 23 из 64 субъектов федерации, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, отмечено уменьшение планового электропотребления по сравнению с аналогичным периодом прошлого года.
Общий объем планового электропотребления на рынке на сутки вперед за прошедшую неделю составил 19,15 млн. МВтч. В Европейской части РФ и на Урале плановое электропотребление составило 14,98 млн. МВтч, что на 0,1% меньше, чем на прошлой неделе, и на 0,9% больше, чем за аналогичный период прошлого года. В Сибири плановое электропотребление составило 4,17 млн. МВтч, снизившись на 1,9% по отношению к прошлой неделе, и увеличившись на 2,5% по отношению к аналогичному периоду прошлого года.
За истекшую неделю существенных изменений в структуре плановой выработки в Европейской части России и на Урале не произошло. При этом, в сравнении с аналогичным периодом прошлого года, на 1,1% снизилась доля плановой выработки ГЭС, что было компенсировано увеличением плановой выработки атомных электростанций.
В структуре плановой выработки Сибири отмечено увеличение доли ГЭС, относительно предыдущей недели, на 1,3% и незначительные изменения по сравнению с аналогичным периодом прошлого года.
В Европейской части РФ и на Урале на ТЭС пришлось 69,37% выработки, на ГЭС и АЭС – 7,05% и 23,59% соответственно. В Сибири структура выработки сформировалась следующим образом: ТЭС – 61,09%, ГЭС – 38,91%.
В 54 из 64 наблюдаемых регионов, по сравнению с предыдущей неделей, отмечено снижение индексов равновесных цен на электроэнергию. При этом рост индексов равновесных цен наблюдался в Алтайском крае, Мурманской области и некоторых регионах объединенных энергосистем Юга и Урала.
В сравнении с аналогичным периодом прошлого года, индексы равновесных цен на прошедшей неделе были выше в 57 из 64 наблюдаемых регионов.
Значение индекса равновесных цен ниже установленного значения тарифа на 2009 год отмечено в 1 из 64 наблюдаемых регионов.
Индекс равновесной цены в Европейской части РФ и на Урале за неделю снизился на 2,5% (и вырос на 26,7% по сравнению с прошлым годом) – до 675,25 руб./МВтч. В Сибири индекс за неделю снизился на 3,3% (а по сравнению с прошлым годом на 4,9%) – до 424,78 руб./МВтч.
По состоянию на 26 ноября 2009 года, общая задолженность участников рынка составила 34,5 млрд. рублей, увеличившись с 19 ноября на 1,1 млрд. руб. По ценовым зонам наблюдается рост задолженности на 0,6 млрд. руб., по неценовым зонам – на 0,5 млрд. руб.
По состоянию на 15 ноября общая задолженность на розничном рынке перед Гарантирующими поставщиками с 8 ноября выросла на 5,5 млрд. руб. и составила 99,6 млрд. руб.
Задолженность на розничном рынке, как правило, увеличивается в первой половине месяца и уменьшается во второй, что обусловлено сложившейся практикой расчетов между участниками рынка: основные платежи за поставленную электроэнергию приходятся на последние две недели месяца.

d.info/news-show-tek-electro-36852


Мощности добавили ясность

НП «Совет рынка» согласовал методику обоснования затрат на строительство новой генерации



Генераторы, наконец, получили четкие финансовые ориентиры при строительстве объектов генерации. «Совет рынка» определил методику расчета обоснованности затрат, предъявляемых компаниями при выводе новых мощностей на рынок. Финансовые показатели вполне приемлемы для большинства компаний, считают аналитики. Несмотря на ряд спорных пунктов, отныне энергокомпании смогут соотносить свои затраты с ожидаемой платой за мощность.

Наблюдательный совет НП «Совет рынка» утвердил «методику проверки соответствия ценовых заявок на продажу мощности требованию об экономической обоснованности размера ежемесячной платы за единицу мощности». Она касается лишь новых объектов тепловой генерации и не распространяется на модернизируемые объекты и строящиеся мощности ГЭС и АЭС, сообщили в пресс-службе «Совета рынка».

Методика строится на эталонных значениях капитальных и эксплуатационных затрат с учетом ряда коэффициентов в зависимости от типа топлива, установленной мощности и региональных условий (климат и сейсмичность). Признание обоснованности ценовых заявок будет служить «пропуском» для участия в конкурентных отборах мощности. Реальная (за вычетом инфляции) доходность установлена в размере 9,6% годовых, а срок окупаемости составит 15 лет.

Исходя из утвержденной методики, капитальные затраты на строительство газовой ПГУ мощностью 400 МВт в центральной части России будут учтены на уровне 38 тыс. руб. за 1 кВт установленной мощности, а эксплуатационные — на уровне 80 тыс. руб. на 1 МВт в месяц. Для угольной ПСУ 330 МВт, расположенной в Кемеровской области, аналогичные показатели составят 87 тыс. руб. и 120 тыс. руб. соответственно. Кроме того, при определении платы за мощность учитывается прибыль, получаемая от продажи электроэнергии на рынке «на сутки вперед», исходя из прогнозных значений трехлетнего периода.

В пресс-службе НП не стали уточнять размер понижающего коэффициента. Для газовой генерации в первой ценовой зоне он составил 0,75, для угля — 0,8, во второй зоне он един — 0,945, сообщает источник, знакомый с окончательной редакцией документа. Ранее представитель одной из компаний называл обсуждавшийся коэффициент по газу — 0,85. По настоянию потребителей в методику включен размер терминальной стоимости — 20 тыс. руб. по угольной генерации и 15 тыс. руб., а также коэффициент условно постоянных затрат — 0,934. Ни по одному из своих предложений потребители не представляли обоснований, добавляет собеседник РБК daily. В расчетах также не учтены показатели оборотного капитала и реинвестиций на поддержание мощности, говорит он.

Теперь правила игры становятся более понятны, отмечает собеседник РБК daily. Ранее компании представляли свое обоснование, которое подвергалось коррекции. Так, «Мосэнерго» получило одобрение на цену мощности в 372 тыс. руб. за 1 МВт в месяц, что на 30% меньше заявки компании. В результате выпадающие доходы, по мнению «Мосэнерго», составили около 900 млн. руб., которые компании обещали компенсировать в будущем. Часть генераторов пока не вписывается в своих расчетах в «эталонные цены», но сейчас их уровень зафиксирован для компаний, понятна планка, до которой необходимо корректировать финансовые показатели проектов, полагает источник.

Утверждение методики — шаг к долгосрочному рынку мощности, появление которого постоянно откладывалось, говорит аналитик «ВТБ Капитал» Михаил Расстригин. Представленные расчеты вполне адекватны, хотя предложенные условия не слишком благоприятны для генераторов: так, коэффициент затрат занижает стартовую базу при сокращении расходов, а показатель заработков на свободном рынке мог быть и меньшим.

СЕРГЕЙ ИСПОЛАТОВ

ily.ru/2009/11/30/tek/444981


Copyright © 2023. All rights Reserved.