(Копылов А. Е.) («Энергетическое право», 2011, N 1)
НОВЫЙ ПОДХОД К ПОДДЕРЖКЕ ВИЭ В РОССИИ НА ОСНОВЕ ОПЛАТЫ МОЩНОСТИ ГЕНЕРАЦИИ
А. Е. КОПЫЛОВ
Копылов А. Е., кандидат экономических наук.
Федеральный закон о стимулировании производства электрической энергии на основе возобновляемых источников энергии (далее — ВИЭэл) был принят в России 4 ноября 2007 г. <1>. Данный Закон представляет собой основной элемент системы поддержки ВИЭ в России и включает: ——————————— <1> Федеральный закон от 4 ноября 2007 г. N 250-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с осуществлением мер по реформированию Единой энергетической системы России» // СЗ РФ. 2007. N 45. Ст. 5427.
— введение системы ценовых надбавок, выплачиваемых сверх равновесной цены оптового рынка на электрическую энергию; — субсидии из федерального бюджета, компенсирующие стоимость техприсоединения к энергосистеме для генерирующих объектов установленной мощностью < 25 МВт ВИЭэл; — обязательства сетевых и распределительных компаний о приоритетной закупке ВИЭэл для компенсации своих потерь при передаче. Эти меры поддержки уже неоднократно описывались автором и другими специалистами, и мы не будем на них здесь останавливаться. Первые две меры предполагалось использовать на оптовом рынке электроэнергии для участников, предельная минимальная мощность которых составляет 25 (5) МВт. Такие проекты, мощность которых составляет 25 МВт и выше, должны участвовать в оптовом рынке электроэнергии. Генерирующие компании, имеющие мощности в пределах 25 — 5 МВт, имеют возможность принимать участие в оптовом рынке, однако также могут оставаться на розничном рынке электроэнергии по своему выбору. Генерирующие компании с установленной мощностью менее 5 МВт остаются на розничном рынке без права выбора. Поэтому последняя мера применима для розничных генераторов ВИЭ. Система надбавок к цене была принята для того, чтобы реализовать законодательный запрет для новых генераторов использовать какие-либо системы централизованного или прямого формирования тарифов, которые не базируются на рыночных принципах. И хотя это самый прямолинейный способ, тем не менее некоторые специалисты продолжают считать, что совместимость схемы фиксированных тарифов (ФТ) (как и многих других схем) с оптовым рынком электроэнергии зависит в основном от способа реализации механизма, а именно от тщательности разработки регуляторной базы. Опыт европейских стран, в которых различные схемы содействия ВИЭ встроены в рынки электроэнергии, основанные на цене, без внесения искажений в эти рынки, позволяет подтвердить определенные выводы в этом отношении. В то же время полноценную оценку сопоставления ФТ, надбавок к цене и других мер поддержки в структуре правил и инструментов рынка можно будет провести только позже после накопления практического опыта использования ценовых надбавок и ФТ в условиях развитых рынков электроэнергии и мощности. Позднее, весной 2010 г., Министерство энергетики России предложило новый подход к системе поддержки ВИЭэл, который, возможно, будет внедрен в стране в дальнейшем. Он основывался на резолюции заместителя министра на протоколе концептуальной встречи в отношении механизма поддержки, который нужно выбрать и которому нужно следовать. Основная идея нового подхода состоит в замене механизма ценовых надбавок на механизм компенсации генерирующим компаниям ВИЭэл за мощность. Мы полагаем, что основной причиной такого изменения стало стремление Министерства энергетики жестко контролировать и координировать объемы установленной мощности ВИЭэл для достижения долгосрочных целевых показателей в отношении ВИЭ, предусмотренных распоряжением Правительства РФ от 8 января 2009 г. N 1-р <2>. Данные целевые показатели устанавливают долю ВИЭэл на уровне 2,5% и 4,5% от суммарного потребления электроэнергии до 2015 и 2020 гг. соответственно. ——————————— <2> Распоряжение Правительства РФ от 8 января 2009 г. N 1-р «Об основных направлениях государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года» // СЗ РФ. 2009. N 4. Ст. 515.
Рынок мощности является частью оптового рынка электроэнергии, и как таковой он также может являться источником финансовой поддержки ВИЭ. В действительности для всех технологий ВИЭэл, кроме ветровой и солнечной, плата за мощность будет осуществляться в качестве стандартного компонента общей компенсации. Это означает, что для этих технологий будут существовать три источника дохода в случае сохранения механизма надбавки к цене: — доход от продажи электроэнергии по рыночной стоимости; — плата за мощность в результате участия на рынке мощности; — ценовая надбавка для возобновляемых источников энергии. Установление платы за мощность для всех генерирующих компаний ВИЭэл приведет к определенным изменениям требований и процедур рынка мощности. Среди наиболее значительных изменений в процедурах, если они будут реализованы в соответствии с указанным подходом, можно назвать следующие: — подход к проектам в области ВИЭэл на основе индивидуального анализа каждого отдельного случая перед подписанием договора о поставке мощности (ДПМ)с СО; — определение платы на основе оценки готовности генерации ВИЭэл к эксплуатации; — инвестирование каждого проекта в отдельности и анализ эксплуатационных затрат Министерством энергетики России при переговорах и определении размера платежей и т. п.; — определение показателя величины поставленной мощности (подобно термину располагаемой мощности), на основе которого будут формулироваться обязательства в договорах на предоставление мощности и осуществляться платежи; — корректировка процедуры аттестации мощности; — корректировка аттестуемых технических параметров генерирующего оборудования ВИЭэл; — требования СО по подтверждению готовности к генерации и пр. Необходимо проанализировать два основных метода, используемых в России в рамках системы стимулирования ВИЭэл для рекомендации к дальнейшему практическому применению. Серьезной проблемой по отношению к механизму платы за мощность является то, что в отличие от метода ФТ/ценовой надбавки он на практике еще нигде не был реализован, соответственно опыт применения этого способа поддержки на практике отсутствует, и он не имеет никакого практического внедрения и практического опыта в качестве механизма поддержки ВИЭ. Хотя некоторые существующие рынки мощности (PJM и NE-ISO, оба в США) направляют некоторые платежи для генераторов ВИЭ — участников соответствующих рынков, данные платежи весьма незначительны по сравнению с требуемыми доходами для типичных технологий ВИЭ. Эти рынки мощности были разработаны с целью обеспечения надежности системы, а не как метод поддержки ВИЭ или какой-либо другой технологии. Плата за мощность — механизм, который используется в энергосистемах для обеспечения надежности и имеет дополнительный эффект сглаживания изменчивости цен и ценовых пиков, что обычно хорошо воспринимается сторонами — участницами энергетической политики. Этот механизм не был разработан для увеличения доли ВИЭ в энергетическом балансе, поэтому отсутствует международный опыт для обоснования его действенности. Платежи за мощность были внедрены в разных странах на основе трех различных подходов. 1. Надбавки за мощность: этот подход состоит в определении цены на электроэнергию как цены за энергетическую составляющую плюс надбавка, которая определяется мерой надежности. Чем меньше надежность, тем выше надбавка. Были внедрены в пуле Англии и Уэльса, Аргентине и Перу. Три страны прекратили использовать этот подход. 2. Требования по мощности на основе административных процедур: суть этого типа платежей за мощность состоит в том, что каждая организация, которая продает электроэнергию для удовлетворения спроса (называются организациями по обслуживания нагрузки в США, поставщиками и крупными потребителями в других странах), должна иметь или оплачивать чужую достаточно «подходящую» генерирующую мощность для покрытия ожидаемой (прогнозируемой) нагрузки в течение критических периодов с резервной мощностью, величина которой определяется стандартами надежности энергоснабжения. Эта мощность должна покупаться посредством двухсторонних договоров или покупаться на организованном рынке мощности (аукционах, организованных Системным оператором или Оператором рынка). Этот подход используется в настоящее время в пулах США: PJM, NE-ISO и NY-ISO <3>, в Российской Федерации, Панаме и Никарагуа. ——————————— <3> PJM: рынок штатов Пенсильвания — Нью-Джерси — Мэриленд; NE-ISO: Независимый системный оператор Новой Англии; NY_ISO: Нью-Йорк: Независимый системный оператор.
3. Административные платежи за мощность: блоки, которые необходимы для получения достаточного резерва, чтобы обеспечить надежность системы, получают платежи на основе своей наличной мощности. Эта методика используется в Аргентине, Чили, Перу, Гватемале и Испании. Во всех случаях все эти механизмы были разработаны для того, чтобы защищать надежность энергосистемы и привлекать инвестиции, необходимые для получения достаточного уровня резерва в системе, а не для поддержки ВИЭ (или каких-либо других технологий). В действительности в большинстве указанных стран существуют другие специальные механизмы поддержки ВИЭ. Имеется только один пример схемы поддержки ВИЭ, которая в какой-то мере может рассматриваться как основанная на оплате мощности. В 1990 г. в Великобритании был введен механизм для стимулирования развития ВИЭ (и одновременно АЭС), который в Англии и Уэльсе назывался «Обязательства по потреблению электроэнергии, произведенной без ископаемого топлива» (NFFO). Этот процесс включал проведение ряда аукционов по покупке мощности у частных девелоперов. Контракты присуждались участникам тендеров, которые подавали самые низкие ценовые заявки, и эти контракты гарантировали цены и платежи на длительный период. В Великобритании в 1990 — 1998 гг. было проведено пять таких аукционов. Подобные механизмы действовали в других частях Великобритании в Шотландии (SRO) и Северной Ирландии (NINFFO). После этого система NFFO была заменена новым механизмом, который назывался «Обязательства по использованию ВИЭ», и именно это в настоящее время является основным механизмом Правительства Великобритании для расширения и поддержки сектора ВИЭ. Однако, хотя продуктом, используемым для покупки энергии ВИЭэл, была мощность, на практике это был годовой средний объем электроэнергии, деленный на количество часов в году, т. е. ближе к фиксированным тарифам, чем к платежам за мощность. Механизм платы за мощность (административный или через рынок мощности) разработан для электростанций, которые реально могут предоставлять услуги выдачи надежной и прогнозируемой мощности <4> в системе, что едва ли может дать наиболее распространенная технология генерации на основе ВИЭ (ветровые электростанции). Таким образом, обычный механизм мощности может применяться только для генераторов ВИЭ, которые могут предоставлять надежную мощность по команде Системного оператора, например, на основе технологий биомассы, геотермальной энергии и некоторой части малых ГЭС. Это также справедливо по отношению к станциям на биогазе, но они обычно бывают небольшой мощности и не участвуют в рынке мощности. Для остальных технологий механизм необходимо адаптировать посредством искажения по отношению к эффективному результату рынка. ——————————— <4> В настоящей статье надежная мощность означает величину мощности, которая может использоваться системными операторами в течение высокой процентной доли времени, обычно 95% или более, и которая может быть диспетчирована все это время после уведомления.
Механизм платы за мощность должен тонко настраиваться. Например, если система не согласуется с механизмом максимизации производства электроэнергии, то такой механизм поддержки может посылать неправильные сигналы инвесторам, которые принимают решения о направлении ресурсов на проекты, на которых не достигается максимизации производства электроэнергии. Важно отметить, что большинство выгод ВИЭ связано именно с объемом производства электроэнергии, например снижение выбросов CO2, снижение выбросов других загрязняющих веществ и замена генерации на основе ископаемого топлива. Однако надбавка в виде доплаты за мощность, т. е. фиксированный платеж в дополнение к рыночной цене, получаемой поставщиками ВИЭэл на рынке электроэнергии, может создать стимулы, которые отсутствуют в рамках чистого платежа за мощность. Инвестор ВИЭэл может продать электроэнергию на рынке и таким образом реализует стимулы для максимизации объема генерации, а доплата за мощность позволит обеспечить привлекательную прибыльность. Правила, регулирующие рынок мощности в Российской Федерации, имеют три возможных инструмента на рынке мощности для продажи/покупки и выполнения обязательств: конкурентный отбор мощности (КОМ), договора по поставке мощности (ДПМ) и двухсторонние договоры на поставку мощности на рыночной основе. КОМ — это механизм, в рамках которого окончательный баланс мощности в энергосистеме обеспечивается на основе конкурентного отбора тендерных заявок генераторов, которые включают цену, предлагаемую величину мощности и технические параметры этой мощности. Платежи всем отобранным генераторам базируются на принятом граничном предложении. Атомные станции и новые мощности ГЭС будут включаться в баланс мощности для КОМ как базовые мощности. Если СО не удовлетворен результатами КОМ в терминах структуры мощности и объемов, полученных на КОМ, он может объявить дополнительный, так называемый корректирующий КОМ на дополнительный объем мощности, предложенный в соответствии с требуемыми параметрами мощности, установленными СО дополнительно для этого КОМ. ДПМ были первоначально внедрены на российском рынке мощности в качестве реакции на обеспокоенность тех новых владельцев энергокомпаний, которые унаследовали от РАО ЕЭС крупные инвестиционные программы, направленные в основном на обеспечение надежности системы, и ее балансирование и имеющие длинный инвестиционный цикл главным образом АЭС и ГЭС. Инвесторы хотели быть уверенными, что их генерирующие мощности, когда они, наконец, выйдут на рынок, будут адекватно оплачиваться этим рынком. Все генерирующие мощности квалифицируются для ДПМ только на основе специального перечня, утверждаемого распоряжением Правительства, что стало дополнительной гарантией для инвесторов этих электростанций. Эти мощности, включенные в договоры ДПМ, подписанные до проведения годового КОМ, включаются в баланс как базовые (которые учитываются, но не участвуют в подаче тендерных заявок). Двухсторонние договоры на поставку мощности на рыночной основе могут заключаться между продавцом и покупателем мощности на условиях, оговоренных между сторонами. Эти объемы также включаются в баланс системы, формируемый СО для будущего КОМ. Новым подходом к системе поддержки ВИЭэл на основе рынка мощности будет использование ДПМ как основного инструмента для ее обеспечения. Для того чтобы приобрести право на ДПМ, станция должна быть включена в специальный перечень, который утверждается ежегодно издаваемым распоряжением правительства, а также инвестором должно быть получено разрешение на строительство. Для того чтобы генератор ВИЭэл мог начать поставку мощности на основе ДПМ, должно быть выполнено следующее: — генератор ВИЭэл должен получить разрешение на участие в торговой системе рынка электроэнергии; — генератор ВИЭэл должен пройти процедуру квалификации на основе Постановления Правительства N 426; — Системный оператор должен подтвердить, что генерирующее оборудование соответствует требованиям по ДПМ; — генерирующее оборудование должно пройти процедуру аттестации на мощность и технические параметры. Аттестация предусмотрена только для двух технических параметров: — нижний предел диапазона регулирования; — верхний предел диапазона регулирования; — для ветровых, солнечных и приливных электростанций аттестация не проводится, так как они не могут использоваться в качестве инструмента регулирования. Требования по подтверждению СО способности к генерации (рабочей мощности) обязательны для всех производителей электроэнергии в энергосистеме. Генераторы могут поставлять электроэнергию только в том случае, если они получили от СО подтверждение о готовности к генерации. Для выполнения этих требований генератор ВИЭэл должен обеспечить следующее: — полное участие в первичном регулировании частоты для тепловых электростанций ВИЭэл, ГЭС и геотермальных станций; — участие в первичном регулировании частоты на основе отдельного решения СО, в ограниченном диапазоне и только для ВЭС; — участие в компенсации реактивной энергии в системе, исключая солнечные станции на фотоэлементах и приливные станции; — подтверждение почасовой максимальной и минимальной мощности; — ежедневное подтверждение набора генерирующих мощностей энергокомпании, утвержденного СО; — отключение генерирующих мощностей по инициативе СО. Компенсация за мощность в рамках ДПМ определяется на основе капитальных и эксплуатационных затрат эталонной компании для каждой из технологий. То же будет относиться и к генераторам ВИЭэл. Затраты на подключение к сети будут компенсироваться на основе фактических затрат в дополнение к первоначальной компенсации за мощность, но ограничиваться некоторой предельной величиной. Период компенсации может составлять до 15 лет, по сравнению с 10 годами для тепловых станций и 20 годами для АЭС и больших ГЭС. Период окупаемости также может прогнозироваться как 15 лет. Некоторые из этих требований, вероятно, потребуют пересмотра в будущем, например обязательство для некоторых технологий ВИЭ, например ветровой или солнечной, обеспечивать первичное регулирование частоты. Если это обязательство сохранится, оно может представлять собой барьер для инвесторов. В таблицах, указанных ниже, приведено сравнение трех вариантов, которые в принципе могут быть возможны для России: фиксированный тариф/надбавка к цене и платежи за мощность в конкурентном рынке, что предлагается для России, в терминах их возможного влияния на ожидания участвующих сторон: государства (табл. 1) и инвесторов (табл. 2). Что касается влияния подхода ФТ/ценовой надбавки на ожидания инвесторов и государства, оно известно достаточно хорошо, что нашло подтверждение во многих отчетах по странам или группам стран. Оценки влияния доплат за мощность будут основаны на опыте и предположениях автора относительно возможного построения такой системы. Надбавки к цене и доплата за мощность — это относительно простые формы системы поддержки. Сумма надбавки должна быть достаточна для того, чтобы дать инвесторам рыночный доход на инвестиции. Однако система платежей за мощность в рамках конкурентного рынка мощности требует дальнейшей разработки проблемных вопросов и ситуаций. Каким образом увеличить доходы для ВИЭ по сравнению с традиционной генерацией, так как структура рынков мощности требует связывать предельные цены с затратами пикового блока? Процедура уравновешивания рынка должна включать различные уровни надбавок для ВИЭ, в зависимости от технологии, размера и пр. Как это отразить наилучшим образом в системе платежей за мощность, предполагающей относительно единообразные платежи? Периоды поставки мощности должны быть продлены, однако это должно коснуться только генерации на основе ВИЭ. Так как ВИЭ конкурируют с традиционной генерацией, как избежать того, чтобы меры стимулирования ВИЭ не формировали неоптимальную структуру генерации? Хотя существует практический опыт определения величины гарантированной мощности для нестабильных ВИЭ, в реальности их вклад в обеспечение надежности энергосистемы ниже, чем генерации с гарантированной мощностью. Поэтому необходимо будет корректировать суммарную требуемую мощность в зависимости от величины мощности отобранных ВИЭ. Волатильность цен является неотъемлемой чертой рынков, и как только обеспечивается фиксированная цена для генераторов, исчезают преимущества ценовой конкуренции на рынке.
Таблица 1. Ожидания государства относительно результатов реализации схемы стимулирования
Ожидания Ценовые надбавки Плата за мощность
Изменения в Если они установлены Даже если она структуре должным образом, надбавки установлена адекватно, энергетического реально приведут к этот механизм будет баланса в виде изменению контролировать только увеличения доли энергетического баланса мощность и не будет использования ВИЭ в в терминах мощности и контролировать объем нем объема генерации генерации; таким посредством образом, это исказит стимулирования развития изменения ВИЭ энергетического баланса
Улучшение Реально снижает выбросы Имеет место экологической CO2 посредством конкуренция по мощности, обстановки замещения производства показатели нулевых электроэнергии на основе выбросов CO2 косвенно ископаемого топлива учитываются посредством преференций (скидок или надбавок) к ценовым заявкам
Сокращение Да, в целом справедливо для всех этих подходов, политических рисков в зависимости от утвержденных временных рамок мер при реализации по стимулированию международной Программы мер по предотвращению изменения климата
Долгосрочная Хорошо зарекомендовав — Отсутствует опыт для стратегия шая себя методика обоснования механизма. по привлечению привлечения инвестиций Ожидаются некоторые инвестиций в проекты ВИЭэл сложности в проекты ВИЭ
Повышение Эта методика может Существует некоторая эффективности затрат быть экономически возможность того, что и уменьшение затрат эффективной в случае эти механизмы могут на производство ВИЭ адекватной разработки. искажать рынок мощности, Общая сумма платежа с непредсказуемым является функцией влиянием на затраты и объема электроэнергии надежность
Поскольку ценовая Первоначальные платежи надбавка имеет для проектов-победителей ограничения по сроку будут устанавливаться на действия, доходы за соответствующее остальную часть количество лет. После периода эксплуатации этого периода станция получаются с рынка должна будет участвовать электроэнергии, и в конкурентных отборах станции имеют только мощности переменные затраты, которые минимальны
Минимальное Искажения в рынке Рынок мощности может искажение рынка, электроэнергии зависят искажаться, и вызванное от способа, которым соответствующие эффекты стимулированием и схема содействия могут переноситься на ценообразованием ВИЭ реализуется в отрасли, рынок электроэнергии а не от самой схемы содействия. Однако субсидии всегда искажают рыночную конкуренцию
Эффективный баланс Необходимый баланс Требуемый баланс технологий ВИЭ обеспечивается с должен обеспечиваться помощью регулирования посредством величины ценовых скидок/надбавок к надбавок: путем ценовым заявкам, создания одинаковых различным для каждого экономических условий вида технологий для всех технологий, улучшения условий для предпочтительных технологий или их ухудшения для менее востребованных технологий
Таблица 2. Ожидания инвесторов относительно результатов реализации схемы стимулирования
Ожидания Ценовые надбавки Плата за мощность
Эффективная Полностью зависит от Полностью зависит от рентабельность величины ценовых скидок/надбавок к проектов в области надбавок. Надбавки величине тендерных ВИЭэл, отражающая обычно дополняются заявок принятые риски ограничениями для уменьшения рисков ценовой волатильности для инвесторов и конечных потребителей
Долгосрочная Да, в целом справедливо для всех этих подходов, в государственная зависимости от утвержденных временных рамок мер по стратегия по стимулированию продажам ВИЭэл или повторяемость и прозрачность процедур продажи
Сокращение Механизм ценовых надба — Проекты ВИЭ должны барьеров для вок основан главным образом отбираться на выхода на рынок, на декларативном принципе конкурентных введение плана регистрации объемов тендерах, которые подключения к сети выработки ВИЭэл, что будут иметь заранее и диспетчеризации обеспечивает существенное неизвестную сокращение барьеров для равновесную цену. выхода на рынок Это создает неопределенность для инвесторов
Ценовые риски Ценовые риски Начальная отсутствуют, если неопределенность цен, установлены ценовые связанная с надбавки на определенные результатами сроки аукционов
Справедливые, Поскольку эти процедуры, Совет рынка, СО и простые и как правило, имеют Министерство пока еще прозрачные декларативный характер, их не разработали ряд процедуры выхода можно считать прозрачными требований к компаниям, на рынок и справедливыми генерирующим ВИЭэл, для участия в конкурентных отборах мощности, которые необходимы для обеспечения прав на компенсацию с рынка мощности
Подключения, Да, в целом справедливо для всех этих подходов участие в балансирующем рынке и предоставление системных услуг
Расчеты Простые, базируются на На основе измеренном объеме равновесной цены производства аукциона и требований электроэнергии. Существуют по наличию мощности, некоторые сложности для которые могут быть генерации на основе включены в правила биомассы с возможностью КОМ сжигания ископаемого топлива
Контроль выполне — Целевые показатели Соотношение между ния долгосрочных относятся к производству скидками/надбавками к целевых показа — электроэнергии. Таким тендерным заявкам не телей ВИЭ образом, надбавки/платежи является прямым. должны корректироваться для Необходимо приобрести достижения этих показателей опыт для определения адекватных скидок
Еще один аспект сравнения — взаимосвязь предлагаемых механизмов и существующего рынка электроэнергии и мощности (табл. 3). С точки зрения адаптации этих методов к рынку необходимо отметить следующее.
Таблица 3. Рассмотрение аспектов рынка для механизмов ценовой надбавки и платы за мощность
Аспекты Ценовые надбавки Плата за мощность/надбавка в виде доплаты за мощность
Законодательная На основании На основании Федерального закона основа подхода Федерального закона N 35-ФЗ был создан рынок мощности N 35-ФЗ, который как институт, деятельность кото — закрепил за данным рого регулируется Правилами подходом главную рынка, утвержденными роль Правительством, и который не требует правового подтверждения
Обязательство Это обязательство Федеральный закон N 35-ФЗ уста — о закупке установлено Феде — навливает для участников рынка электроэнергии ральным законом (ст. 32) обязательство покупки или мощности N 35-ФЗ мощности, если это определено участниками рынка (п. 2 ст. 21). Правилами рынка и соответствует Установление этого его положениям обязательства отнесено к компете — нции Правительства
Доступность Ценовые надбавки На сегодняшний день перечень механизмов доступны для всех генерирующих установок, поддержки для участников оптового осуществляющих продажу своей всех участников рынка. На розничном мощности на рынке мощности, рынка рынке механизм не утвержден государственным органом; имеет полной утвержденный перечень нормативно — генерирующих компаний, и отбор правовой базы, хотя генерирующих компаний производится сама схема именно на его основании. Понятие является четкой и «мощность» не существует на применимой розничном рынке как категория, поэтому поддержка здесь не может обеспечиваться при помощи платы за мощность
Стимулы для Высокий уровень. Для оплаты за мощность — производства Выплата ценовой аналогично ценовым надбавкам. электроэнергии надбавки имеет не — Отсутствуют стимулы для гене — посредственную рации в случае платы за мощность, взаимосвязь с необходима разработка дополни — объемом выработки тельных стимулов
Контроль Такой контроль не Для компаний, генерирующих реализации предлагается, ВИЭэл, мощность которых продается инвестиционных поскольку в основном на законных основаниях или стала программ учету и контролю объектом договора о поставке подлежат только мощности, за невыполнение этого конечные объемы ВИЭ требования может налагаться штраф по факту. Инвесторы сами несут ответственность за реализацию и эффективность проектов
Подобный Более 49 стран, Нет международный включая 21 страну — опыт участницу ЕС, не считая некоторых штатов в США, Австралии, Индии и т. д.
Стимулы в Применимо, Применительно, механизм платы отношении требуется некоторое за мощность предусматривает инструкций СО по время для настройки уменьшение платежей в случае сбросу нагрузки системы штрафов с неготовности к эксплуатации или учетом ценовых невыполнения инструкций СО надбавок
Стимулы в Применимо, Применимо, механизм платы отношении требуется некоторое за мощность предусматривает инструкции СО по время для настройки уменьшение платежей в случае сбросу нагрузки системы штрафов неготовности к эксплуатации или с учетом ценовых невыполнения инструкций СО надбавок
На основании данного сравнения можно сделать вывод о том, что система платы за мощность в качестве единственного механизма для содействия развитию ВИЭэл не имеет никаких обоснованных преимуществ перед системой надбавок к цене. Риски для инвестора выше, а также возможно отрицательное влияние на надежность системы. Важно отметить, что этот подход на основе платежей за мощность в рамках рынка мощности не имеет отношения к рынкам мощности в США, где выбранные блоки получают значительно меньшие платежи, чем необходимо для обеспечения прибыльности инвестиций в ВИЭ. С другой стороны, доплата за мощность имеет такие же недостатки и преимущества, как и надбавка к цене, с небольшим преимуществом платы за мощность относительно уровня риска для инвесторов.
