Энергетики предлагают свои правила игры на рынке мощности

Долгосрочный рынок мощности несовершенен и требует кардинальных доработок, считают генераторы. Как стало известно, энергокомпании подготовили целый пакет предложений по изменению действующих правил работы рынка электрической энергии и мощности. Если они заработают, по мнению генераторов, это позволит наладить инвестиционный климат и снизить стоимость мощности для потребителей.

Либерализованный долгосрочный рынок мощности действует в России чуть больше двух месяцев, но уже сейчас вызывает множество нареканий от энергокомпаний. По результатам конкурентных отборов мощности (КОМ) на 2011 год 54% генераций работают с ценовым ограничением (price cap), 26% работают в условиях конкуренции, 16% считаются «вынужденными» генераторами и 4% — «самыми дорогими». Таким образом, 74% генераций так или иначе регулируются государством, что противоречит идее свободного рынка, передает РБК daily.

Энергокомпании считают, что задачи, которые ставились при введении рынка мощности, не выполняются. Это может привести к оттоку инвестиций из отрасли, повлиять на объемы модернизации и снизить и без того низкую надежность единой энергосистемы. «В настоящее время участники рынка вместе с органами исполнительной власти и инфраструктурными организациями обсуждают варианты изменений в модели долгосрочного рынка мощности (ДРМ), однако о конкретных результатах говорить преждевременно», — рассказали РБК daily в КЭС-Холдинге. Сейчас эксперты просчитывают экономическую целесообразность новых предложений, после чего планируется направить их на рассмотрение в Минэнерго.

РБК daily удалось ознакомиться с документом, который содержит два варианта изменений. Для реализации первой схемы энергетики считают нужным сократить количество зон свободного перетока (ЗСП) исходя из физической возможности осуществлять перетоки энергии между ними, поднять уровень максимально возможной цены для появления реальных стимулов вкладывать средства в модернизацию и строительство новых мощностей. Также, по мнению энергетиков, необходимо пересмотреть подход к тарифицированию дорогой вынужденной генерации, ввести механизм подачи ценовых заявок на рынок на сутки вперед (РСВ) потребителями и изменить правила КОМ. В частности, дать возможность генераторам перекладывать на заявку на РСВ убытки от продажи энергии в «дешевые» часы и от КОМ. К компаниях уверены, что таким образом будут созданы действующие механизмы финансирования строительства и модернизации мощностей, снизится стоимость электроэнергии и будет обеспечено развитие рынка мощности.

Второй вариант, предлагаемый генераторами, — переход к одноставочной модели рынка с доплатами по мощности. Для этого, по мнению энергетиков, необходимо установить два вида доплат — базовую за мощность (будет планомерно снижаться в течение пяти лет) и индивидуальные доплаты, например за отказ от перекрестного субсидирования между производством электричества и тепла. При этой схеме предполагается отменить КОМ и оставить неизменным механизм ДПМ (договор предоставления мощности). Потребители и гарантирующие поставщики начнут подавать заявки на РСВ на 100% объема, а розничные потребители смогут напрямую заключать контракты с поставщиками ОРЭМ. В итоге у потребителей появятся инструменты сдерживания цен на электроэнергию, а генераторы начнут конкурировать за максимальную выработку.

Об изменении действующих схем работы рынка задумываются не только в генкомпаниях. На конференции «Рынок электроэнергии и мощности: проблемы и перспективы», состоявшейся 1 марта, глава НП «Совет рынка» Дмитрий Пономарев заявил о том, что сейчас обсуждается возможность проведения КОМ в целях определения спроса на мощность, но без цены. Ценообразование в ходе КОМ будет вынесено в отдельную систему свободных договоров на электроэнергию и мощность (СДЭМ). «СДЭМ — это, по сути, одноставочный механизм ценообразования», — сказал г-н Пономарев. По его словам, цена СДЭМ будет складываться из цены мощности, о которой поставщик и потребитель договариваются самостоятельно, и цены электроэнергии на РСВ. Таким образом, СДЭМ будет содержать элемент фьючерсных контрактов в части ценообразования на электроэнергию.

Не все участники энергорынка поддерживают новые правила. «Отсутствие ценовых сигналов при проведении конкурентного отбора исключит возможность формирования долгосрочных ориентиров как для производителей, так и для покупателей», — говорит директор НП «Совет производителей энергии» Игорь Миронов. При таких условиях покупатель не получит стимула для долгосрочного планирования своего потребления, а у государства так и не появится механизм оценки, что же целесообразнее строить — новые мощности или сети.

«Главная проблема действующего рынка мощности — внедрение все большего количества инструментов «ручного» управления и регулирования, которые сводят на нет главные задачи рынка — конкуренцию эффективных и вывод неэффективных генераторов, стимулирование инвестиций в строительство новых и модернизацию действующих мощностей», — считает генеральный директор E.ON Russia, председатель совета директоров ОГК-4 Сергей Тазин. По его мнению, учитывая сроки и сложность согласования и внедрения действующей модели рынка мощности, правильнее сохранить и улучшать ее. «Обсуждение и создание новой модели в очередной раз вернет нас в долгосрочный период неопределенности, создаст новые риски и проблемы. И не факт, что новая модель будет лучше действующей», — уверен г-н Тазин.