«Совет рынка» предлагает скорректировать модель ОРЭМ для минимизации использования на нем нерыночных механизмов

01.10.2017

«Совет рынка» прогнозирует рост доли мощности в цене оптового рынка с одновременным увеличением в цене мощности нерыночной составляющей. Это ведет к искажению рыночных сигналов и к серьезным финансовым последствиям для потребителей электроэнергии. Чтобы переломить этот тренд регулятор предлагает внести в модель ОРЭМ изменения, сводящие к минимуму возможности включения нерыночных механизмов.

По оценке «Совета рынка», которая была представлена на заседании комиссии по электроэнергетике РСПП 26 сентября, из-за действующих на энергорынке нескольких видов перекрестного субсидирования рост нерыночной части в ценах на мощность к 2023 г может достичь 70%. В «Сообществе потребителей энергии» уверены, что этот показатель составляет 65% уже сейчас.

При этом по словам председателя правления «Совета рынка» Максима Быстрова, если в 2014 году доля мощности в совокупной цене оптового рынка составляла 30%, в 2017 году – около 45%, то к 2023 году она вырастет до 50%.

«Таким образом, стоимость мощности является основным «драйвером» роста цены оптового рынка», — заявил Быстров 28 сентября в рамках XV конференции «Новая Россия. Новая энергетика», отметив, что «стоимость «обычной» мощности, отобранной на КОМ «старой» генерации и генерации, работающей в вынужденных режимах, почти не меняется. Основной вклад в рост стоимости мощности вносят платежи за развитие новых секторов и территорий».

«Вплоть до настоящего времени прирост стоимости мощности обеспечивался почти исключительно ДПМ и ДПМ АЭС. С 2017 года стало заметным влияние надбавок на строительство генерации в Крыму, развитие ВИЭ, приведение тарифов на электроэнергию на Дальнем Востоке в соответствие с базовым уровнем», — говорит Быстров.

Вклад тепловых ДПМ в прирост стоимости мощности достигнет пика в 2020 году, после чего начнет постепенно сокращаться, прогнозирует «Совет рынка». По оценкам регулятора, на место «драйверов роста» стоимости мощности выйдут иные надбавки, в первую очередь, на развитие генерации на ВИЭ, а также на переработку ТБО и развитие генерации в Крыму и Калининграде.

В абсолютных цифрах, поскольку вклад ДПМ и ДПМ АЭС значительно превышает прочие составляющие вместе взятые, «Совет рынка» ожидает снижения стоимости мощности после 2021 года.

Регулятор прогнозирует, что «традиционная» энергетика – тепловая, атомная и гидрогенерация – к 2023 году будет занимать порядка 75−77% в структуре платежа за мощность, обеспечивая при этом более 95% выработки электроэнергии. «Такие сектора как ВИЭ или переработка ТБО, хоть и не будут оказывать заметного воздействия на объемы выработки электроэнергии, будут оказывать весьма существенное влияние на стоимость мощности и, соответственно, конечную цену на электроэнергию», — говорит Быстров.

В «Сообществе потребителей энергии» считают, что нагрузка на потребителей к 2023 году с текущих 675 млрд. рублей в год увеличится до 990 млрд. рублей.

«Таким образом, — отмечает глава «Совет рынка», — можно констатировать, что нерыночные надбавки на стоимость мощности искажают рыночные сигналы и являются серьезным финансовым обременением для потребителей электроэнергии». «Но в рамках энергосистемы страны объемы генерирующих мощностей, вводимые с помощью этих надбавок, не имеют существенного значения, хотя на локальном уровне могут играть заметную роль. Конечно, желательно свести влияние этих механизмов на цены к минимуму», — заявил предправления «Совет рынка».

Усугубляет ситуацию увеличение числа регионов, в которых реализация всей электроэнергии и мощности осуществляется по тарифам, только, говорится в материалах РСПП. С сентября 2017 года к таким территориям отнесена Бурятия. В перечень зон с особым функционированием оптового рынка уже включены Дагестан, Ингушетия, Северная Осетия, Тыва, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкессия и Чечня. В перспективе к таким регионам могут добавиться Калмыкия, Карелия, Хакасия, Алтай, Забайкальский и Ставропольский края.

Уход потребителей в регулируемый сектор с оплатой по тарифу увеличивает нагрузку на оставшихся. «Только с начала 2017 года рост удельной стоимости на мощность на оптовом рынке относительно аналогичного периода 2016 года составил порядка 20 %», — отмечают в РСПП.

В качестве одного из вариантов решения Быстров называет корректировку модели рынков электроэнергии и мощности, сводящую к минимуму возможности включения нерыночных механизмов. К такому результату может привести, по его мнению, например, «переход к децентрализованной модели, основанной преимущественно на двусторонних договорных отношениях между поставщиком и потребителем, при соответствующем снижении значения общесистемных платежей и сборов».

По словам Максима Быстрова, возможны и другие компромиссные подходы, например, введение количественных ограничений, квот на применение нерыночных надбавок, что позволит в какой-то мере ограничить их влияние на рыночные цены.

В качестве еще одного варианта, дополняющего предыдущий, глава регулятора называет «более широкое применение конкурентных механизмов в случаях, если введение надбавок все же признано необходимым».

«В этом направлении в рамках своих возможностей «Совет рынка» движется в части развития ВИЭ – использование конкурентных отборов проектов ДПМ ВИЭ, учитывающих стоимость реализации проектов и, соответственно, их влияние на стоимость мощности», — поясняет Максим Быстров.

По итогам заседания комиссии РСПП 26 сентября ее председатель Григорий Березкин предложил подготовить письмо в правительство РФ с описанием сложившейся ситуации на энергорынке электроэнергии и с предложениями по решению проблем избыточного субсидирования.

В частности, в РСПП предлагают внести изменения в законодательство, закрепив величину субсидирования в отрасли с графиком ее поэтапного снижения. Также предлагается перераспределять субсидирование в пределах зафиксированного объема при введении субсидирования для новых потребителей или увеличения субсидирования для уже существующих; ограничить объемы физического энергопотребления, на которые может быть распространено субсидирование.

Проект письма еще будет согласовываться в комиссии.

Ситуация «отчасти отражает сокращение бюджетных расходов и невозможность поддерживать социальные проекты за счет бюджета», отмечает Наталья Порохова из АКРА в интервью «Коммерсанту». По ее оценке, цены выше среднероссийских из–за высокой доли неэффективной (вынужденной) генерации сформировались только в Забайкалье, в Хакасии и на Алтае они ниже средних. Директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев считает, что ситуация на рынке мощности идет «по классическому сценарию финансовой пирамиды из льгот, надбавок и перекрестного субсидирования», а база для их финансирования сокращается, пишет «Коммерсант».

Источник: BigpowerNews