МОСКВА, 29 сентября (BigpowerNews) — «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», — подчеркнул он.
«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».