«Совет рынка» поддерживает идею ограничения «нерыночных» надбавок ОРЭМ

По его словам, если в 2014 году доля мощности в совокупной цене оптового рынка составляла 30%, в 2017 году – около 45%, то к 2023 году составляющая мощности по прогнозам «Совета рынка» вырастет до 50%.

«Таким образом, стоимость мощности является основным «драйвером» роста цены оптового рынка. 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», – отметил председатель правления регулятора.

Максим Быстров также добавил, что 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.

Вклад тепловых ДПМ в прирост стоимости мощности достигнет пика в 2020 году, после чего начнет постепенно сокращаться. 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, можно ожидать снижения стоимости мощности после 2021 года.

В соответствии с прогнозом «Совета рынка» «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 объёмы выработки электроэнергии, будут оказывать весьма существенное влияние на стоимость мощности и, соответственно, конечную цену на электроэнергию.

«Таким образом, можно констатировать, что нерыночные надбавки на стоимость мощности искажают рыночные сигналы и являются серьезным финансовым обременением для потребителей электроэнергии. Но в рамках энергосистемы страны объёмы 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 Максим Быстров.

В качестве одного из вариантов он назвал корректировку модели рынков электроэнергии и мощности, сводящую к минимуму возможности включения нерыночных механизмов. К такому результату может привести, 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 ещё одного варианта, дополняющего предыдущий, Максим Быстров назвал 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», – заявил предправления НП.