Первый долгосрочный

В первой ценовой зоне (Европа и Урал) цена мощности несколько вырастет в 2017 году по сравнению с 2016 годом до 113,2 тысячи руб/МВт в месяц. В последующие периоды она будет снижаться до 111 тысяч рублей за МВт в 2018 году и 110,5 тысячи рублей за МВт в 2019 году. Это обусловлено ростом предложения в результате новых вводов генерирующих источников по договорам поставки мощности и небольшим объёмом планируемых выводов.

Во второй ценовой зоне (Сибирь) цена мощности в 2017 году сложилась на уровне на 4% ниже, чем в 2016 году, ─ 181,76 тысячи руб/МВт в месяц. В 2018 году стоимость мегаватта составит 185,7 тысячи рублей, и только к 2019 году она превысит показатели 2016 года, увеличившись до 190,3 тысячи руб/МВт. По правилам КОМ каждый год сложившаяся цена мощности будет индексироваться на величину инфляции минус один процентный пункт.

«Результаты КОМ показали, что спрос на мощность начнёт восстанавливаться в Сибири быстрее, чем в европейской части России, где вплоть до конца этого десятилетия сохранится профицит», ─ сказала «Перетоку» главный эксперт Центра экономического прогнозирования Газпромбанка Наталья Порохова.

В свою очередь аналитик «ВТБ капитала» Михаил Расстригин сообщил, что цены оказались близки к минимумам, «что, однако, совпадает с нашими ожиданиями». «Очевидно, пока генераторы в основной своей массе не считают целесообразным брать риск не прохождения КОМ и начинать, таким образом, процедуру вывода мощностей из эксплуатации. Вероятно, мы увидим значительный спрос со стороны генераторов на аукционах по выводу оборудования в оплачиваемый резерв», ─ добавил он.

Впрочем, источник, близкий к «Интер РАО», утверждает, что компания запланировала к выводу 1,8 ГВт на Верхнетагильской, Черепетской и Каширской ГРЭС в 2017–2019 годах, а также на Южноуральской ГРЭС с 2016 года.

Объём заявок, поданных на КОМ, показывает, что предложение в первой ценовой зоне будет расти примерно на 1% в год. Во второй ценовой зоне предложение фактически не изменится и останется на уровне 41,0–41,5 ГВт.

Влияние на цены оказывает объём перетока между ценовыми зонами: чем больше дешёвой мощности из первой ЦЗ учтено в балансе Сибири, тем ниже там цена. По данным «Системного оператора», в трёхлетнем КОМ переток между ценовыми зонами учтён в размере максимально допустимой величины – 775 МВт в направлении второй ценовой зоны. В КОМ на 2016 год переток был принят равным нулю, что оказало «существенное влияние на цены», ─ считает заместитель гендиректора по маркетингу и сбыту ООО «Интер РАО – Управление электрогенерацией» Александра Панина.

«Тренд на падение стоимости мощности к 2019 году да уровня в 110 тысяч руб/МВт по первой ценовой зоне ещё больше обострит проблему выживания ряда генераторов, ─ уверен директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин. При этом пересчёт данной стоимости с поправкой на инфляцию даст ещё больший провал по выручке. Это объясняется применением модели «эластичного спроса» и, очевидно, повсеместной подачей ценопринимающих заявок при значительном росте объёмов предложения на рынок. Во второй ценовой зоне ситуация лучше ─ стоимость растёт, хотя и меньше прогнозного уровня инфляции. Предусмотрена возможность проведения корректирующих отборов, но она не решит проблемы. Для потребителей также есть радостная новость: к 2018 году снизится объём вынужденной генерации, что также ограничит рост стоимости электроэнергии для них».

В пресс-службе ОАО «СО ЕЭС» корреспонденту «Перетока» сообщили, что КОМ состоялся в рамках ожиданий. «Существенных отклонений при проведении КОМ мы не увидели. Заявки на КОМ были поданы в том же объёме мощности, что прошёл процедуру согласования технических параметров КОМ 2017–2019 годов», ─ сообщил представитель «Системного оператора».

На вопрос о том, какие генерирующие объекты планируют выводить участники долгосрочного КОМ, если ими поданы заявки в отношении всех допущенных к участию в процедуре электростанций (367 – на 2017 год, 370 – на 2018 год, 372 – на 2019 год), представитель «Системного оператора» ответил, что, во-первых, в первой ценовой зоне всё же есть генераторы, которые не прошли КОМ, так как подали ценовые заявки выше цены, сложившейся по итогам КОМ. А во-вторых, могут выводиться не электростанции, а отдельные неэффективные агрегаты. Рост же количества заявок в 2017–2019 годах (в КОМ на 2016 год участниками поданы заявки в отношении 363 электростанций) обусловлен всем объёмом ввода новых ТЭС, ГЭС, и АЭС.

Аналитики единодушно отмечают, что долгосрочный КОМ ─ важное и долгожданное событие. «В формате КОМ только на один год принципиальной необходимости не было, можно было решать эти задачи и в рамках рынка с одноставочной ценой. Основная задача рынка мощности ─ дать инвестору сигналы о спросе на генерацию, необходимости расширения или закрытия мощностей», ─ считает Наталья Порохова.