В новой модели энергорынка, разработанной под руководством главы набсовета НП "Совет рынка" Юрия Удальцова, предлагается изменить систему оплаты резерва мощности (это примерно 17% всей мощности, оплачиваемой рынком). Поддержание стабильности энергосистемы и обеспечение ее устойчивости к авариям и другим нештатным ситуациям требует, чтобы некоторая часть мощности всегда поддерживалась в состоянии готовности к выработке электроэнергии. Этот резерв сейчас оплачивает потребитель: плановый коэффициент резервирования, в сумме составляющий около 19%, добавляется к объему мощности, которая ежегодно отбирается на конкурентном отборе (КОМ), и в дальнейшем получает фиксированные ежемесячные выплаты -- цену за мощность. Фактически потребитель платит за 119-120% необходимой ему мощности.
Но в новой модели рынка КОМ в прежнем виде не предусмотрен, в ее основе -- торговля электроэнергией и мощностью в едином пакете. В рамках этой модели бремя резервирования предлагается переложить на производителя. То есть 1 МВт мощности, приобретаемому покупателем в рамках двустороннего договора, соответствует 1,2 МВт, продаваемого поставщиком. Резерв поставщик может обеспечить либо за счет собственной мощности, продавая 80% от возможных объемов и оставляя 20% в резерве, либо за счет покупки дополнительных мегаваттов у других генераторов. Покупать резерв можно или по двусторонним договорам на электроэнергию с мощностью, или по специальным контрактам, ориентированным исключительно на расчеты между генераторами,-- двусторонним договорам на мощность без электроэнергии.
Но выбирать позволят не всем: АЭС и ГЭС не смогут резервироваться за счет собственных мощностей и будут обязаны купить мощность у тепловых станций. Альтернатива этому -- приобретение резерва на балансирующем рынке мощности (БРМ), где торгуются объемы, не охваченные двусторонними договорами. Но поскольку переход на двусторонние договоры обозначен как основная цель новой модели, цена на БРМ должна превышать их цену, дабы простимулировать стороны к их заключению.
В "Росэнергоатоме" (РЭА), владеющем российскими АЭС, к такой идее отнеслись "очень осторожно". По словам замдиректора по сбыту -- директора департамента энергосбыта и коммерческого диспетчирования РЭА Константина Артемьева, непонятно, почему резерв, который необходим для потребителей, должна покупать генкомпания. Кроме того, непонятен и не определен источник финансирования покупки резервной мощности концерном, добавляет топ-менеджер.
Возложение на ГЭС и АЭС обязанности резервировать мощность за счет тепловой генерации связано с технологическими особенностями первых, поясняет директор НП "Совет производителей энергии" Игорь Миронов, ведь ГЭС могут поддерживать максимальную нагрузку только в ограниченный период времени. Так, напоминает он, в период аварии на Саяно-Шушенской ГЭС резерв обеспечивала именно тепловая генерация. По словам господина Миронова, "модельное решение сформирует ценовые сигналы, которые исключат строительство избыточных мощностей ГЭС и АЭС в изолированных энергосистемах или с ограниченными перетоками". Эти изменения, добавляет эксперт, поменяют местами генераторов с потребителями в споре с "Системным оператором" о проценте резервирования мощности. В то же время, уточняет Игорь Миронов, перевод обязанности обеспечивать резерв на генераторов не означает, что обязательно произойдет снижение уровня оплаты мощности потребителем.
SIA.RU: Главное
