В новой модели резервирования мощности генераторов поменяли местами с потребителями

Новая модель оптового рынка, обсуждающаяся в отрасли и правительстве, может кардинально поменять принцип оплаты мощности, которую поддерживают в резерве на случай нештатных ситуаций. Сейчас за резерв платят потребители, которым приходится содержать около 20% дополнительных мощностей. В новой модели оплата резерва станет обязанностью генераторов, причём владельцам ГЭС и АЭС придётся постоянно покупать дополнительную мощность у тепловых электростанций, тратя на это порядка 12 млрд рублей в год.
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 её 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 счёт 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 счёт собственных мощностей и будут обязаны купить мощность у тепловых станций. Альтернатива этому - приобретение резерва на балансирующем рынке мощности (БРМ), где торгуются объёмы, 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. По существующим предложениям цена на БРМ формируется так, как если бы покупатель приобретал мощность у новой, самой эффективной и самой дорогой генерации (с постоянными и переменными затратами, аналогичными указанным в договорах на поставку мощности). 
Согласно отчету «Системного оператора», в 2012 году установленная мощность ГЭС в ценовых зонах энергорынка составляла 42,64 ГВт, АЭС - 25,27 ГВт. Коэффициент использования установленной мощности составлял 39,5% и 81,4% соответственно, с его учетом объём требуемого резерва - примерно 7,5 ГВт. Если ориентироваться на предельную цену на мощность в рамках КОМ-2013, за эти объёмы ГЭС и АЭС придётся заплатить тепловой генерации 11,5-12 млрд рублей в год. 
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. «Конкретные суммы, которые РЭА вынужден будет платить за резервирование в случае принятия такой модели, не просчитывались, поскольку сама по себе модель находится в процессе разработки и дискуссии на данную тему еще не закончены»,- добавляет господин Артемьев.
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 спотребителями 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, сообщает  www.kommersant.ru.