Как работает оптовый рынок электроэнергии и мощности
В ходе реформы были созданы оптовый и розничный рынки. На оптовом рынке, который регулирует НП "Совет рынка", поставщиками электроэнергии выступают генерирующие компании и импортеры электроэнергии. В роли покупателей — сбытовые компании (включая гарантирующих поставщиков, то есть организации, которые обязаны удовлетворить любую заявку по передаче электроэнергии), приобретающие электроэнергию с целью дальнейшей перепродажи конечным потребителям. Способов торговли электроэнергией в новой модели оптового рынка два — это свободные двусторонние договоры и рынок "на сутки вперед". В рамках свободных двусторонних договоров участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объемы поставки. Основой рынка "на сутки вперед" является конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. Если происходит отклонение от запланированных за сутки объемов поставки, участники покупают или продают их на балансирующем рынке.
Особым сектором нового оптового рынка стала торговля мощностью. При продаже мощности у генераторов появляются обязательства по поддержанию их оборудования в нужном техническом состоянии и постоянной готовности к выработке электрической энергии. Стоимость мощности напрямую зависит от выполнения обязательств генерирующими компаниями, и у них появляется прямой финансовый стимул соблюдать все предъявляемые требования. Такие механизмы введены для страхования рисков снижения текущей надежности в работе энергосистемы.
Для привлечения инвестиций заработала система договоров на поставку мощности (ДПМ). ДПМ были предложены как механизм решения проблемы дефицита генерирующих мощностей. Это механизм, который обеспечивает инвестору гарантию возврата инвестиций в строительство генерации. При этом строятся объекты именно в тех местах и именно с такими параметрами, которые нужны в энергосистеме.
В целом по тепловой генерации заключены ДПМ с обязательствами по строительству и вводу генерирующих объектов общей мощностью 30 ГВт (все объекты планируется ввести до конца 2017 года). В отношении АЭС будет построено 9,7 ГВт новой мощности, ГЭС — 1,5 ГВт. По состоянию на август 2014 года в рамках ДПМ по итогам строительства и модернизации введено 18 тыс. МВт тепловых мощностей (общий прирост мощности — 14,5 тыс. МВт). По аналогичным договорам, обеспечивающим оплату мощности новых генерирующих объектов атомных станций и гидроэлектростанций, введено 75 МВт ГЭС и 2 тыс. МВт АЭС. "Без ДПМ, то есть без гарантии оплаты мощности и возврата инвестиций, инвесторы не готовы вкладываться. Пока только в единичных случаях",— говорит председатель правления НП "Совет рынка" Максим Быстров.
Генеральный директор "Энел Россия" Энрико Виале отмечает, что нынешняя модель рынка мощности в России имеет хорошие фундаментальные основы, тем не менее она нуждается в определенной корректировке и доработке: "Для того чтобы компании имели возможность долгосрочного планирования инвестиций, необходимо проводить конкурентный отбор мощности не на год, а на четыре, как это и было предусмотрено. Кроме того, на рынке "на сутки вперед" необходимо создать возможности упрощения прямых контрактов между конечными потребителями и генерирующими компаниями".