Организация технологически нейтрального рынка мощности

Кирилл ОВЧИННИКОВ
Магистр направления «Экономика инноваций в энергетике» (год окончания: 2026),
ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский политехнический университет
Петра Великого»
E-mail: owe4kink@yandex.ru

Ирина БАГРОВА
Магистр направления «Управление развитием организации»
(год окончания: 2025),
ФГБОУ ВО «Санкт‑Петербургский государственный университет»
E-mail: irinabagrova.0610@gmail.com

Татьяна БУГАЕВА
Доцент Высшей инженерно-экономической школы СПбПУ, к. э. н.

Метаданные научной публикации

УДК 339.33:338.45
DOI 10.46920/2409-5516_2026_6221_10
EDN KNECST

Организация технологически нейтрального рынка мощности

Organization of a Technology Neutral Capacity Market

Кирилл ОВЧИННИКОВ
Магистр направления «Экономика инноваций в энергетике» (год окончания: 2026),
ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский политехнический университет
Петра Великого»
E-mail: owe4kink@yandex.ru
Kirill OVCHINNIKOV
Master’s Degree in Economics of Energy Innovations (graduation year: 2026),
Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University
E-mail: owe4kink@yandex.ru

Ирина БАГРОВА
Магистр направления «Управление развитием организации»
(год окончания: 2025),
ФГБОУ ВО «Санкт‑Петербургский государственный университет»
E-mail: irinabagrova.0610@gmail.com
Irina BAGROVA
Master’s Degree in Organizational Development Management (graduation year: 2025),
Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University
E-mail: irinabagrova.0610@gmail.com

Татьяна БУГАЕВА
Доцент Высшей инженерно-экономической школы СПбПУ, к. э. н.

Tatyana BUGAEVA
Associate Professor at the Higher School
of Engineering and Economics at SPbPU, PhD
in Economics

Аннотация. В работе рассматривается переход к технологически нейтральному рынку мощности с единой недифференцированной ценой для самооптимизации отрасли и исключения конфликта интересов регулятора. Рынок будет разделен на краткосрочный (вторичный рынок токенов, дающих право на доступ к оборудованию), среднесрочный (на год вперед) и долгосрочный (на несколько лет вперед), биржевой и внебиржевой сектора. Постепенная реформа приведет к более умеренному росту цен, что критически важно в условиях прогнозируемого дефицита и необходимости масштабного обновления фондов без избыточной нагрузки на экономику.
Ключевые слова: ОРЭМ, КОМ НГО, КОММод, ДПМ, технологически нейтральный отбор, инвестиционные механизмы, умные сети

Abstract. This paper examines the transition to a technology-neutral capacity market with a single, undifferentiated price, aimed at fostering industry self-optimization and eliminating regulatory conflicts of interest. The market will be structured into short-term (a secondary market for tokens granting access to equipment), medium-term (one year ahead), and long-term (multi-year) segments, comprising both exchange-traded and over-the-counter sectors. A gradual reform process will result in more moderate price growth — a critical factor given the projected capacity deficit and the need for large-scale asset renewal without placing an excessive burden on the economy.
Key words: wholesale electricity and capacity market, competitive selection of capacity for new generation, competitive selection of modernization projects, capacity supply agreement, technology-neutral selection, investment mechanisms, smart grids

Современное состояние ЕЭС России

Российская единая энергосистема сильно изношена: средний возраст оборудования превышает 34 года [1]. Наблюдаются локальные дефициты мощности, что подтвердил инцидент летом 2024 года, приведший к ограничениям на 1 ГВт, затронувшим около 2,5 млн потребителей [2, 3].
Согласно Генеральной схеме до 2042 года, требуется масштабная модернизация энергосистемы: ввод 88,5 ГВт новых мощностей, обновление 63,9 ГВт старых и вывод 45,2 ГВт устаревших ТЭС [4]. Реализацию планов осложняет высокая стоимость финансирования и низкая инвестиционная привлекательность. Это демонстрируют неудачные конкурсы (КОМ НГО) в ОЭС Юга (2024) [5], Дальнего Востока (2025) [6] и КОМ НГО на строительство новых генерирующих объектов для обеспечения вывода из эксплуатации ТЭС в Салехарде (2026) [8], на которые не было подано ни одной подходящей заявки, а также конкурсы КОММод 2029 и КОММод-ПГУ 2029–2031, где была отобрана мощность ниже объема квот [7].
Коммерция в электроэнергетике России разделена на генерацию, сбыт и передачу [9] и представлена оптовым (ОРЭМ) и розничным (РРЭ) рынками, а также электросетевым комплексом. На ОРЭМ работают крупные производители и потребители, сбытовые компании представлены на обоих рынках, а малая генерация — на розничном.
Торги на ОРЭМ делятся на два сектора: рынки электроэнергии и мощности. Торговля электроэнергией близка к рыночной модели. Рынок мощности работает по модели «единого закупщика»: потребители оплачивают мощность по средневзвешенной цене, а конкурентный отбор мощности (КОМ) формирует выручку для покрытия операционных затрат станций.
КОМ проводится в двух ценовых зонах (ЦЗ), минимальный объем мощности прогнозирует системный оператор. Цены ограничены правилами рынка (рис. 1) и недостаточны для возврата инвестиций.
Ранее отбор шел по зонам свободного перетока (ЗСП) с price cap, но из-за низкой конкуренции ЗСП укрупнили в ЦЗ, а price cap заменили «линией спроса». Это усилило конкуренцию, но нивелировало региональные особенности [10].
Новое строительство и модернизация обеспечиваются специальными механизмами (ДПМ, КОМ НГО, КОММод) по инициативе регулятора. В рамках инвестдоговоров к цене КОМ добавляется надбавка, гарантирующая возврат инвестиций.
Адаптация к спросу и обновление мощностей регулируются через рынок мощности, но прогнозирование объемов отбора затруднено из-за неопределенности спроса, отсутствия ответственности потребителя и недоучета эластичности.
В модели заложен конфликт интересов: регулятор должен одновременно сдерживать цены и обеспечивать развитие системы, что ведет к росту затрат. Это может вызывать как перестройку, так и задержки вводов ради снижения платежей. Человеческий фактор искажает планирование структуры генерации.

Старые мощности получают низкую цену на КОМ, что не позволяет формировать капитал для реинвестирования и не стимулирует продление срока службы оборудования. Обновление, которое при рыночной модели происходило бы естественно, ведется вручную через КОММод, что несет риск устаревания системы.
Риски ручного управления уже реализовались: несостоявшиеся конкурсы КОМ НГО и невыбранные квоты КОММод. Пример — конкурс КОМ НГО в ОЭС Юга в 2024 году, где не было заявок: норма доходности в 14 % [11] оказалась ниже ключевой ставки (16 %) и доходности ОФЗ (14–16,8 %) [12].
Энергосистема стареет (средний возраст оборудования — 34 года) [1], нарастают локальные дефициты мощности и электроэнергии, что указывает на ошибки планирования и (или) сдерживание цен регулятором. Генеральная схема до 2042 года требует 140 трлн руб. инвестиций при прогнозной выручке 98,5 трлн (дефицит 41,5 трлн) [4]. При этом эластичность спроса в прогнозах не указана, что усугубляет риски неверного планирования.
Инвестиционные договоры (ДПМ, КОМ НГО) навязывают потребителю принудительный кредит: он оплачивает строительство через повышенные платежи, рассчитывая на компенсацию будущей низкой ценой мощности. Однако при снижении собственного потребления он не вернет вложения, а выгода от его инвестиций перейдет к другим потребителям. Так модель лишает потребителя свободы распоряжаться средствами, не гарантирует возврата инвестиций и создает риск безвозмездного перетока созданной ценности третьим лицам.
Продолжительный период умеренных цен в ЕЭС — следствие вложений предыдущих поколений, а не эффективности модели. Рост необходимой валовой выручки по Генсхеме сигнализирует о недоинвестировании в предшествующий период.
Текущая смешанная модель исчерпала себя: локальные дефициты, устаревание фондов, провалы конкурсов (ОЭС Юга, Дальний Восток) и непривлекательность для инвесторов доказывают ошибочность ручного управления. Назрела необходимость перехода к рыночной организации средне- и долгосрочного планирования, что позволит устранить дефициты, обновить генерацию и адаптировать энергетику к реальным потребностям экономики. Возможная модель такого рынка, учитывающая технологические ограничения отрасли, предложена в работе.

Организация рынка мощности

Базовый уровень предлагаемой модели — открытый одноставочный рынок, где торгуется электроэнергия по итоговой цене. Над ним существует двухставочный рынок, разделенный на торги мощностью и электроэнергией.
Оплата мощности трактуется как плата за доступ к генерирующему оборудованию, выступающая предоплатой в рамках первого этапа торгов. Это создает у покупателя право, а у продавца — обязанность по дальнейшей сделке с электроэнергией.
Торговля мощностью будет вестись либо по свободным двусторонним договорам, где условия выкупа электроэнергии определяются соглашением сторон, либо через централизованную биржу, где покупка электроэнергии затем возможна у любого генератора по прямому договору или через РСВ.
Обязательства по договору поставки мощности со специализированной Биржей мощности фиксируются через выпуск электронных ключей доступа (ЭКД). Этот токен дает право покупать электроэнергию в оговоренном объеме на отдельной закрытой бирже электроэнергии. В торгах на этой площадке участвуют только владельцы ЭКД. Для генераторов здесь действуют правила, предусмотренные договором о присоединении к бирже (например, подача заявок в соответствии с переменными издержками), что обеспечивает формирование более низких цен на электроэнергию по сравнению с открытым рынком.
Ключевой особенностью системы является полная связанность рынков через механизм арбитража. Участник, владеющий токеном Биржи мощности, может купить электроэнергию на закрытой площадке и перепродать ее на открытом одноставочном рынке. Генератор, в свою очередь, может выкупить ЭКД, чтобы освободить мощность для продажи на одноставочном рынке.
Рынок с разделением торгов на мощность и электроэнергию, позволяющий хеджировать риски негарантированной поставки и ценовой волатильности, может эффективно работать параллельно с биржей одноставочной цены. Такая гибридная модель особенно актуальна в контексте перспектив создания и внедрения общего энергетического рынка (ОЭР), предусматривающего одноставочную модель (рис. 2–4).
Организация торговли мощностью сложна в учете особенностей технологий производства (рис. 5). Очень важны такие свойства, как гарантированность генерации и ограничения на объемы выработки электрической энергии.

Обращение прав на мощность

Для регистрации заявок на доступ к мощности и их обращения предполагается выпуск ЭКД, дающих право покупать электроэнергию в заданных объемах и периодах у генератора, группы генераторов или на бирже.
Переуступка прав выступит корректирующим рынком и вместе с балансирующим рынком (БР) позволит актуализировать график РСВ. Избыточную мощность можно продать, снизив нагрузку, а недостающую — приобрести по более низкой цене. Финансовая нагрузка минимизируется для тех, кто точнее прогнозирует потребление, что стимулирует снижение издержек.
Если генератор не может обеспечить выработку, он вправе выкупить на вторичном рынке права на нее у потребителя, готового отказаться от потребления, или у генератора без обязательств. Если выкупить не удалось и последовало принудительное отключение, договор на поставку мощности считается неисполненным за весь период: недопоставленная мощность не оплачивается, возможно начисление компенсации.
Это заменяет систему штрафных коэффициентов рыночным механизмом. Цена ошибки снижается в периоды низкого спроса и многократно растет в пиковые, мотивируя поставщиков снижать риски — через повышение надежности оборудования, приобретение резервов или страхование.
Такие правила стимулируют заключение договоров с технологическими страховщиками, которые могут замещать мощности в нештатных ситуациях или компенсировать упущенную выгоду. Затраты на страхование, зависящие от технического состояния, будут учитываться в ценовых заявках, что позволит отражать не только расходы на содержание, но и фактор надежности. Это особенно важно, поскольку риски отказа крупного блока выше, чем малого, но при централизованном отборе резервов учесть это сложно. В модели с добровольным страхованием оценка рисков ложится на самих агентов, а большая часть резервных мощностей выводится на отдельный рынок. В ведении регулятора остается лишь резервирование для регулирования частоты, напряжения и непрогнозируемых ЧС федерального масштаба.
Вместе с БР рынок торговли мощностью в реальном времени позволяет оперативно и экономически обоснованно корректировать графики производства и потребления.

Двусторонние договоры

Базовой формой договорных отношений являются свободные двусторонние договоры на поставку мощности. Условия (периоды и объемы резервирования, графики производства и потребления, тарифы на покупку электроэнергии по абонентским договорам) определяются субъектами.
Заключение таких договоров требует взаимодействия с инфраструктурой (сетевой и диспетчерский комплекс), которое может быть организовано через специализированный маркетплейс. На нем субъекты оптового рынка формируют заявки на покупку/продажу мощности.
Например, электростанция указывает место подключения и предлагает доступ к покупке электроэнергии с учетом графиков доступной мощности (ремонты, погодные условия) на индивидуальных условиях. Договор может включать разделение на постоянную и переменную части, одноставочную цену, зависимость выплат от графика потребления. Наиболее вероятен вариант: оплата мощности за год и цены на электроэнергию, зависящие от загрузки (Pmin/Popt/Pmax), цены топлива и сезона.
Покупатель, оценив рынок, выбирает точку поставки и подает заявку с приемлемой ценой на мощность. Системный оператор и «Россети» рассчитывают потери в сетях, расходы на использование сетей и системные услуги. Заявка модифицируется с учетом этих затрат и в очищенном виде участвует в аукционе на покупку мощности. Аналогично потребитель может выставить заявку на покупку мощности, в аукционе которой участвуют генераторы (рис. 6).
Заключение свободных договоров проще в организации, чем единые торги, но менее удобно, чем подача унифицированной заявки на все аукционы сразу. Это подводит к идее централизованных торгов на мощность.

Организация биржи мощности

Проведение централизованных торгов мощностью, в отличие от свободных договоров, должно быть унифицировано по периодам (кратно году) и форме договора.
Для рынка мощности значимы два свойства генерации: гарантированность выдачи и обеспеченность выработкой. Учет объемов потребления позволяет продавать не обеспеченную выработкой мощность (например, у ГЭС), избегая резервирования избыточных мощностей и снижая расходы потребителей.
Унифицированная форма заявки субъекта оптового рынка включает:

1. заявку на продажу/покупку обеспеченной мощности;
2. заявку на продажу не обеспеченной мощности;
3. заявку на резерв выработки.
   Важно добавить связанность объемов: покупка выработки (для заряда СНЭ или ГЭС с ограничением) актуальна только при отборе заявки на продажу мощности. Выкуп мощности для таких целей идет на вторичном рынке, а затраты включает в цену продавец.
   Потребители, готовые снизить нагрузку, и ВИЭ с негарантированным графиком подают заявки с указанием объема и цены снижения/выработки. Цена выработки маржинальная (рис. 7).
   Целесообразно разделение цен на резерв выработки по периодам гарантированной поставки: генераторы смогут приобрести выработку и перераспределить ее внутри периода.
   Для заявок на не обеспеченную выработкой мощность моделируется выкуп выработки: стоимость мощности суммируется с расходами на покупку электроэнергии, итог делится на обеспеченный и добавочный объем. Если цена снижается — это первая ступень заявки, если растет — следующая ступень для продажи добавочного объема.
   Для учета территориального фактора отбор ведется по зонам свободного перетока. Заявки генераторов модифицируются с учетом прогнозных потерь, из заявок потребителей вычитаются затраты на сетевые и системные услуги (рис. 8).
   При покупке мощности для защищаемых категорий (население) допустимо использовать регулируемые договоры на мощность на нормативный объем.
   

Роль свободных договоров в оптимизации совокупных издержек на двухтоварном рынке электроэнергии

При биржевом ценообразовании на двухтоварном рынке преимущество имеет генерация с меньшей долей капитальных и постоянных затрат. Она может подавать на рынок мощности более низкие ценовые заявки (даже при большей себестоимости производства), поскольку большая часть издержек возвращается на рынке электроэнергии (рис. 9). На длинной дистанции при наличии только биржи не будет оптимизации по совокупным затратам.
Корректировать дисбаланс будут двусторонние договоры. По ним поставщики с меньшей одноставочной ценой смогут предложить покупателям со стабильным спросом более выгодные условия, чем сложились бы на бирже. Часть потребителей будет переходить с централизованного отбора на свободные договоры, что способствует самосогласованию цен в биржевом и внебиржевом секторах и обеспечивает оптимизацию отрасли по совокупным затратам.

Развитие фьючерсных и форвардных рынков

После ввода электростанции в эксплуатацию рациональная ценовая стратегия для генератора при проведении отбора однократно — подача заявки на уровне операционных расходов, поскольку любая цена выше этой границы сокращает убытки (рис. 10). В результате ценовые сигналы к строительству новых мощностей возникают с запаздыванием, уже в момент возникновения дефицита.

Для снижения волатильности отборы мощности следует проводить на несколько лет вперед. Мощность для года n должна приобретаться на торгах, проводимых в периоды с n–y по n–1 (табл. 1). Наличие нескольких возможностей подать заявку позволяет владельцам действующих станций указывать цену выше операционных затрат. Это формирует уровень цен, достаточный для возврата инвестиций, без резких скачков.

На многолетних торгах целесообразно ввести особый тип заявок для новых мощностей (на приведенный денежный поток), подаваемых сразу на несколько лет (рис. 11). Участник, подавая такую заявку, принимает обязательство покупать или поставлять мощность в течение всего срока договора. Однако обязательство действительно только при условии положительного совокупного финансового результата от разницы между заявленной и финальной ценой контракта.

На первом этапе расчета такая заявка учитывается как обычная ценовая. Если в каком-либо году мощность не отбирается, заявку на этот период переводят в категорию «ценопринимающих» и проводят пересчет. При отрицательном итоговом результате заявка исключается из расчета полностью и процедура повторяется без учета заявки.
В условиях конкурентной среды внедрение многолетних отборов и специализированных заявок на денежный поток существенно сокращает премию за риск.
Ограничением служит короткий горизонт планирования большинства участников и рост вычислительной сложности при проведении торгов на длительную перспективу.
Более долгосрочные отношения следует реализовывать через двусторонние договоры. Среди покупателей мощности на длительный срок можно выделить:

1. Бизнес со стабильными финансовыми показателями, заинтересованный в хеджировании рисков.
2. Энерготрейдеров, прогнозирующих рост спроса и приобретающих мощность для последующей перепродажи.
3. Для проектов с особо длительным сроком службы (ГЭС, АЭС) в роли энерготрейдера может выступать регулятор, заключая двусторонний договор с целью перепродажи мощности ближе к периоду поставки.
   Таким образом, развитие фьючерсных и форвардных долгосрочных рынков позволяет значительно снизить риски ценовых скачков и обеспечить стабильность и предсказуемость для всех участников.

Организация розничного рынка

Особую сложность представляет организация торговли со сбытовыми компаниями. Для средних потребителей со стабильным графиком расчет заявок не составит труда. В случае мелких потребителей (МСП, население) достоверно спрогнозировать график потребления невозможно. Для успешной работы сбытовых компаний могут быть востребованы те же механизмы, что и на оптовом рынке, но их внедрение может потребовать новых технических средств.
Между сбытовыми компаниями и малыми потребителями потребуется заключить абонентский договор на определенную мощность и объем потребления за период. При необходимости потребить больше цена на добавочный объем формируется исходя из рыночных цен.
Возможно сальдирование отклонений внутри сбытовой компании. При наличии избытка электроэнергии и зарезервированной мощности потребитель может подать ценовую заявку на отказ от потребления в определенные часы. Потребители, превысившие договорные объемы, оплачивают сверхдоговорной объем так, как будто подали предустановленную в счетчике ценовую заявку, и отключаются, если цена покупки сложится выше цены заявки (страховка от скачков цен). Потребители, не готовые к планированию, могут заключать договор на предоставление невостребованной мощности с возложением на сбыт обязательств по прогнозированию их совокупного потребления. Для удовлетворения спроса сверх заявки на РСВ сбытовой компании необходимо синхронизировать розничный, балансирующий и вторичный рынок мощности в части учета отклонений.
Правила расторговки отклонений определяются договором со сбытовой компанией и обеспечивают доходность с учетом выкупа отклонений на оптовом рынке. Цена сверхнормативного потребления определяется как минимум из затрат на покупку с ОРЭМ или у потребителей данной сбытовой компании. При продаже избытков в часы низкого спроса мощностная составляющая снижается, мотивируя потребителей к сглаживанию графика.
При отсутствии доступной мощности в энергосистеме объем сверх договора удовлетворяется, только если по цене заявки розничного потребителя найдется необходимый объем предложения у потребителей с гибким графиком.
Для населения потребуются нормативы резервирования мощности и объемов потребления, на которые заключаются регулируемые договоры. Сверхнормативное потребление приравнивается к промышленному потреблению и оплачивается по общим правилам.
В такой системе сможет работать распределенная малая и микрогенерация, поставляя электроэнергию внутри локальной части энергосистемы по рыночным ценам или транслируя ее на оптовый рынок.
Переход на подобные правила открывает возможность создания маркетплейсов для торговли электроэнергией малых потребителей и перехода на smart grid в части создания интернета энергии (EnergyNet) с тесной интеграцией розничных потребителей и производителей в единую энергосистему (рис. 12).

Организация переходного этапа

Для оценки порядка тарифных последствий был проведен модельный расчет проекта электростанции в существующей и предлагаемой модели.
Помимо архитектуры целевой модели рынка электроэнергии и мощности, важно также продумать процесс перехода к ней от существующей модели. На текущий момент строящиеся и недавно построенные по инвестиционным механизмам станции уже несут обязательства (в том числе долговые), которые брали на себя исходя из существующих правил. По общему правилу законы, ухудшающие положение субъектов, не должны иметь обратной силы. В связи с этим для существующих электростанций финансовый поток должен быть не ниже, чем при существующей модели.
Для электростанций, срок выплат по инвестиционным механизмам которых уже закончился, покупатели имеют право определенный период покупать мощность по более низким ценам КОМ (исходя из концепции текущего рынка как совмещения договора о поставке мощности и договора о кредитовании).
Таким образом, потребуются переходные правила, которые пролонгируют существующие права и обязанности сторон.
Среди возможных механизмов, имитирующих существующие условия, можно выделить:

1. Заключение регулируемых договоров по существующим станциям.
2. Заключение контрактов на разницу цен (CFD).
   Таким образом, для станций, чей срок инвестиционных договоров еще не прошел, будут заключаться либо регулируемые договоры на поставку мощности, либо контракты на разницу цен, по которым потребители ценовых зон будут обязаны оплатить разницу между рыночной ценой на мощность и ценой на мощность, указанной в инвестиционном договоре. После завершения инвестиционного договора на какой-то период (или до достижения какого-то условия) должны заключаться либо регулируемые договоры, либо CFD, денежный поток станциям по которым будет равен денежному потоку при продаже по прогнозным ценам КОМ (рис. 13).
   Сложным этическим, юридическим и экономическим вопросом является определение срока, в течение которого мощность будет поставляться по цене КОМ. Диапазон возможных решений выглядит следующим образом:
3. Новые правила торговли мощностью будут распространяться только на мощность, поставляемую по этим механизмам. Старая мощность будет вначале поставляться по ценам КОМ, а после превышения расходов на поддержание станции этой цены — по регулируемым ценам, что будет имитировать вынужденную поставку мощности. После превышения регулируемой цены рыночной станция переходит в полное владение собственнику, который может по собственному усмотрению и на свои средства ей распоряжаться (закрыть, модернизировать, вывести в резерв).
4. Подобно переходу на ОРЭМ необходимо будет установить проценты либерализации. Каждый год будет устанавливаться процент мощности, которая подлежит продаже по новым правилам.
5. Новые правила торговли будут распространяться на существующие станции после прохождения определенного периода времени по завершении инвестиционного договора. Определение такого срока является сложной задачей.
6. Новые правила будут действовать сразу для всей мощности, в том числе старой.
   Резкий переход, в рамках которого вся мощность будет продаваться и покупаться по новым правилам, грозит нарушением прав всех сторон рынка и резким ростом цен. От подобного сценария более всего выиграет генерация, построенная недавно, но срок инвестиционных договоров либо завершен, либо подходит к концу, поскольку им будут дважды оплачены капитальные затраты.
   В случае установления периода поставки мощности после завершения инвестиционного договора, в течение которого мощность будет поставляться по прогнозным ценам, которые бы сложились в КОМ, финансовое положение улучшат владельцы давно построенных станций, имеющие низкие или отрицательные показатели эффективности при текущих ценах. Эти средства могут быть как направлены на формирование фонда под реинвестирование, так и пойти на выплаты инвесторам. Нагрузка на потребителей возрастет за счет необходимости платить старой генерации полную цену (темпы роста цен будут сильно зависеть от установленного периода).
   Установление переходного периода в виде норм либерализации на существующую мощность может позволить снизить темпы роста цен. Однако в этом случае, без дополнительных правил, возможно несправедливое обогащение относительно новых станций, а также отсутствие роста выручки старых станций, более всего в нем нуждающихся. Данная диспропорция, когда одни станции имеют более короткий период продажи по более низким ценам, а другие — более длинный, без каких-то объективных факторов, объясняющих это различие, нарушает правило недискриминационного доступа, в рамках которого разные поставщики за один и тот же товар одинакового качества в одинаковых условиях должны получать одинаковую цену.
   В случае, если правила торговли будут распространяться только на новые мощности, а старые будут получать оплату по механизмам, имитирующим существующие, темпы роста цен будут меньше, чем при строительстве новой генерации по текущим правилам, поскольку ввод новых мощностей будет производиться по ценам ниже, чем при инвестиционных механизмах (поставщик сможет рассчитывать, что положительный денежный поток для него сохранится и после 20 лет, которые бы он получал оплату по инвестиционному механизму).
   Для моделирования перехода на новую модель рынка использовался укрупненный расчет инвестиционного проекта по условиям конкурса КОМ НГО в ОЭС Юга летом 2024 года. Цены на мощность были приведены в соответствие инфляции и средним значениям за период, что позволило оценить порядок цен при текущей модели. Аналогичным образом была подобрана такая цена на мощность, чтобы при ее ежегодном росте в соответствии с темпами инфляции IRR был равен IRR проекта КОМ НГО (11,72 %).
   Порядок цен при текущей был определен путем осреднения цен на мощность (за вычетом инфляции) и составил 1 443 тыс. руб. / МВт в месяц в ценах 2025 года. Цена на мощность (2 528 тыс.руб. / МВт.мес. в ценах 2025 г.) при единой цене установится после переходного периода на 75,15 % выше цены при наличии инвестиционных механизмов. За счет того, что при переходе на новую модель стоимость новой мощности будет меньше, чем по инвестиционным механизмам, темпы роста средневзвешенных цен будут ниже. В данной модели генерирующие компании, владеющие старыми электростанциями, не смогут сформировать амортизационный фонд под реинвестирование в будущем, что может в дальнейшем грозить шоковым ростом цен после исчерпания ресурса из-за дефицита инвестиционного капитала.
   В случае другого граничного случая (переход на новые правила для всех) цена резко увеличится на 52,26 % без учета факторов, связанных с возможным шоковым ростом цен, и удорожания строительства и продукции энергомашиностроительного комплекса.
   Таким образом, при проведении реформы рынка мощности необходимо будет определить приоритет:
7. Снижение роста цен в краткосрочной перспективе.
8. Накопление капитала в отрасли.
   В зависимости от выбора модели переходного периода динамика цен для потребителя будет отличаться (рис. 14).

Выводы

Существующая модель рынка подвергается обоснованной критике. В нее заложены проблемы, адекватного решения которых пока не было представлено в научной и отраслевой среде. Одним из возможных сценариев выхода из сложившейся ситуации видится перевод секторов генерации, потребления и сбыта на рыночную форму организации.
Перспективная форма организации электроэнергетики включает в себя:

1. Технологически нейтральный рынок мощности с единой ценой на один и тот же товар в одинаковых условиях.
2. Многоуровневую систему торговли мощностью (фьючерсные и форвардные рынки — однолетний рынок мощности — краткосрочный рынок мощности).
3. Учет в механизмах торговли специфики графиков производства и потребления и ограничений на объемы электроэнергии за период (для ВИЭ, СНЭ и ГЭС с ограничениями).
4. Учет топологии энергосистемы, территориального фактора.
5. Внедрение на розничных рынках механизмов, схожих с механизмами оптового рынка, для обеспечения бесшовной связки между покупателями и продавцами разного уровня.
   В случае появления альтернативных предложений по видоизменению модели организации электроэнергетики будет необходим отраслевой и общественный сравнительный аудит всех вариантов и последующее обсуждение в органах законодательной власти с широким привлечением общественности.
   Переход на рынок мощности можно провести по широкому диапазону стратегий — от резкого перехода на новую модель до сохранения текущих правил торговли для существующей генерации, вплоть до достижения ею критического состояния. Выбор сценария включает в себя значительную составляющую политического целеполагания, нахождения баланса между наращиванием капитала энергетических компаний и снижением темпов роста цен, что также потребует всестороннего обсуждения.

Использованные истоники

1.             ИТС 38-2022. Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Москва: Росстандарт, 2022. 330 с.

2.             Пресс-релиз. Системный оператор: отключения потребления на Юге связаны с повышенной аварийностью на фоне экстремальной жары. 17.07.2024 // Системный оператор Единой энергетической системы. URL: https://www.so-ups.ru/news/press-release/press-release-view/news/25210/.

3.             Почти 2,5 млн человек остались без света из-за аварии на юге РФ // Энергетика и промышленность России. URL: https://www.eprussia.ru/news/base/2024/1217026.htm.

4.             Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 года // Сайт Минэнерго РФ. URL: https://minenergo.gov.ru/

                node/532.

5.             Об итогах конкурентного отбора мощности новых генерирующих объектов, подлежащих строительству в Юго-Западной части ОЭС Юга // Системный оператор Единой энергетической системы. URL: https://www.so-ups.ru/news/events/events-view/news/25411/.

6.             Конкурс по отбору новой генерации для покрытия энергодефицита на Дальнем Востоке не состоялся из–за отсутствия заявок // Bigpower Electric. URL: https://www.bigpowernews.ru/markets/document121156.phtml.

7.             Опубликован предварительный перечень проектов модернизации на 2029 год и проектов модернизации, предусматривающих установку газовых турбин, на 2029–2031 годы // Системный оператор Единой энергетической системы. URL: https://kom.so-ups.ru/Generic/Form_A.aspx?FormMode=View&RecordId=46F370C2-F2FA-4B12-9DF5-8A5602E9BF38&EntityId=Documents.

8.             Отбор генерации в Ямало-Ненецком округе не состоялся из-за отсутствия заявок // Тасс. 01.10.2025. URL: https://tass.ru/ekonomika/25214985.

9.             Подхватилин Ю. В. Анализ концепции реформирования электроэнергетики России: целевая структура, субъектный состав и текущее состояние вида экономической деятельности «Производство, передача и распределение электроэнергии» // Вестник ТГУ. 2007. № 10.

10.           Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации / под ред. О. Г. Баркина. 3-е изд. М.: Перо, 2017. 532 с.

11.           Информация, необходимая для проведения конкурентного отбора мощности новых генерирующих объектов // Системный оператор Единой энергетической системы. URL: https://www.so-ups.ru/fileadmin/files/company/markets/2024/kom_ngo_070724.pdf.

12.           Кривая бескупонной доходности // Центральный банк Российской Федерации. URL: https://cbr.ru/hd_base/zcyc_params/?UniDbQuery.Posted=True&UniDbQuery.From=01.06.2024&UniDbQuery.To=30.06.2024.