489
Енергоринок РФ - через терни куди-небуть
— Енергетика
2010 рік мав завершити багаторічну трансформацію перехідних правил оптового і роздрібного енергоринків до цільових. У сфері оптової торгівлі були затверджені правила довгострокового ринку потужності і проведені перші торги з них. У більш уповільненому стані знаходилось перетворення роздробу.
До кінця року ринок так і не побачив цільових моделей, але якщо "опт" очікують цільові правила вже найближчим часом, то "роздробу" потрібно ще рік жити у логіці перехідних правил. Втім, і оптовому енергоринку рік, що минає, залишив незавидний статус демо-версії: у 2011 році потужність буде продаватися вже не за перехідними правилами, але ще не цілком за цільовими.
Довгоочікуваний довгостроковий ринок потужності
Мабуть, навряд чи хтось стане сперечатися, що прийняття правил довгострокового ринку потужності стало ключовою і довгоочікуваною подією для галузі. Ціна питання - повернення вкладень інвесторів, заманенних в російську електроенергетику кілька років тому і обтяжених обов'язковими інвестпрограмами, оформленими у договори на поставку потужності (ДПМ).
Діалог держави і генераторів з приводу розробки "зрозумілих і прозорих правил гри" будувався важко і напружено, а фінансово-економічна криза цей процес лише посилила. Однак він же дав інвесторам вагомий аргумент на переговорах із регуляторами: у світлі необхідності перебудувати систему інвестзобов'язань компанії відмовлялися під ними підписуватись без адекватного механізму повернення вкладень.
При цьому строки прийняття ринку потужності підганяли, оскільки підписання договорів поставки потужності - процес не швидкий, і вимагав як узгодження типової форми контрактів, так і відповідних внутрішньокорпоративних процедур компаній. В ідеалі підписання необхідно було завершити до першої довгострокової расторговкі потужності, яка, у свою чергу, повинна була пройти до повної лібералізації енергоринку для комерційних споживачів - тобто до початку 2011 року.
На вильоті 2009 настрої в галузі доходили мало не до відчаю, однак на початку нового 2010 року ринок отримав радісні звістки: у лютому глава кабінету міністрів Володимир Путін підписав правила довгострокового ринку потужності.
"Але хочу з усією певністю сказати: право користуватися перевагами довгострокового ринку потужності заслужили тільки ті компанії, які суворо дотримуються своїх зобов'язань перед державою, вкладають гроші в будівництво нових об'єктів, в модернізацію, в забезпечення безпеки", - цим В. Путін однозначно дав зрозуміти, що держава свої зобов'язання виконала, черга - за інвесторами.
Самі правила галузь, тим не менше, побачила лише через 2 місяці - на початку квітня. Новими рисами ринку потужності стали залучення Федеральної антимонопольної служби до проведення расторговок, а також відмова від розподілу генерації на стару, нову і діючу. З попередніх проектів залишилася ідея ДПМ та система штрафів за невиконання інвестзобов'язань.
Затверджений документ зберігав також обмеження цін на конкурентних відборах, але лише на рівні можливості та необхідності. Більше того, питання про введення price cap було винесено за дужки правил довгострокового ринку - в окрему постанову про цінові параметри ринку потужності, що багато в чому характеризувало ступінь запеклості боротьби за ціноутворення на ринку. Але в середині квітня цінові параметри все-таки побачили світ.
Вони, зокрема, містять порядок введення price cap на конкурентних відборах потужності і самі граничні рівні цін для кожної цінової зони енергоринку (перша - європейська частина РФ і Урал, друга - Сибір). Також правила фіксують основи ціноутворення та еталонні значення економічних складових будівництва генерації.
Звичайно, кожна сторона процесу тягнула ковдру на себе, але в даний час, поклавши руку на серце, багато хто схиляється до думки, що модель вийшла в чомусь компромісною.
"Так вийшло, що модель ринку потужності обережно сприйнята всіма. Споживачі говорять"дорого", генератори говорять "мало". Ми говоримо, що вийшло не зовсім те, що ми хотіли. Може бути, це якраз і є точки компромісу між усіма ", - повідомив глава НП "Рада ринку" Дмитро Пономарьов. "Рада ринку" була одним з розробників довгострокової моделі оптового ринку потужності.
Так чи інакше, але держава реалізувала свої обіцянки щодо запуску ринку потужності, м'яч виконання зобов'язань виявився на стороні постачальників, а разом сторонам потрібно було зробити крок до практичного запуску ринку потужності - підписати інвестзобов'язання.
ДПМ - давайте побудуємо потужності
Договір на поставку потужності - це тристороння угода між постачальником товару, споживачем товару і державою як гарантом виконання зобов'язання двох перших сторін. Задумана ця система була ще фахівцями РАО "ЄЕС Росії" для того, щоб забезпечити освоєння за призначенням величезних коштів, отриманих в рамках інвестиційних додемісій генкомпаній на етапі приватизації активів покійного в бозе холдингу. Спочатку ДПМ сприймалися як жест ввічливості на адресу влади - врешті-решт, їм належить у всьому сумніватися, а насправді навіть думати смішно, що інвестори відведуть гроші комусь. Однак криза показала, що в умовах браку ліквідності інвестиційні програми швидко відходять на другий план - чого варта лише знаменита історія з купівлею ОГК-3 набору несподіваних активів у свого акціонера.
Таким чином, держава після вирішення глобальної проблеми - введення ринку потужності - взяла курс на усунення локальних порушень у діяльності галузі: розробку і підписання нових ДПМ.
Ця тема не викликала бурхливих дискусій чи запеклих суперечок. Інвестори, заспокоєні ринком потужності (або вже змирившись з витратами на покупку активів і неможливістю перепродажу через банальну відсутність покупців?), Не відмовлялися підписатися під інвестзобов'язаннями, правда, вважали за необхідне актуалізувати список будівництв із поправкою на зміну попиту у зв'язку з кризою. Держава і не заперечувала - влітку уряд затвердив галузеву генсхему електроенергетики до 2030 року, відповідно до якої були затверджені будівництва для ДПМ.
Деякі генератори, тим не менш, скаржилися на процес узгодження типової форми договорів. Це, зокрема, стосувалося того, що паралельно з розробкою документа "Рада ринку" неодноразово вносила правки до регламенту ринку.
"Як можна на ходу весь час вносити правки (в регламенти - ред.)? У мене рада директорів повинна днями розглядати операції з ДПМ а вони знову щось міняють!", - нарікав топ-менеджер однієї з генкомпаній .
Але все-таки передплатна кампанія стартувала 27 вересня. Кожен ДПМ складається з двох частин - агентського договору і безпосередньо договору на постачання потужності. Агентські договори є дорученням генераторів "Центру фінансових розрахунків" (ЦФР) щодо організації продажу потужності покупцям - суб'єктам оптового ринку. Особливість агентського договору полягає в тому, що він, в тому числі, спрямований на захист прав споживача.
Другий етап - підписання договорів про надання потужності між покупцями і продавцями (від імені продавців виступав відповідно до агентського договору ЦФР). ДПМ закріплює інвестзобов'язання по будівництву і модернізації генеруючих об'єктів власників, які купили акції генкомпаній під час реформування галузі. У найближчі 5 років компанії з ДПМ зобов'язуються ввести майже 26 ГВт нових потужностей, термін дії договорів становить 10 років, а термін окупності - 15 років.
"ДПМ тепловій генерації дуже подобається, начебто держава більш-менш заспокоїлась, оскільки така річ з'явилась. Але споживачі невдоволені, бо їм здається, що дорогувато це все коштує по ДПМ", - говорить Дмитро Пономарьов.
І, дійсно, несподіваним у підписанні ДПМ став той факт, що цій системі почали опиратись споживачі, а точніше - "РусАл". Кілька заводів компанії подали до суду позови про визнання недійсними рішення наглядової ради "Ради ринку" із затвердження стандартних форм ДПМ. Отримати пояснення "Русала" не вдалося, а "Рада ринку" зовсім відмовився від коментарів на цю тему.
"У них проблема не в нас, у них проблеми з радою директорів, яка не хоче підписувати ДПМ", - говорить джерело, близьке до "Ради ринку". При цьому співрозмовник агентства вважає незрозумілим, чому хтось чинив опір, адже умови оплати ДПМ для всіх споживачів однакові: контрагенти кожної цінової зони за договорами оплачують вартість потужності пропорційно пікам свого споживання за період поставки. Платіж за потужність - це плата за підтримання основних фондів у працездатному стані, тобто якщо споживач хоче, щоб у будь-який момент енергосистема змогла б покрити його потреби, - будьте ласкаві сплатити.
Катастрофи для ринку відмова "Русала" від ДПМ не викличе, теоретично за неукладання договорів заводи компанії з 1 січня підуть на роздрібний ринок. "Можливо, для них це буде вигідніше", - вважає інше джерело.
"З одного боку, я їх розумію - ціна для них складається пристойна. Але, з іншого боку, що робити виробникам, якщо існує такий формат ринку ...", - запитує голова "Ради виробників електроенергії і стратегічних інвесторів електроенергетики" Ігор Миронов .
У той же час для виробників цей інструмент виявився вигідним - причому настільки, що інтерес до них виявили приватні енергокомпанії "Іркутськенерго" і "Башкиренерго", які були виділені з РАО "ЄЕС Росії" ще до загальної приватизації і не зобов'язані укладати ДПМ .
Наприклад, іркутська компанія готова за умовами ДПМ побудувати до 2,2 ГВт. "Це проекти, які мають інший CAPEX, іншу ефективність (щодо проектів ДПМ - ред.), Але вони не будуть реалізовані в існуючому ринку потужності", - говорив глава "Іркутськенерго" Євген Федоров.
Міністр енергетики РФ Сергій Шматко заявляв, що відомство готове розглядати обмін інвестзобов'язань між компаніями, але якщо вони самі про це домовляться.
Крім того, ДПМ в цьому році були укладені у відношенні АЕС і ГЕС (у тому числі ГАЕС), що стало рішенням давньої суперечки учасників ринку про те, як обраховувати в ринку потужності генерацію "Росаенерготома" і "РусГідро".
Підписання повного пакету договорів на надання потужності знаходиться у завершальній стадії - принаймні, частина, необхідна для проведення конкурентного відбору на 2011 рік - агентський договір, - підписана всіма генкомпаніями, в тому числі державними "Росенергоатомом" і "РусГідро".
Неконкурентний відбір потужності
Відбір потужності на конкурентній основі - це фактично отримання права на продаж своєї потужності в наступному періоді. На конкурентний відбір компанія подає заявку із зазначенням, в тому числі, обсягів і вартості потужності кожної генеруючої одиниці. Попит на потужність формується відповідно до методики Міненерго.
Ціноутворення на відборі маржинальне, тобто вартість для всіх відібраних станцій формується за рівнем ціни останньої заявки пропозиції, що покрив попит. Мета КОМ полягає у відборі генкомпаній з мінімальною вартістю потужності. Невідібрані дорога і неефективна генерація, у свою чергу, за задумом КОМа, не отримує плату за потужність, тобто компаніям немає на що утримувати таке обладнання і єдиний вихід - модернізація чи виведення його з експлуатації зовсім.
Потужності АЕС, ГЕС і ДПМ продаються на особливих умовах. По-перше, при формуванні пропозиції вони вважаються апріорі відібраними. По-друге, компанії у відношенні цих потужностей не беруть участь у загальному ціноутворенні, а вартість такої потужності прописана для кожної генеруючої одиниці окремо. Це, зокрема, обумовлено тим, що вартість 1 кВт нової атомної, гідро-або теплової електростанції значно перевищує платіж за вже діючі потужності і може призвести до отримання необгрунтовано завищеної плати для іншої генерації.
Проте поточний рік показав, що відбір потужності був не зовсім конкурентним. Так, найбільшою інтригою КОМА стало рішення Федеральної антимонопольної служби, в яких же зонах вільних перетоків (ЗВП) буде введений граничний рівень цін, а якщо бути точніше, то в яких ЗВП граничний рівень введений не буде.
Дві цінові зони російського енергоринку об'єднують 29 зон вільного перетікання, з яких 7 знаходяться в Сибіру. Згідно з правилами довгострокового ринку потужності, ФАС уповноважена ще до початку КОМ визначити, в якій із ЗВП price cap'у бути.
Ще навесні, коли правила тільки були підписані, "Рада ринку" заявляла, що ціна, швидше за все, буде обмежена на всьому енергоринку. "Наш аналіз показує, що тільки в центрі першої цінової зони, за винятком Москви, існує конкуренція. Якщо ФАС з нами погодиться, то КОМ буде проходити в умовах граничного рівня", - казав Дмитро Пономарьов.
Проте ФАС вирішила інакше: на її думку, в трьох з 29 зон вільного перетікання ціноутворення буде здійснюватися без обмежень - у ЗВП Центру та Уралу перший енергозони, а також у ЗВП Сибіру другої енергозони.
"Крути не крути, а в більшості ЗВП конкурентна поведінка страждає, там великий ризик маніпуляцій, тому ми скрізь ввели цінові межі. І ми навіть не будемо в таких умовах межі не вводити, тому що в такій моделі вони (генкомпанії - ред .) будуть використовувати свою ринкову силу ", - прокоментував" Інтерфаксу "представник ФАС введення меж на більшій території енергоринку.
Прийом заявок почався 18 жовтня і, здавалося б, ніщо не віщувало біди. Однак з'ясувалося, що Федеральна служба з тарифів і Мінекономрозвитку, злякавшись зростання цін для споживачів через вільне ціноутворення в трьох ЗВП, запропонували уряду ввести price cap на всьому енергоринку.
У своїй позиції службі і міністерству потрібно було протистояти не тільки генкомпаніям, які, природно, вважали, що price cap не потрібен в принципі, але також ФАС і "Раді ринку". Вони, у свою чергу, вважали, що діючі правила цілком приборкають сплеск цін, який і так малоймовірний.
Формально спір вирішився на початку грудня, за кілька днів до оголошення результатів КОМ-2011: ціни на потужність у всій енергозоне Сибіру в наступному році будуть обмежені на рівні 126,37 тис. руб. / МВт на місяць. При цьому спочатку ціни на КОМ в цій зоні склалися на рівні 200 тис. руб. / МВт на місяць.
Пізніше "Системний оператор" оголосив, що в ЗВП без обмеження ціни вартість 1 МВт на місяць склалася на рівні 123 тис. рублів, а на решті території Росії - 118,125 тис. рублів на місяць. Однак, не зважаючи на жорсткий контроль ціноутворення, за підсумками поточного КОМ не виявилося жодної компанії, яка не пройшла б відбір за ціною.
Грошей вистачить усім
Практично всі діючі потужності в 2011 році тим чи іншим способом одержать плату за потужність - і навіть якщо хтось по собівартості своєї потужності вилетів за межі цін КОМ, в наступному році виведений не буде і отримає плату за потужність як вимушений генератор.
Таких генераторів на ринку 2011 року буде багато - 78 станцій сумарною потужністю близько 20 ГВт, це близько більше 12% всіх відібраних потужностей. Серед "вимушених" - 14 з 20 теплогенераторів, Сочинська і Північно-Західна станції "Інтер РАО", а також "Іркутськенерго", "Новосибірськенерго" (РТС: NVNG) і "Башкиренерго".
Вимушений режим - це так званий технологічний мінімум, коли станція працює лише для підтримки готовності до вироблення, але реального виробництва електроенергії не здійснює.
Генеруюча одиниця визнається вимушеним генератором, якщо потужність, з одного боку, не пройшла конкурентний відбір, а з іншого - не може бути виведена з експлуатації. У цьому випадку генератор може отримувати оплату вимушених режимів одним із двох способів: або він продає за тарифами ФСТ як електроенергію, так і потужність, або ж він продає на біржі (ринок на добу вперед (РСВ) та балансуючий ринок, де торгуються відхилення електроспоживання) тільки електроенергію, але при цьому не отримує плату за потужність.
При цьому на питання "а що ж робити, якщо генкомпанії всі свої витрати на потужність перенесуть в РСВ?" регулятори хитро посміхалися і відповідали "нехай спробують" - на електробіржі також існує можливість введення регулювання ціни, якщо темп її зростання перевищує певну позначку.
Цікаво, що плата за вимушений режим буде стягуватись із споживачів саме тієї ЗСП, в якій знаходиться конкретний вимушений генератор, а не з усією цінової зони в цілому. Причина цього - перехресне субсидування теплоенергії в регіонах, яке "зашито" у вартість потужності дорогих змушених генераторів.
Дмитро Пономарьов запевняє, що оплата практично всіх потужностей - "це ситуація 2011 року, пов'язана вона з тим, що за 2-3 тижні з моменту оголошення підсумків КОМ до початку періоду поставки потужності абсолютно неможливо ніякі раціональні заходи провести (щодо виведення потужності з експлуатації - ІФ) ".
"Тому домовилися, що всі ті, хто опиняється дорогими, вони визнаються вимушеними і оплачуються. Це ексклюзив тільки 2011 року, в 2012 році цієї історії не планувалося", - говорить голова "Ради ринку".
Всього за результатами КОМ було відібрано 288 станцій 48 генкомпаній сумарною потужністю близько 162 ГВт. Частина цих потужностей буде продаватися населенню за тарифами, так як ціни для цієї групи і прирівняних до неї споживачів ще не лібералізовано. У першій ціновій зоні цей обсяг складає близько 20% загального споживання, у другій - близько 18%. Тим не менше, кілька станцій загальним обсягом потужності близько 2 ГВт все ж не пройшли КОМ, так як не відповідали за технічними характеристиками.
"Той факт, що конкурентні відбори проводять, що за результатами КОМ майже 2 ГВт генерації буде закрито - теж досить цікавий результат. Це означає, що якась переміщення йде, хтось почав щось дивитися", - вважає голова правління "Ради ринку".
А ніби й непогано
Попри те, що вільне ціноутворення на ринку потужності на 2011 рік стало радше винятком, ніж правилом, експерти і аналітики, вважають, що ціни і тарифи склалися цілком прийнятні.
"Не зважаючи на те, що в 27 з 29 зон вільного перетікання потужності були введені граничні рівні цін, вони в більшості випадків виявилися вище тарифних рішень, встановлених для електростанцій на 2010 рік. За нашими оцінками, найбільшу вигоду отримали ОГК-1, ОГК-2 і ОГК-3 ", - вважає аналітик "Тройка Диалог" Ігор Васильєв.
На думку його колеги з Deutsche Bank Дмитра Булгакова, правила ринку потужності особливо виділяють нове будівництво, тому компанії, які зможуть ввести в 2011 р нові блоки, будуть одразу отримувати значні обсяги плати, що позитивно позначиться на їх фінансових результатах.
Аналітик БКС Катерина Тріпотень вважає, що в більшому виграші від переходу на нову оплату потужності опиняться ОГК, а не ТГК, а серед них - ОГК-1 і ОГК-2. Так, ОГК-1 вже з 2011 року отримуватиме оплату введеного в поточному році блоку на Каширської ГРЕС у рамках ДПМ - отже, надходження від продажу потужності цієї станції зростуть більш ніж удвічі, вважає аналітик.
"Крім того, три найбільші ГРЕС ОГК-1, які становлять 66% її встановленої потужності, розташовані в зоні вільного перетікання Уралу (де немає price cap - ІФ)", - говорить Катерина Тріпотень. За її підрахунками, ціна КОМ на Уралі на 9% вище price cap для решти регіонів європейської частини РФ.
У ОГК-2 одні з найнижчих в сегменті постійних витрат, отже, з переходом до маржинального ціноутворення на ринку потужності її доходи від продажу цього товару різко зростуть, вважає аналітик.
"Також я б відзначила ОГК-4, яка ввела в грудні блок на Шатурській ГРЕС, в 2011 р. введе на Яйвінской ГРЕС і буде отримувати відповідну плату за нову потужність в рамках ДПМ", - додала вона.
Дмитро Булгаков також звернув увагу на вимушених і дорогих генераторів, які зможуть покрити свої витрати через порівняно високі тарифи на потужність.
До речі, тарифи для найдорожчих генераторів - це новинка моделі, завдяки якій регулятори все-таки знайшли спосіб, як обмежити ціну в зонах вільного перетікання, де формально price cap не діяв.
Справа в тому, що при відборі "Системний оператор" враховував також технічні характеристики генеруючих одиниць, а після формування ціни на ринку могло трапитися так, що диспетчеру могли б знадобитися потужності з певними технічними характеристиками, але вартістю вище ціни відбору. При включенні таких станцій в число відібраних фінальна ціна для ЗСП не змінюється.
Очевидні і негативні сторони минулого КОМа і нової моделі ринку потужності.
"Один з основних сюрпризів по оплаті потужності на наступний рік - це використання середньої розташовуваної потужності, зменшеної на обсяг споживання потужності на власні потреби. Тепер оплачувана потужність за деякими генераторам, особливо по ТГК, виявилася істотно нижчою за потужність оплачувану раніше", - вважає Дмитро Булгаков.
Недоліки бачить і Катерина Тріпотень - це введення price cap в ЗВП Сибіру. "Цей захід зменшив потенційний маржинальний дохід, зокрема, "Іркутськенерго" і Красноярської ГРЕС-2 ОГК-6, а також обмежив рентабельність таких теплогенераторів, як" Новосибірськенерго "і ТГК-11", - констатує аналітик.
Плани
КОМ-2011 - це апробація моделі довгострокового ринку потужності на практиці, після чого учасникам ринку ще належить провести роботу над помилками.
На думку ФАС, на порядку наступного року найбільш гостро стоять три ключових моменти: аналіз діючої структури ЗВП, перегляд методики визначення попиту і коефіцієнтів резервування в енергосистемі, а також виведення генерації з експлуатації.
"У першу чергу в ринку потужності треба розвивати конкуренцію, а розвинути її, схоже, можна тільки одним способом - об'єднанням зон вільного перетікання шляхом мережевого будівництва або зміни моделі обліку перетоків, які є між зонами", - вважають у ФАС.
При цьому сама служба у прийдешньому році має намір проаналізувати не технологічний, а модельний бік структури ЗВП. "Тобто в частині поліпшення моделі та якості планування будівництва мереж", - пояснив представник антимонопольного органу.
Результати такого аналізу, за словами співрозмовника агентства, стануть підставою для включення в інвестпрограму окремих об'єктів. "Це будуть наші пропозиції, які ми будемо направляти в Міненерго і уряд і потім спускати в ФСК і МРСК", - пояснив представник ФАС.
З постулатом про необхідність укрупнення зон вільного перетікання згоден і Дмитро Пономарьов. "У теорії кількість ЗСП повинна зменшуватись, але виникає інший ефект. Коли є велика зона вільного перетікання, "Системний оператор" прогнозує попит у цілому по ній, але можуть бути території в рамках ЗВП, в яких формується локальний дефіцит і він викликаний мережевими обмеженнями".
"Зараз на цю тему (перегляд ЗВП - ІФ) передбачається проведення роботи, думаю, в січні-лютому вона розпочнеться. У цьому світлі, мабуть, необхідно буде вносити зміни в методики (визначення ЗВП - ІФ), щоб при визначенні ступеня концентрації в ЗВП враховувати перетікання між ними ", - вважає Ігор Миронов.
Рішенням питання структури ЗВП із урахуванням локальних дефіцитів могла б стати оновлена система конкурентних відборів потужності, вважає глава "Ради ринку". "Ми зараз думаємо про те, щоб пропонувати конкурентний відбір без ціни - визначається тільки обсяг, а ціноутворення відірвати і намагатися залучити туди споживача", - сказав Дмитро Пономарьов, не пояснивши, як така система може виглядати.
У ФАС припускають, що при цьому КОМ постачальник буде отримувати ціну потужності щодо своєї заявки. "Така система буде схожа на тарифну модель з елементами псевдоконкуренціі", - вважає представник служби.
Ступінь важливості проблеми виведення генеруючого обладнання з експлуатації в деякій мірі характеризує той факт, що про неї заговорили із "високих" трибун. Так, віце-прем'єр Ігор Сечін, який курирує в уряді енергетику, заявив про намір держави обдумати це питання, а сам "підхід до інвестицій у модернізацію буде таким самим", як і до нового будівництва.
Дмитро Пономарьов повідомив "Інтерфаксу", що розглядаються два способи повернення інвестицій в модернізацію - "платити а-ля ДПМ, або платити тариф вперед або надбавку". "У ДПМ я не дуже вірю, я поки схиляюся до того, щоб фінансувати модернізацію вперед, бо це дешевше", - заявив Д. Пономарьов.
"Повинна бути опрацьована відповідна процедура, учасники галузі не повинні боятися приймати рішення про виведення", - впевнені у ФАС.
Всі зміни і коректування, на думку співрозмовників "Інтерфаксу", бажано опрацювати до наступного конкурентного відбору, який передбачається провести до кінця червня 2011 року. Саме на нього галузь покладає надії як на певний лакмусовий папірець всіх перетворень енергоринку останніх років.
"Подивимося, як пройде весняний КОМ. Оскільки він буде на 4 роки, він буде дуже показовим - це основна річ, яка повинна розставити все по місцях", - переконаний Ігор Миронов.
З ним згоден і аналітик Ігор Васильєв. "У наступаючому році важливою подією буде КОМ на 2012-15 роки. Найбільше значення буде мати динаміка цін на існуючу потужність, тому що потужності, побудовані в рамках ДПМ, вже фактично отримали гарантії окупності інвестицій", - вважає він.
Крім того, важливий напрямок діяльності - розробка цільових правил роздрібного енергоринку, тому що наступний рік стане для нього черговим перехідним. Будуть прийняті якісь основні елементи, які дозволять цьому сегменту галузі працювати в наступаючому році, але в цілому "роздріб", як очікується, буде пущено лише на початку 2012 року.
Резюмуючи, можна сказати, що для оптового енергоринку рік, що минає, хоча і став проривом, все ж у певному сенсі виявився експериментальним, а реального становлення "опту" експерти чекають у році прийдешньому. Головною подією року для роздрібного енергоринку стало, як не дивно, те, що регулятори "розправилися" з "оптом" і можуть взятися за "роздріб".
Таким чином, 2010 рік складно назвати останнім роком перехідного періоду, але й назвати його першим роком цільової моделі теж було б не зовсім правильно. Він швидше став для галузі кінцем "передцільової" моделі або ж початком "постперехідної".
За матеріалами: Інтерфакс-Україна
Поділитися новиною
