Кто на КОМ сидел
В бывших неценовых энергозонах впервые отобрали мощность по конкурсу
На Дальнем Востоке, в Архангельской области и Коми впервые прошел конкурентный отбор мощности на 2025–2027 годы. Ежемесячно генерирующие компании будут поставлять 10–11 ГВт по ценам, определенным на прошедших ранее конкурсах. Механизм поддержит стабильность энергосистемы в регионах, но для привлечения инвестиций нужны иные инструменты, говорят аналитики.
Фото: Игорь Елисеев, Коммерсантъ
Фото: Игорь Елисеев, Коммерсантъ
На первом конкурентном отборе мощности (КОМ) для Дальнего Востока, Архангельской области и Коми на 2025–2027 годы отобрано 10–11 ГВт ежемесячно, следует из предварительных итогов «Системного оператора» (СО, диспетчер энергосистемы). В том числе 2,4 ГВт пришлось на первую ценовую зону оптового рынка электроэнергии, в которую с 1 января 2025 года вошли Коми и Архангельская область. Еще 7,6–9 ГВт отобраны для второй ценовой зоны, в которую вошел Дальний Восток.
КОМ фиксирует обязательные платежи за мощность для прошедшей в рынок генерации на несколько лет вперед. В конкурсе участвовали девять поставщиков: структуры «РусГидро», Сибирской генерирующей компании, «Газпром энергохолдинга» (ГЭХ), АЛРОСА, «Т плюс» и «Интер РАО». Компании подали заявки по 106 генерирующим единицам мощности. Из них 22 пришлись на модернизируемые ТЭС, включая Владивостокскую ТЭЦ-2 (537 МВт), Приморскую ГРЭС (1467 МВт) и Нерюнгринскую ГРЭС (570 МВт).
Ранее эти регионы относились к так называемым неценовым зонам, где генерация функционировала в рамках тарифного регулирования. В течение переходного периода поставки мощности будут оплачиваться по ценам уже прошедших отборов. Ранее цена на 2025 год для первой ценовой зоны была определена на уровне 193,15 тыс. руб. за 1 МВт в месяц, для второй ценовой зоны — 303,19 тыс. руб. за 1 МВт в месяц. В 2026 году в первой ценовой зоне поставщики получат 194,9 тыс. руб. за 1 МВт в месяц, во второй — 299,35 тыс. руб. за 1 МВт в месяц. По результатам отбора на 2027 год для первой ценовой зоны цена выросла до 308 тыс. руб. за 1 МВт в месяц, для второй — до 504,07 тыс. руб. за 1 МВт в месяц.
Не отобранные на КОМ проекты получили статус объектов вынужденной генерации. Это неэффективные, но необходимые для тепло- или энергоснабжения ТЭС, которые получают повышенный тариф энергорынка. Согласно распоряжению правительства, к таким на 2025–2034 годы отнесены активы «РусГидро»: четыре блока Якутской ГРЭС по 41 МВт, три блока Восточной ТЭЦ по 46,5 МВт и два блока Совгаванской ТЭЦ по 63 МВт. Статус вынужденной генерации до 2034 года присвоен также двум блокам Свободненской ТЭС по 80 МВт (ОГК-2, структура ГЭХ), до 2028 года — семи блокам Воркутинской ТЭЦ по 25–60 МВт («Комитеплоэнерго», входит в «Т Плюс»).
В СО сообщили “Ъ”, что процедура отбора носила скорее формальный характер, поскольку были определены только объемы поставляемой мощности. «У генерирующих компаний других вариантов не было, иначе они не получили бы плату за мощность»,— пояснили в СО. Заявки для генерирующего оборудования на территории Архангельской области и Коми будут учитываться при формировании цены на мощность, начиная с отбора на 2028 год, для электростанций на Дальнем Востоке — с конкурса на 2029 год, заявили “Ъ” в «Совете рынка» (регулятор энергорынков).
Как отмечает Денис Красновский из АКРА, первый проведенный отбор мощности в бывших неценовых зонах означает начало либерализации рынка электроэнергии в этих регионах, но сам механизм не направлен на создание новых мощностей или модернизацию старых. «КОМ поддерживает экономически эффективные мощности в работоспособном состоянии, а для увеличения их объемов используются механизмы, направленные на обеспечение возвратности и необходимой доходности инвестированного капитала»,— говорит господин Красновский. Речь может идти, к примеру, о договорах на поставку мощности, которые гарантируют инвестору окупаемость проекта за счет повышенных платежей энергорынка за мощность. Включение Дальнего Востока, Архангельской области и Коми в ценовые зоны, по мнению аналитика, создаст возможность для применения таких механизмов в будущем.