Итоги года: Энергорынок - через тернии куда-нибудь

Уходящий год должен был завершить трансформацию переходных правил оптового и розничного энергорынков в целевые. К концу года рынок так и не увидел целевых моделей, но если "опт" ожидает целевые правила уже в ближайшее время, то "рознице" предстоит еще год жить в логике переходных правил

Москва. 30 декабря. FINMARKET.RU - Уходящий 2010 год должен был завершить многолетнюю трансформацию переходных правил оптового и розничного энергорынков в целевые. В сфере оптовой торговли были утверждены правила долгосрочного рынка мощности и проведены первые торги по ним. В гораздо более вялотекущем состоянии находилось преобразование розницы.

К концу года рынок так и не увидел целевых моделей, но если "опт" ожидает целевые правила уже в ближайшее время, то "рознице" предстоит еще год жить в логике переходных правил.

Впрочем, и оптовому энергорынку уходящий год оставил незавидный статус демо-версии: в 2011 году мощность будет продаваться уже не по переходным правилам, но еще не вполне по целевым.

Долгожданный долгосрочный рынок мощности

Пожалуй, вряд ли кто-то станет спорить, что принятие правил долгосрочного рынка мощности стало ключевым и долгожданным событием для отрасли. Цена вопроса - возврат вложений инвесторов, заманенных в российскую электроэнергетику несколько лет назад и обремененных обязательными инвестпрограммами, оформленными в договоры на поставку мощности (ДПМ).

Диалог государства и генераторов по поводу разработки "понятных и прозрачных правил игры" строился тяжело и напряженно, а финансово-экономический кризис этот процесс лишь усугубил. Однако он же дал инвесторам весомый аргумент в переговорах с регуляторами: в свете необходимости перестраивать систему инвестобязательств компании отказывались под ними подписываться без адекватного механизма возврата вложений.

При этом сроки принятия рынка мощности поджимали, так как подписание договоров поставки мощности - процесс не скорый, и требовал как согласования типовой формы контрактов, так и соответствующих внутрикорпоративных процедур компаний. В идеале подписание необходимо было завершить до первой долгосрочной расторговки мощности, которая, в свою очередь, должна была пройти до полной либерализации энергорынка для коммерческих потребителей - то есть до начала 2011 года.

На излете 2009 года настроения в отрасли доходили чуть ли не до отчаяния, однако в начале нового 2010 года рынок получил радостные известия: в феврале глава кабинета министров Владимир Путин подписал правила долгосрочного рынка мощности.

"Но хочу со всей определенностью сказать: право пользоваться преимуществами долгосрочного рынка мощности заслужили только те компании, которые строго соблюдают свои обязательства перед государством, вкладывают деньги в строительство новых объектов, в модернизацию, в обеспечение безопасности", - этим В.Путин однозначно дал понять, что государство свои обязательства исполнило, очередь - за инвесторами.

Сами правила отрасль, тем не менее, увидела лишь спустя 2 месяца - в начале апреля. Новыми чертами рынка мощности стали привлечение Федеральной антимонопольной службы к проведению расторговок, а также отказ от деления генерации на старую, новую и действующую. Из предыдущих проектов осталась идея ДПМ и система штрафов за неисполнение инвестобязательств.

Утвержденный документ сохранял также ограничения цен на конкурентных отборах, но лишь на уровне возможности и необходимости. Более того, вопрос о введении price cap был вынесен за скобки правил долгосрочного рынка - в отдельное постановление о ценовых параметрах рынка мощности, что во многом характеризовало степень ожесточенности борьбы за ценообразование на рынке. Но в середине апреля ценовые параметры все-таки увидели свет.

Они, в частности, содержат порядок введения price cap на конкурентных отборах мощности и сами предельные уровни цен для каждой ценовой зоны энергорынка (первая - европейская часть РФ и Урал, вторая - Сибирь). Также правила фиксируют основы ценообразования и эталонные значения экономических составляющих строительства генерации.

Конечно, каждая сторона процесса тянула одеяло на себя, но в настоящее время, положа руку на сердце, многие склоняются к мнению, что модель получилась во многом компромиссная.

"Так получилось, что модель рынка мощности осторожно воспринята всеми. Потребители говорят "дорого", генераторы говорят "мало". Мы говорим, что получилось не совсем то, что мы хотели. Может быть, это как раз и есть точки компромисса между всеми", - сообщил "Интерфаксу" глава НП "Совет рынка" Дмитрий Пономарев. "Совет рынка" был одним из разработчиков долгосрочной модели оптового рынка мощности.

Так или иначе, но государство реализовало свои обещания по запуску рынка мощности, мяч исполнения обязательств оказался на стороне поставщиков, а вместе сторонам предстояло сделать шаг к практическому запуску рынка мощности - подписать инвестобязательства.

ДПМ - Давайте Построим Мощности

Договор на поставку мощности - это трехстороннее соглашение между поставщиком товара, потребителем товара и государством как гарантом исполнения обязательства двух первых сторон. Задумана эта система была еще специалистами РАО "ЕЭС России" для того, чтобы обеспечить освоение по назначению огромных средств, полученных в рамках инвестиционных допэмиссий генкомпаний на этапе приватизации активов почившего в бозе холдинга. Сначала ДПМ воспринимались как жест вежливости в адрес властей - в конце концов, им положено во всем сомневаться, а на самом-то деле даже думать смешно, что инвесторы уведут деньги на сторону. Однако кризис показал, что в условиях нехватки ликвидности инвестиционные программы быстро отходят на второй план - чего стоит только знаменитая история с покупкой ОГК-3 набора неожиданных активов у своего акционера.

Таким образом, государство после решения глобальной проблемы - введения рынка мощности - взяло курс на устранение локальных нарушений в деятельности отрасли: разработку и подписание новых ДПМ.

Эта тема не вызвала бурных дискуссий или ожесточенных споров. Инвесторы, успокоенные рынком мощности (или уже смирившиеся с тратами на покупку активов и невозможностью перепродажи из-за банального отсутствия покупателей?), не отказывались подписаться под инвестобязательствами, правда, считали необходимым актуализировать список строек с поправкой на изменение спроса в связи с кризисом. Государство и не возражало - летом правительство утвердило отраслевую генсхему электроэнергетики до 2030 года, в соответствии с которой были утверждены стройки для ДПМ.

Некоторые генераторы, тем не менее, жаловались на процесс согласования типовой формы договоров. Это, в частности, касалось того, что параллельно с разработкой документа "Совет рынка" неоднократно вносил правки в регламенты рынка.

"Как можно на ходу все время вносить правки (в регламенты)? У меня совет директоров должен на днях рассматривать сделки по ДПМам, а они опять что-то меняют!", - сетовал в разговоре с "Интерфаксом" топ-менеджер одной из генкомпаний.

Но все-таки подписная кампания стартовала 27 сентября. Каждый ДПМ состоит из двух частей - агентского договора и непосредственно договора на поставку мощности. Агентские договоры представляют собой поручение генераторов "Центру финансовых расчетов" (ЦФР) по организации продажи мощности покупателям - субъектам оптового рынка. Особенность агентского договора состоит в том, что он, в том числе, направлен на защиту прав потребителя.

Второй этап - подписание договоров о предоставлении мощности между покупателями и продавцами (от имени продавцов выступал в соответствии с агентским договором ЦФР). ДПМ закрепляет инвестобязательства по строительству и модернизации генерирующих объектов собственников, купивших акции генкомпаний в ходе реформирования отрасли.

В ближайшие 5 лет компании по ДПМ обязуются ввести почти 26 ГВт новых мощностей, срок действия договоров составляет 10 лет, а срок окупаемости - 15 лет.

"ДПМ тепловой генерации очень нравится, вроде государство более или менее успокоилось о том, что такая вещь появилась. Но потребители скрипят, потому что им кажется, что дороговато это все стоит по ДПМ", - говорит Дмитрий Пономарев.

И, действительно, неожиданным в подписании ДПМ стал тот факт, что этой системе воспротивились потребители, а точнее - ОК "РусАл". Ряд заводов компании подал в суд иски о признании недействительными решения набсовета "Совета рынка" по утверждению стандартных форм ДПМ.

Получить пояснения "РусАла" "Интерфаксу" не удалось, а "Совет рынка" вовсе отказался от комментариев на эту тему.

"У них проблема не в нас, у них проблемы с советом директоров, который не хочет подписывать ДПМ", - говорит источник, близкий к "Совету рынка". При этом собеседник агентства считает непонятным, почему кто-то воспротивился, ведь условия оплаты ДПМ для всех потребителей одинаковы: контрагенты каждой ценовой зоны по договорам оплачивают стоимость мощности пропорционально пикам своего потребления за период поставки. Платеж за мощность - это плата за поддержание основных фондов в работоспособном состоянии, то есть если потребитель хочет, чтобы в любой момент энергосистема смогла бы покрыть его потребности, - извольте оплатить.

Катастрофы для рынка отказ "РусАла" от ДПМ не влечет, теоретически при незаключении договоров заводы компании с 1 января уйдут на розничный рынок. "Возможно, для них это будет выгоднее", - считает другой источник.

"С одной стороны, я их понимаю - цена для них складывается приличная. Но, с другой стороны, что делать производителям, если существует такой формат рынка…", - спрашивает глава "Совета производителей электроэнергии и стратегических инвесторов электроэнергетики" Игорь Миронов.

В то же время для производителей этот инструмент оказался выгодным - причем настолько, что интерес к ним проявили частные энергокомпании "Иркутскэнерго" и "Башкирэнерго", которые были выделены из РАО "ЕЭС России" еще до общей приватизации и не обязаны заключать ДПМ.

Например, иркутская компания готова по условиям ДПМ построить до 2,2 ГВт. "Это проекты, которые имеют другой CAPEX, другую эффективность (относительно проектов ДПМ), но они не будут реализованы в существующем рынке мощности", - говорил глава "Иркутскэнерго" Евгений Федоров.

Министр энергетики РФ Сергей Шматко заявлял, что ведомство готово рассматривать обмен инвестобязательств между компаниями, но если они сами об этом договорятся.

Кроме того, ДПМы в этом году были заключены в отношении АЭС и ГЭС (в том числе ГАЭС), что стало решением давнего спора участников рынка о том, как учитывать в рынке мощности генерацию "Росаэнерготома" и "РусГидро".

Подписание полного пакета договоров на предоставление мощности находится в завершающей стадии - по крайней мере, часть, необходимая для проведения конкурентного отбора на 2011 год - агентский договор, - подписана всеми генкомпаниями, в том числе государственными "Росэнергоатомом" и "РусГидро".

Неконкурентный отбор мощности

Отбор мощности на конкурентной основе - это фактически получение права на продажу своей мощности в следующем периоде. На конкурентный отбор компания подает заявку с указанием, в том числе, объемов и стоимости мощности каждой генерирующей единицы. Спрос на мощность формируется согласно методике Минэнерго.

Ценообразование на отборе маржинальное, то есть стоимость для всех отобранных станций формируется по уровню цены последней заявки предложения, покрывшего спрос. Цель КОМ заключается в отборе генкомпаний с минимальной стоимостью мощности. Неотобранная дорогая и неэффективная генерация, в свою очередь, по замыслу КОМа, не получает плату за мощность, то есть компаниям не на что содержать такое оборудование и единственный выход - модернизация или вывод его из эксплуатации вовсе.

Мощности АЭС, ГЭС и ДПМ продаются на особых условиях. Во-первых, при формировании предложения они считаются априори отобранными. Во-вторых, компании в отношении этих мощностей не участвуют в общем ценообразовании, а стоимость такой мощности прописана для каждой генерирующей единицы отдельно. Это, в частности, обусловлено тем, что стоимость 1 кВт новой атомной, гидро- или тепловой электростанции значительно превышает платеж за уже действующие мощности и может привести к получению необоснованно завышенной платы для остальной генерации.

Однако текущий год показал, что отбор мощности был не совсем конкурентным. Так, самой большой интригой КОМа стало решение Федеральной антимонопольной службы, в каких же зонах свободных перетоков (ЗСП) будет введен предельный уровень цен, а если быть точнее, то в каких ЗСП предельный уровень введен не будет.

Две ценовые зоны российского энергорынка объединяют 29 зон свободного перетока, из которых 7 находятся в Сибири. Согласно правилам долгосрочного рынка мощности, ФАС уполномочена еще до начала КОМ определить, в какой из ЗСП price cap‘у быть.

Еще весной, когда правила только были подписаны, "Совет рынка" заявлял, что цена, скорее всего, будет ограничена на всем энергорынке. "Наш анализ показывает, что только в центре первой ценовой зоны, за исключением Москвы, существует конкуренция. Если ФАС с нами согласится, то КОМ будет проходить в условиях предельного уровня", - говорил Дмитрий Пономарев.

Однако ФАС решила иначе: по ее мнению, в трех из 29 зон свободного перетока ценообразование будет осуществляться без ограничений - в ЗСП Центра и Урала первой энергозоны, а также в ЗСП Сибири второй энергозоны.

"Крути не крути, а в большинстве ЗСП конкурентное поведение страдает, там велик риск манипуляций, поэтому мы везде ввели ценовые пределы. И мы даже не собираемся в таких условиях пределы не вводить, потому что в такой модели они (генкомпании - ИФ) будут использовать свою рыночную силу", - прокомментировал "Интерфаксу" представитель ФАС введение пределов на большей территории энергорынка.

Прием заявок начался 18 октября и, казалось бы, ничто не предвещало беды. Однако выяснилось, что Федеральная служба по тарифам и Минэкономразвития, испугавшись роста цен для потребителей из-за свободного ценообразования в трех ЗСП, предложили правительству ввести price cap на всем энергорынке.

В своей позиции службе и министерству предстояло противостоять не только генкомпаниям, которые, естественно, считали, что price cap не нужен в принципе, но также ФАС и "Совету рынка". Они, в свою очередь, полагали, что действующие правила вполне обуздают всплеск цен, который и так маловероятен.

Формально спор разрешился в начале декабря, за несколько дней до оглашения результатов КОМ-2011: цены на мощность во всей энергозоне Сибири в следующем году будут ограничены на уровне 126,37 тыс. руб./МВт в месяц. При этом изначально цены на КОМ в этой зоне сложились на уровне 200 тыс. руб./МВт в месяц.

Позже "Системный оператор" объявил, что в ЗСП без ограничения цены стоимость 1 МВт в месяц сложилась на уровне 123 тыс. рублей, а на остальной территории России - 118,125 тыс. рублей в месяц.

Однако, несмотря на жесткий контроль ценообразования, по итогам текущего КОМа не оказалось ни одной компании, которая не прошла бы отбор по цене.

Денег хватит всем

Практически все действующие мощности в 2011 году тем или иным способом получат плату за мощность - и даже если кто-то по себестоимости своей мощности вылетел за границы цен КОМа, в следующем году выведен не будет и получит плату за мощность как вынужденный генератор.

Таких генераторов на рынке 2011 года будет много - 78 станций суммарной мощностью около 20 ГВт, это порядка более 12% всех отобранных мощностей. Среди "вынужденных" - 14 из 20 теплогенераторов, Сочинская и Северо-Западная станции "Интер РАО", а также "Иркутскэнерго", "Новосибирскэнерго" и "Башкирэнерго".

Вынужденный режим - это так называемый технологический минимум, когда станция работает лишь для поддержания готовности к выработке, но реального производства электроэнергии не осуществляет.

Генерирующая единица признается вынужденным генератором, если мощность, с одной стороны, не прошла конкурентный отбор, а с другой - не может быть выведена из эксплуатации. В этом случае генератор может получать оплату вынужденных режимов одним из двух способов: либо он продает по тарифам ФСТ как электроэнергию, так и мощность, либо же он продает на бирже (рынок на сутки вперед (РСВ) и балансирующий рынок, где торгуются отклонения электропотребления) только электроэнергию, но при этом не получает плату за мощность.

При этом на вопрос "а что же делать, если генкомпании все свои затраты на мощность перенесут в РСВ?" регуляторы хитро улыбались и отвечали "пусть попробуют" - на электробирже также существует возможность введения регулирования цены, если темп ее роста превышает определенную отметку.

Интересно, что плата за вынужденный режим будет взиматься с потребителей именно той ЗСП, в которой находится конкретный вынужденный генератор, а не со всей ценовой зоны в целом. Причина тому - перекрестное субсидирование теплоэнергии в регионах, которое "зашито" в стоимость мощности дорогих вынужденных генераторов.

Дмитрий Пономарев заверяет, что оплата практически всех мощностей - "это ситуация 2011 года, связана она с тем, что за 2-3 недели с момента объявления итогов КОМ до начала периода поставки мощности совершенно невозможно никакие рациональные мероприятия провести (по выводу мощности из эксплуатации - ИФ)".

"Поэтому договорились, что все те, кто оказывается дорогими, они признаются вынужденными и оплачиваются. Это эксклюзив только 2011 года, в 2012 году этой истории не планировалось", - говорит глава "Совета рынка".

Всего по результатам КОМ было отобрано 288 станций 48 генкомпаний суммарной мощностью около 162 ГВт. Часть этих мощностей будет продаваться населению по тарифам, так как цены для этой группы и приравненных к ней потребителей еще не либерализованы. В первой ценовой зоне этот объем составляет порядка 20% общего потребления, во второй - около 18%.

Тем не менее, ряд станций общим объемом мощности около 2 ГВт все же не прошли КОМ, так как не соответствовали по технических характеристикам.

"Тот факт, что конкурентные отборы проводят, что по результатам КОМ почти 2 ГВт генерации будет закрыто - тоже достаточно интересный результат. Это означает, что какая-то подвижка идет, кто-то начал что-то смотреть", - считает председатель правления "Совета рынка".

А вроде и неплохо

Вопреки тому, что свободное ценообразование на рынке мощности на 2011 год стало скорее исключением, нежели правилом, эксперты и аналитики, опрошенные "Интерфаксом", считают, что цены и тарифы сложились вполне приемлемые.

"Несмотря на то, что в 27 из 29 зон свободного перетока мощности были введены предельные уровни цен, они в большинстве случаев оказались выше тарифных решений, установленных для электростанций на 2010 год. По нашим оценкам, наибольшую выгоду получили ОГК-1, ОГК-2 и ОГК-3", - полагает аналитик "Тройки Диалог" (РТС: TROY) Игорь Васильев.

По мнению его коллеги из Deutsche Bank Дмитрия Булгакова, правила рынка мощности особенно выделяют новое строительство, поэтому компании, которые смогут ввести в 2011 г новые блоки, будут сразу получать значительные объемы платы, что положительно скажется на их финансовых результатах.

Аналитик БКС Екатерина Трипотень полагает, что в большем выигрыше от перехода на новую оплату мощности окажутся ОГК, а не ТГК, а среди них - ОГК-1 и ОГК-2. Так, ОГК-1 уже с 2011 года будет получать оплату введенного в текущем году блока на Каширской ГРЭС в рамках ДПМ - следовательно, поступления от продажи мощности этой станции вырастут более чем вдвое, считает аналитик.

"Кроме того, три крупнейшие ГРЭС ОГК-1, составляющие 66% ее установленной мощности, расположены в зоне свободного перетока Урала (где нет price cap)", - говорит Екатерина Трипотень. По ее подсчетам, цена КОМ на Урале на 9% выше price cap для остальных регионов европейской части РФ.

У ОГК-2 одни из самых низких в сегменте постоянных издержек, следовательно, с переходом к маржинальному ценообразованию на рынке мощности ее доходы от продажи этого товара резко вырастут, рассуждает аналитик.

"Также я бы отметила ОГК-4, которая ввела в декабре блок на Шатурской ГРЭС, в 2011 г. введет на Яйвинской ГРЭС и будет получать соответствующую плату за новую мощность в рамках ДПМ", - добавила она.

Дмитрий Булгаков также обратил внимание на вынужденных и дорогих генераторов, которые смогут покрыть свои издержки через сравнительно высокие тарифы на мощность.

Кстати, тарифы для самых дорогих генераторов - это новинка модели, благодаря которой регуляторы все-таки нашли способ, как ограничить цену в зонах свободного перетока, где формально price cap не действовал.

Дело в том, что при отборе "Системный оператор" учитывал также технические характеристики генерирующих единиц, а после формирования цены на рынке могло случиться так, что диспетчеру могли бы понадобиться мощности с определенными техническими характеристиками, но стоимостью выше цены отбора. При включении таких станций в число отобранных финальная цена для ЗСП не меняется.

Есть и очевидно отрицательные стороны прошедшего КОМа и новой модели рынка мощности.

"Один из основных сюрпризов по оплате мощности на следующий год - это использование средней располагаемой мощности, уменьшенной на объем потребления мощности на собственные нужды. Теперь оплачиваемая мощность по некоторым генераторам, особенно по ТГК, оказалась существенно ниже мощности оплачиваемой прежде", - считает Дмитрий Булгаков.

Недостатки видит и Екатерина Трипотень - это введение price cap в ЗСП Сибири. "Эта мера сократила потенциальный маржинальный доход, в частности, "Иркутскэнерго" и Красноярской ГРЭС-2 ОГК-6, а также ограничила рентабельность таких теплогенераторов, как "Новосибирскэнерго" и ТГК-11", - констатирует аналитик.

Планы

КОМ-2011 - это апробация модели долгосрочного рынка мощности на практике, после чего участникам рынка еще предстоит провести работу над ошибками.

По мнению ФАС, на повестке следующего года наиболее остро стоят три ключевых момента: анализ действующей структуры ЗСП, пересмотр методики определения спроса и коэффициентов резервирования в энергосистеме, а также вывод генерации из эксплуатации.

"В первую очередь в рынке мощности надо развивать конкуренцию, а развить ее, похоже, можно только одним способом - объединением зон свободного перетока путем сетевого строительства или изменения модели учета перетоков, которые есть между зонами", - считают в ФАС.

При этом сама служба в грядущем году намерена проанализировать не технологическую, а модельную сторону структуры ЗСП. "То есть в части улучшения модели и качества планирования строительства сетей", - пояснил представитель антимонопольного органа.

Результаты такого анализа, по словам собеседника агентства, станут основанием для включения в инвестпрограмму отдельных объектов. "Это будут наши предложения, которые мы будем направлять в Минэнерго и правительство и потом спускать в ФСК и МРСК", - пояснил представитель ФАС.

С постулатом о необходимости укрупнения зон свободного перетока согласен и Дмитрий Пономарев. "В теории количество ЗСП должно уменьшаться, но возникает другой эффект. Когда есть большая зона свободного перетока, "Системный оператор" прогнозирует спрос в целом по ней, но могут быть территории в рамках ЗСП, в которых формируется локальный дефицит и он вызван сетевыми ограничениями", - рассуждает он.

"Сейчас на эту тему (пересмотр ЗСП) предполагается проведение работы, думаю, в январе-феврале она начнется. В этом свете, видимо, необходимо будет вносить корректировки в методики (определения ЗСП), чтобы при определении степени концентрации в ЗСП учитывать перетоки между ними", - считает Игорь Миронов.

Решением вопроса структуры ЗСП с учетом локальных дефицитов могла бы стать обновленная система конкурентных отборов мощности, считает глава "Совета рынка". "Мы сейчас думаем о том, чтобы предлагать конкурентный отбор без цены - определяется только объем, а ценообразование оторвать и пытаться вовлечь туда потребителя", - сказал Дмитрий Пономарев, не пояснив, как такая система может выглядеть.

В ФАС предполагают, что при этом КОМе поставщик будет получать цену мощности по своей заявке. "Такая система будет похожа на тарифную модель с элементами псевдоконкуренции", - считает представитель службы.

Степень важности проблемы вывода генерирующего оборудования из эксплуатации в некоторой степени характеризует тот факт, что о ней заговорили с "высоких" трибун. Так, вице-премьер Игорь Сечин, курирующий в правительстве энергетику, заявил о намерении государства обдумать этот вопрос, а сам "подход к инвестициям в модернизацию будет такой же", как и к новому строительству.

Дмитрий Пономарев сообщил "Интерфаксу", что рассматриваются два способа возврата инвестиций в модернизацию - "платить а-ля ДПМ, или платить тариф вперед или надбавку". "В ДПМ я не очень верю, я пока склоняюсь к тому, чтобы финансировать модернизацию вперед, потому что это дешевле", - заявил Д.Пономарев.

"Должна быть проработана соответствующая процедура, участники отрасли не должны бояться принимать решение о выводе", - уверены в ФАС.

Все изменения и корректировки, по мнению собеседников "Интерфакса", желательно проработать до следующего конкурентного отбора, который предполагается провести до конца июня 2011 года. Именно на него отрасль возлагает надежды как на своего рода лакмусовую бумажку всех преобразований энергорынка последних лет.

"Посмотрим, как пройдет весенний КОМ. Поскольку он будет на 4 года, он будет очень показателен - это основная вещь, которая должна расставить все по местам", - убежден Игорь Миронов.

С ним согласен и аналитик Игорь Васильев. "В наступающем году важным событием будет КОМ на 2012-15 годы. Наибольшее значение будет иметь динамика цен на существующую мощность, так как мощности, построенные в рамках ДПМ, уже фактически получили гарантии окупаемости инвестиций", - считает он.

Кроме того, важное направление деятельности - разработка целевых правил розничного энергорынка, так как следующий год станет для него очередным переходным. Будут приняты некие основные элементы, которые позволят этому сегменту отрасли работать в наступающем году, но в целом "розница", как ожидается, будет пущена лишь в начале 2012 года.

Резюмируя, можно сказать, что для оптового энергорынка уходящий год хоть и стал прорывом, все же в определенном смысле оказался экспериментальным, а реального становления "опта" эксперты ждут в году наступающем. Главным событием года для розничного энергорынка стало, как ни странно, то, что регуляторы "расправились" с "оптом" и могут приняться за "розницу".

Таким образом, 2010 год сложно назвать последним годом переходного периода, но и назвать его первым годом целевой модели тоже было бы не совсем правильно. Он скорее стал для отрасли концом "предцелевой" модели или же началом "постпереходной".

/Финмаркет/