Нерыночные надбавки на стоимость мощности искажают рыночные сигналы и являются серьёзным финансовым обременением для потребителей электроэнергии.

Если в 2014 году доля мощности в совокупной цене оптового рынка составляла 30%, в 2017 году – около 45%, то к 2023 году составляющая мощности по прогнозам «Совета рынка» вырастет до 50%. Таким образом, стоимость мощности является основным «драйвером» роста цены оптового рынка. Стоимость «обычной» мощности, отобранной на КОМ «старой» генерации и генерации, работающей в вынужденных режимах, почти не меняется. Основной вклад в рост стоимости мощности вносят платежи за развитие новых секторов и территорий. Вплоть до настоящего времени прирост стоимости мощности обеспечивался почти исключительно ДПМ и ДПМ АЭС. С 2017 года стало заметным влияние надбавок на строительство генерации в Крыму, развитие ВИЭ, приведение тарифов на электроэнергию на Дальнем Востоке в соответствие с базовым уровнем.

Вклад тепловых ДПМ в прирост стоимости мощности достигнет пика в 2020 году, после чего начнет постепенно сокращаться. На место «драйверов роста» стоимости мощности выйдут иные надбавки, в первую очередь, на развитие генерации на ВИЭ, а также на переработку ТБО и развитие генерации в Крыму и Калининграде.

В абсолютных цифрах, поскольку вклад ДПМ и ДПМ АЭС значительно превышает прочие составляющие вместе взятые, можно ожидать снижения стоимости мощности после 2021 года.

В соответствии с прогнозом «Совета рынка» «традиционная» энергетика – тепловая, атомная и гидрогенерация – к 2023 году будет занимать порядка 75-77% в структуре платежа за мощность, обеспечивая при этом более 95% выработки электроэнергии. Такие сектора как ВИЭ или переработка ТБО, хоть и не будут оказывать заметного воздействия на объёмы выработки электроэнергии, будут оказывать весьма существенное влияние на стоимость мощности и, соответственно, конечную цену на электроэнергию.

Нерыночные надбавки на стоимость мощности искажают рыночные сигналы и являются серьезным финансовым обременением для потребителей электроэнергии. Но в рамках энергосистемы страны объёмы генерирующих мощностей, вводимые с помощью этих надбавок, не имеют существенного значения, хотя на локальном уровне могут играть заметную роль. Конечно, желательно свести влияние этих механизмов на цены к минимуму.

В качестве одного из вариантов - корректировка модели рынков электроэнергии и мощности, сводящую к минимуму возможности включения нерыночных механизмов. К такому результату может привести, например, переход к децентрализованной модели, основанной преимущественно на двусторонних договорных отношениях между поставщиком и потребителем, при соответствующем снижении значения общесистемных платежей и сборов.

Возможны и другие компромиссные подходы, например, введение количественных ограничений, квот на применение нерыночных надбавок, что позволит в какой-то мере ограничить их влияние на рыночные цены.

В качестве ещё одного варианта, дополняющего предыдущий – более широкое применение конкурентных механизмов в случаях, если введение надбавок все же признано необходимым.

В этом направлении в рамках своих возможностей «Совет рынка» движется в части развития ВИЭ – использование конкурентных отборов проектов ДПМ ВИЭ, учитывающих стоимость реализации проектов и, соответственно, их влияние на стоимость мощности.