ТОП 10 лучших статей российской прессы за Sept. 18, 2014
Сошествие ватт
145.0
"Говорят, пока с долгами по зарплате не рассчитаюсь, не выпустят" "Конец 98-го или начало самое 99-го. Не помню уже точно. Но время тяжелое. Денег ни у кого нет — чистый бартер кругом. Долги по зарплате у всех наших компаний по семь-восемь месяцев. И просвета не видно,— рассказывает Анатолий Чубайс, идеолог реформы РАО ЕЭС, авторам книги "Крест Чубайса" Михаилу Бергеру и Ольге Проскурниной.— Я вам, кстати, историю про гендиректора "Комиэнерго" не рассказывал? Тоже с зарплатой связана. Звонит мне гендиректор и говорит, что у него проблемы и надо бы их обсудить. Я отвечаю: "Завтра жду вас у себя". "Не могу",— говорит. "Тогда послезавтра". В ответ: "Тоже не смогу". Я уже заводиться начинаю: что за занятость такая? "Когда же сможете?" — "Когда блокаду снимут".— "Не понял, какую блокаду?" — "Меня рабочие заблокировали в моем кабинете, вторые сутки выйти не могу. Говорят, пока с долгами по зарплате не рассчитаюсь, не выпустят". У нас с этими зарплатами, которые реально нечем было платить, и забастовки, и голодовки были. Представляете, голодовка энергетиков из-за невыплаты зарплаты". В феврале 1998 года Анатолий Чубайс, тогда первый вице-премьер, пришел к премьеру Виктору Черномырдину обсуждать свою отставку. Он уходил из правительства и рассматривал как вариант крупную государственную компанию. 4 апреля 1998 года Чубайс вошел в состав совета директоров РАО "ЕЭС России", а 30 апреля стал председателем правления и затеял масштабную реформу, которая изменила отрасль. До реформы РАО ЕЭС основные сегменты рынка электроэнергетики были объединены по территориальному принципу в АО-энерго. Например, у Владимирской области были генерация, сети, сбыт. У потребителя был контракт с АО-энерго, и рядом в соседней области была точно такая же структура. Реформа РАО ЕЭС заключалась в том, чтобы выделить конкурентные сегменты рынка, и предполагала разделение функций по генерации, передаче и продаже электроэнергии. В итоге к моменту ликвидации РАО ЕЭС в 2008 году генерирующие мощности страны были разделены на 6 ОГК (оптовые генерирующие компании, специализирующиеся на выработке электроэнергии) и 14 ТГК (территориальные генерирующие компании, занимающиеся комбинированной выработкой тепла и электроэнергии). ГЭС были объединены в отдельную компанию "РусГидро", атомные станции — в "Росатом", а обособленная энергосистема Дальнего Востока — в РАО "ЭС Востока". Предполагалось, что первыми для покупки инвесторам будут предложены ОГК и ТГК. Но государству удалось продать далеко не все: контрольные доли в ОГК-2, ОГК-6, ТГК-1 и "Мосэнерго" (ТГК-3) выкупил "Газпром", ОГК-3 приобрел "Норникель", еще две ОГК (4 и 5) купили иностранцы — немецкая E.ON и итальянская Enel. ТГК-2 досталась группе "Синтез", ТГК-4 — ОНЭКСИМу Михаила Прохорова, крупные пакеты в ТГК-5, ТГК-6, ТГК-7 и ТГК-9 выкупил "КЭС Холдинг" Виктора Вексельберга. ТГК-10 была продана финскому концерну Fortum, ТГК-12 и ТГК-13 выкупила СУЭК, а ТГК-14 — РЖД в партнерстве с предпринимателем Григорием Березкиным. Сети отдавать в частные руки не планировали, однако они были разделены на магистральные (ФСК) и распределительные (МРСК). Обе компании в 2013 году вошли в холдинг "Россети". Кроме того, появилось еще около 3 тыс. территориальных сетевых организаций (ТСО). Выделили единый диспетчерский центр ("Системный оператор единой энергетической системы" — "СО ЕЭС"). "Вся генерация — это фактически государственные компании" Директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго Павел Сниккарс говорит, что в результате реформирования отрасль стала конкурентной в части генерации и сбыта электроэнергии. Однако эксперты, опрошенные "Властью", отмечают тренд на обратное слияние и огосударствление генерации (сейчас значительная часть генерации находится в руках госкомпаний, таких как "Интер РАО", "Газпромэнергохолдинг", "Росатом", "РусГидро"). Так, изначально лишь оператору экспорта и импорта электроэнергии компании "Интер РАО", выделенной из РАО ЕЭС и оставшейся под контролем государства, в 2009 году по инициативе Игоря Сечина (в тот момент вице-премьера, курировавшего энергетику и возглавлявшего совет директоров "Интер РАО") было решено передать все не распроданные ранее госпакеты энергокомпаний. Позже в обмен на выпущенную допэмиссию "Интер РАО" приобрела контроль над ОГК-3 в дополнение к ОГК-1, полученной как непроданный госактив. Источник "Власти", знакомый с ситуацией на рынке генерации, резюмирует, что по факту концентрация генерации в руках государства приводит к завышению цены на строительство: "Если вы хотите посмотреть, какова реальная себестоимость генерации, то нужно смотреть годовые отчеты E.ON, Enel, Fortum. Тогда получится полное представление об эффективности генерации, потому что эти компании строили мощности по $1 тыс. за киловатт, а какая-нибудь госкомпания строила в Сочи по $3 тыс. за киловатт. И вот мы сразу получаем налог на неэффективность государственных инвестиций, потому что все генерирующие компании вроде "РусГидро", "Интер РАО" и так далее — это фактически государственные компании". В 1998 году Чубайс стал председателем правления РАО "ЕЭС России" и затеял масштабную реформу, которая изменила отрасль На момент начала реформы был прогноз по росту потребления в стране. Анатолий Чубайс рисовал график (среди энергетиков прозванный "крестом Чубайса") соотношения скорости вывода в силу устаревания генерирующих мощностей и роста потребления — эти две линии должны были пересечься. Планировали под 3-5% роста потребления каждый год. Сейчас потребление снижается (особенно это заметно в Сибири). Спрос на электроэнергию в условиях не лучшей экономической ситуации падает, а предложение растет за счет ввода новых мощностей. По данным НП "Совет рынка", превышение предложения над спросом при проведении конкурентного отбора мощности на 2015 год составит 15,7-17,7 ГВт. Инвестиционный цикл строительства генерации дольше, чем период реагирования экономики на плохие обстоятельства, люди быстрее закрывают предприятия, чем строятся электростанции. Станции продолжают строиться, а потребление падать. И расстояние между кривыми увеличивается все больше. Другая проблема, с которой столкнулся рынок,— это механизм закладывания в тариф всех издержек в целом по сегменту рынка, что связано с продажей электростанциями мощности. Мощность — это готовность к производству электроэнергии. То есть электростанция построилась, готова произвести, например, 100 МВт ч, и за эту готовность надо заплатить. Такая модель принята не на всех рынках — как правило, за границей платят только за электроэнергию. Но это повышает риски для электростанций. В итоге потребление электроэнергии падает, но мощность оплачивается полностью вне зависимости от того, каково потребление. Сейчас за счет мощности компании пытаются окупить все свои расходы после того, как генерация построена. Получается, количество мощности увеличивается, что в итоге отражается на тарифе, а нагрузка на потребителей с учетом падения потребления увеличивается. Сейчас в Минэнерго рассматривают программы по выводу старых электростанций для сокращения генерации, и к 2018 году планируется запретить эксплуатацию примерно 4 ГВт старых энергоблоков с низким КПД. "Я отключаюсь от сети, потому что я не хочу платить за "того парня"" В прошлом году правительство решило заморозить тарифы естественных монополий на 2014 год, а в 2015-2017 годах ограничить их рост инфляцией. Это обстоятельство привело к сокращению объема инвестиционной программы "Россетей" в финансовом выражении на 10% в 2014 году. Износ сетевого комплекса, по данным "Россетей", сейчас составляет порядка 66%. "Пришлось пересмотреть приоритеты при формировании инвестиционной программы",— подчеркивает первый заместитель генерального директора "Россетей" по технической политике Роман Бердников. Кроме того, приходится изыскивать средства на компенсацию расходов по предоставлению льготного тарифа в 550 руб. на присоединение к электрическим сетям объектов мощностью до 15 кВт. Садовые товарищества начали активно подключаться вне зависимости от того, потребляют ли садовые участки все заявленные 15 кВт или нет (в среднем на дом на практике достаточно 5-6 кВт). "Мы для потребителя прокладываем линию через весь поселок, а он платит 550 руб. Понятно, что 550 руб.— это определенная условность и этих денег на прокладку линии не хватит. Одна надежда на будущее электропотребление. У нас большой объем некомпенсируемых затрат, связанных с льготным присоединением. С 2009 по 2013 год сетевые компании потратили на технологическое присоединение льготных категорий заявителей 29,8 млрд руб., причем 15 млрд руб. из них найдены за счет внутренней эффективности и перераспределения средств с других объектов",— рассказывает Роман Бердников. "Можно по-разному относиться к энергетике, но нельзя спорить с законами физики. То есть во всем мире первичны законы физики, потом законы рынка, и потом популизм, социалка. У нас все идет от социалки",— комментирует инициативу со льготным подключением Александр Хуруджи, председатель правления НП территориальных сетевых организаций (ТСО) и один из разработчиков "дорожной карты" Агентства стратегических инициатив (АСИ) по повышению доступности энергетической инфраструктуры. Механизм take-or-pay, по словам экспертов, должен исправить ситуацию, то есть если потребитель заявил 15 кВт, то он должен платить, исходя из заявленной мощности, а не из потребления электроэнергии. Однако такая инициатива может отразиться на кошельке потребителя. Сейчас почти 60% в стоимости тарифа — это оплата передачи электроэнергии, сбыт — это 4-6% в стоимости электроэнергии, остальное — выработка. Превышение предложения над спросом при проведении конкурентного отбора мощности на 2015 год составит 15,7-17,7 ГВт В "Россетях" считают, что рост тарифа вызван тем, что в регионах увеличивается количество ТСО, которых на 85 субъектов приходится более 3 тыс. Из-за того, что при расчете тарифа учитывается выручка каждой компании, он растет вместе с ростом числа сетевых организаций. Поэтому в "Россетях" считают, что нужен региональный координатор ТСО. Еще одна причина роста тарифа — работа сбытовых организаций. "Это те организации, которые по законодательству отвечают перед потребителем за энергоснабжение, за надежность. При этом надежность, даже если захотят, обеспечить не смогут",— уверен Бердников. Сейчас сбытовые компании должны сетевым порядка 70 млрд руб. Это сумма, которой хватит всем распределительным компаниям на ремонтную программу нескольких лет. Кроме того, Бердников не понимает, зачем в принципе делать сбытовую надбавку в существующем объеме: "Можно дать половину этой сбытовой надбавки в сети, мы вполне можем выполнять функции сбытовых компаний. Для сетей это важно, потому что это гарантированный источник поступления денег для ремонтов. А главное, потребитель и реальный поставщик услуг энергоснабжения (сети) будут взаимодействовать напрямую, без посредников". Кроме того, на сети ложится бремя перекрестного субсидирования населения промышленными потребителями. Промышленность доплачивает за население примерно 250 млрд руб. в год. Однако, судя по всему, в Минэнерго учли затраты компании и внесли предложение в Минэкономразвития провести в 2015 году индексацию тарифов для "Россетей" на 4% выше уровня инфляции. Кроме того, источником дохода "Россетей" является новая система тарифообразования, по которой холдинг работает с 2010 года: RAB (regulatory asset base). Она позволяет учитывать возврат инвестиций в будущем. Сейчас по RAB управляется 72% портфеля активов "Россетей", ее введение в начале 2010-х годов увеличило инвестпрограммы "Россетей", что вызвало рост их доли в конечной цене на электроэнергию (по разным оценкам, до 45-55%). Из-за решений правительства о заморозке тарифов пришлось откладывать инвестиции, чтобы уложиться в низкие темпы роста долгосрочных RAB-тарифов. Отложенные инвестиции к 2017 году достигнут 168 млрд руб., и, чтобы их учесть без резкого роста тарифов, нужно продлить период RAB-регулирования до восьми-десяти лет, считают в холдинге. Потребители же работой сетевых организаций недовольны, и многие из-за проблем с подключением уходят на собственную генерацию. Из-за ненадежности подключения на рынке электроэнергетики наметился негативный тренд: предприниматели отключаются от сети и переходят на собственную генерацию. "Как я в итоге голосую? Я покупаю себе дизелек, который мне понятен, отключаюсь от сети, потому что я не хочу платить за "того парня", за мощности, которые мне не нужны. И я тогда совершенно спокойно сижу на собственном производстве",— рассказывает источник "Власти" в сфере электроэнергетики. Такая тенденция также повышает тариф, и выход крупных потребителей из системы автоматически перекладывает плату за мощность на оставшихся потребителей. Предпринимателей не устраивают цена, скорость и большое количество процедур по подключению к электросетям. В июне 2012 года распоряжением правительства была утверждена "дорожная карта" АСИ по повышению доступа к электроснабжению. "Когда мы писали "дорожную карту", была задача создать стимулы, чтобы не предприниматель бегал за сетевой компанией, а чтобы сетевая компания относилась к нему как к клиенту, который, приходя, дает ей дополнительные деньги. Сейчас у сетевой компании ощущение, что этот человек не дает ей деньги, а уносит",— рассказывает Хуруджи. Бердников же уверен, что "нынешняя "дорожная карта" в полном объеме отражает обязательства "Россетей", а вот обязательства потребителя прописаны недостаточно: "Точнее, на момент подготовки "дорожной карты" трудно было спрогнозировать все аспекты. Накопленный за время реализации опыт дает для этого все основания". Предпринимателей не устраивают цена, скорость и большое количество процедур по подключению к электросетям Несмотря на то что в рейтинге Doing Business в 2014 году по подключению к системе электроснабжения Россия поднялась со 188-го до 117-го места, предприниматели признают, что проблемы с подключением до сих пор есть. Сергей Упоров, предприниматель и владелец нескольких помещений, которые сдает в аренду, не может подключиться к сети уже год. Одно из своих помещений он собирался сдать в аренду Сбербанку и "Магниту". "У меня был заключен договор в октябре 2013 года на увеличение мощности. Я написал письмо в МОЭСК с просьбой подключения. Там очень быстро, хорошо выдают договор и техусловия, а потом начинаются всякие нюансы",— рассказывает он. Упорову нужно было подключение второй категории, а ему выдали третьей (всего категорий надежности три, разница в том, насколько быстро в случае аварийной ситуации неполадку исправят). "Мы заключаем дополнительное соглашение, которое влечет за собой увеличение стоимости в два раза. За 105 кВт вместо 700 тыс. руб.— 1,4 млн. Ну не объяснимая разница",— говорит предприниматель, добавляя, что при этом потребовать калькуляцию цены он не может, потому что просто затянет себе подключение. Упоров установил все щиты, распределительный узел учета, получил все акты и остался с договором, где написано, что в течение 20 дней ему должны подать напряжение. Это было 30 апреля. Но только 1 сентября начали выполнять работы, а напряжение должно быть подано 30 октября. "У меня с клиентами в договорах сидят штрафные санкции. То есть если я не подаю напряжение и клиент не может начать работу, то уже я начинаю ему платить, а не он мне. Со Сбербанком у меня был договор до сентября, но мне просто повезло: он сам протянул провод. А вот штраф "Магниту" я могу начать платить как раз в конце октября, если не подадут напряжение",— говорит Упоров. "Если у тебя право первой руки, возникает желание деньги задержать и посмотреть, что получится" "Сбыт — это два стула, стол и калькулятор" — примерно так описали деятельность сбытовых компаний опрошенные "Властью" эксперты. Сбытовых компаний на территории России около 3 тыс. Из них гарантирующих поставщиков (ГП) около 300: примерно 150 крупных ГП и 150 ГП на небольших изолированных территориях, не участвующих в оптовом рынке. Наталья Невмержицкая, председатель правления НП ГП и ЭСК, объясняет, что функций у сбытовых компаний много — это биллинг, формирование счетов, ведение баз данных и периодическая проверка приборов учета: "В некоторые российские села, куда так просто не добраться, сотрудники сбытовых компаний едут на автомобиле и даже на вертолетах летают, чтобы собрать деньги. Ошибочно полагать, что, если сбытовые компании перестанут существовать, цена понизится. Все равно придется набрать штат людей, которые будут выполнять функцию сбытовых компаний. Тот, кто обслуживает турбину, не будет ходить за деньгами к потребителю". По словам экспертов, все минусы реформы сосредоточены именно на розничном рынке. Максим Быстров из НП "Совет рынка" считает, что реальной конкуренции для розничных потребителей нет: "Сложно уйти от гарантирующего поставщика, поменять сбытовую компанию. В Европе это просто. Там это делается в достаточно сжатые сроки, потребитель может выбрать себе более удобную и дешевую сбытовую компанию". Билет в независимую сбытовую компанию может получить только достаточно крупный потребитель. То есть потребитель лишен экономических механизмов контроля своих расходов на электроэнергию, так как отсутствует необходимая инфраструктура на розничном рынке. Кроме того, растет количество неплательщиков. Задолженность потребителей перед сбытовыми компаниями сейчас приближается к 160 млрд руб. Основными неплательщиками являются водоканалы, теплоснабжающие организации, котельные и другие организации, которые просто невозможно отключить от электроснабжения. Кроме того, это предприятия ВПК, волгоградский завод "Химпром" (его долг более 7 млрд руб.— это самый крупный неплательщик в стране). В Минэнерго готовили законопроект, который позволяет частично решить эту проблему. Речь идет о том, чтобы требовать финансовые гарантии при передаче имущества. Дело в том, что такие неплательщики зачастую владеют муниципальным имуществом, проданным какой-нибудь организации, она начинает сдавать его в субаренду, и, таким образом, цепочка арендаторов меняется каждый год. То есть помещение сдается в аренду, копятся долги, и к концу года договор аренды расторгается, а имущество на следующий год передается следующим лицам. Садовые товарищества начали активно подключаться вне зависимости от того, потребляют ли садовые участки все заявленные 15 кВт или нет Из-за неплатежей потребителей возникает ситуация, при которой сбытовым компаниям просто неоткуда взять деньги. Банки не могут давать кредиты бесконечно, и поэтому, когда сбытовая компания не может кредитоваться в банках, возможно нарушение сроков расчета с сетями, потому что других источников для расчетов нет. "Сейчас на осеннюю сессию выносится закон, где планируется повысить штрафные санкции за неплатежи потребителей перед энергетиками и энергетиков друг перед другом до ставки, соответствующей потребительским кредитам. Это сделает кредитование потребителей у энергетиков и энергетиков друг у друга менее выгодным, чем банковское кредитование",— говорит Невмержицкая. На розничном рынке предусматривается введение системы финансовых гарантий, как на оптовом рынке. "Я в нее меньше верю, так как в случае, если фингарантия не предоставлена, последствия те же самые, как и в случае неоплаты. И в этой ситуации авторами закона предлагается просто еще одно основание для взимания административного штрафа (существенно меньшего, чем сумма неплатежей)", — рассказывает Невмержицкая. По словам экспертов, сама система располагает к изыманию средств. Сбытовые компании или гарантирующие поставщики — это те организации, через которые текут деньги во все остальные сегменты рынка. "Возникает желание, если у тебя право первой руки, эти деньги взять, задержать, посмотреть, что получится. Месяц, другой. По идее должны лишить статуса гарантирующего поставщика, а статуса не лишают,— рассказывает Хуруджи.— Сбытовые организации не вырабатывают и не передают электроэнергию — от того, что кто-то вырезал эту цепочку, ничего не произойдет. И деньги оказываются на счету какой-нибудь организации. И люди принимают решение сделать пирамиду, покупая каждую следующую сбытовую компанию за счет предыдущей. Приходят деньги, которые дальше выводятся в некую фирму Х. Потом они реинвестируются в покупку следующего актива. Почему я говорю, что это фатальная ошибка реформы? Потому что здесь у них заработок 2-3% всего. А если ты взял и со своего оборота удержал месяц, то получается, что, просто не заплатив два месяца на рынок и удержав эти деньги, ты можешь за это время полностью окупить всю покупку!" Самой известной историей стала ситуация с присвоением себе платы за электричество компанией "Энергострим", скупившей в 2008-2011 годах 18 сбытовых компаний в ЦФО и контролирующей 10% рынка электричества в стране. Она задолжала производителям и сетям 21 млрд руб., которые, как подозревают правоохранительные органы, были выведены владельцами в офшоры. Такая ситуация стала возможной, в частности, потому, что одно время законодательство предусматривало, что вся мощность оплачивается по индивидуальному собственному пику потребления потребителя. "Но графики накладываются, общий единый пик, по которому гарантирующие поставщики рассчитывались на рынке, был меньше, чем сумма того, что потребителю начислялось по обязательствам, и это создавало маржинальную доходность. В тот период сбытовые надбавки не так регулировались, как сейчас: не включались многие необходимые составляющие, поскольку они покрывались из маржинальных доходов",— рассказывает Невмержицкая. Эксперты признают, что реформу не доделали. Оптовый рынок отрегулирован, в то время как на розничном рынке, то есть на этапе передачи электроэнергии, "собрались все темные места системы". Кроме того, нужно еще раз детально проработать и проанализировать систему исходя из задачи обеспечения потребностей потребителя в стоимости, надежности и качестве электроснабжения. Проблема в том, что надо регулировать систему через призму долгосрочных потребностей именно потребителя, а не потребностей отрасли. "Сейчас в энергетике мы латаем дорогу, ведущую в никуда. Мы не знаем, к чему мы движемся, мы не написали для себя план и не обозначили, на какую точку должны выйти. Пока это какая-то движущаяся точка, которая меняется в зависимости от политической ситуации",— говорит Хуруджи. Кроме того, государство все время меняет правила игры. Опрошенные "Властью" эксперты отмечают, что оптовый рынок электроэнергии был либерализован в 2011 году, но до сих пор в секторе значительно присутствие государства. Федеральная служба по тарифам ежегодно устанавливает цены, причем эти цены не позволяют окупаться новой генерации. Поэтому задача государства сейчас — один раз установить правила игры и дальше требовать от участников рынка их соблюдения. Как работает оптовый рынок электроэнергии и мощности В ходе реформы были созданы оптовый и розничный рынки. На оптовом рынке, который регулирует НП "Совет рынка", поставщиками электроэнергии выступают генерирующие компании и импортеры электроэнергии. В роли покупателей — сбытовые компании (включая гарантирующих поставщиков, то есть организации, которые обязаны удовлетворить любую заявку по передаче электроэнергии), приобретающие электроэнергию с целью дальнейшей перепродажи конечным потребителям. Способов торговли электроэнергией в новой модели оптового рынка два — это свободные двусторонние договоры и рынок "на сутки вперед". В рамках свободных двусторонних договоров участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объемы поставки. Основой рынка "на сутки вперед" является конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. Если происходит отклонение от запланированных за сутки объемов поставки, участники покупают или продают их на балансирующем рынке. Особым сектором нового оптового рынка стала торговля мощностью. При продаже мощности у генераторов появляются обязательства по поддержанию их оборудования в нужном техническом состоянии и постоянной готовности к выработке электрической энергии. Стоимость мощности напрямую зависит от выполнения обязательств генерирующими компаниями, и у них появляется прямой финансовый стимул соблюдать все предъявляемые требования. Такие механизмы введены для страхования рисков снижения текущей надежности в работе энергосистемы. Для привлечения инвестиций заработала система договоров на поставку мощности (ДПМ). ДПМ были предложены как механизм решения проблемы дефицита генерирующих мощностей. Это механизм, который обеспечивает инвестору гарантию возврата инвестиций в строительство генерации. При этом строятся объекты именно в тех местах и именно с такими параметрами, которые нужны в энергосистеме. В целом по тепловой генерации заключены ДПМ с обязательствами по строительству и вводу генерирующих объектов общей мощностью 30 ГВт (все объекты планируется ввести до конца 2017 года). В отношении АЭС будет построено 9,7 ГВт новой мощности, ГЭС — 1,5 ГВт. По состоянию на август 2014 года в рамках ДПМ по итогам строительства и модернизации введено 18 тыс. МВт тепловых мощностей (общий прирост мощности — 14,5 тыс. МВт). По аналогичным договорам, обеспечивающим оплату мощности новых генерирующих объектов атомных станций и гидроэлектростанций, введено 75 МВт ГЭС и 2 тыс. МВт АЭС. "Без ДПМ, то есть без гарантии оплаты мощности и возврата инвестиций, инвесторы не готовы вкладываться. Пока только в единичных случаях",— говорит председатель правления НП "Совет рынка" Максим Быстров. Генеральный директор "Энел Россия" Энрико Виале отмечает, что нынешняя модель рынка мощности в России имеет хорошие фундаментальные основы, тем не менее она нуждается в определенной корректировке и доработке: "Для того чтобы компании имели возможность долгосрочного планирования инвестиций, необходимо проводить конкурентный отбор мощности не на год, а на четыре, как это и было предусмотрено. Кроме того, на рынке "на сутки вперед" необходимо создать возможности упрощения прямых контрактов между конечными потребителями и генерирующими компаниями".
Коментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.
