Север и рынок. 2014, N 5.

не имеется универсального (оптимального) способа организации рынка мощности; в- третьих, обеспечение сбалансированности спроса и предложения на энергоресурсы в рамках отдельных энергосистем не всегда может быть обеспечено исключительно на рыночных принципах. Необоснованно высокие инвестиционные затраты приводят к избыточности генерирующей мощности (товара инвестиционного рынка), что, в свою очередь, на потребительском рынке вызывает избыточный рост тарифов. Все методы установления тарифов основаны на необходимой валовой выручке (НВВ). Принятая модель ценообразования с использованием договоров о предоставлении мощности (ДПМ) ориентирована на защиту устойчивости (гарантии прибыльности) бизнеса собственников электростанций даже в условиях избытка мощности: - построенным энергоблокам гарантируется приоритетная загрузка после ввода в эксплуатацию; - платежи потребителей за электроэнергию обеспечивают не только возмещение затрат на производство, но и ускоренную амортизацию капитальных вложений (15 лет вместо 35), а также прибыль на капитал, рассчитанную исходя из ставки 14% годовых; - рост цены на органическое топливо (условно-переменные затраты) автоматически и в полной мере возмещается потребителями (маржинальная нерегулируемая цена), существенно увеличивая прибыльность ГЭС; - электростанции, не прошедшие конкурентный отбор мощности (КОМ), но продолжающие работать в вынужденном режиме, получают компенсации всех затрат с рынка мощности; - цена для всех электростанций устанавливается на уровне цены самого затратного генерирующего объекта, получившего допуск к выработке электроэнергии, обеспечивая дополнительную доходность АЭС и ГЭС. RAB-тарифы в российской действительности, в самом деле, оказались привлекательными для инвесторов, однако потребители столкнулись со значительным ростом тарифов без какой-либо надежды на их снижение в долгосрочной перспективе. Такая модель рынка привела к неудержимому росту тарифов. В конце 2012 года российские внутренние цены на электроэнергию в промышленности сравнялись с ценами в США, что тормозит модернизацию нашей экономики и снижает ее конкурентоспособность. При реформировании единой системы энергетики и установлении новых рыночных правил не в полной мере учитывался пространственный аспект российской экономики. Например, энергетический комплекс Мурманской области отличается, с одной стороны, наличием избыточных мощностей, обусловленным недостаточной связью с Объединенной энергосистемой Северо-Запада, и, с другой стороны, повышенными требованиями к снижению удельного энергопотребления (высокая структурная энергоемкость валового регионального продукта - ВРП). Основными инвестиционными рисками реализации проектов повышения энергоэффективности в Мурманской области являются: высокая структурная электроемкость региональной промышленности; дисбаланс в затратах на топливо и доходах от продажи тепловой энергии; снижение ее потребления в промышленном секторе; задолженность (текущая и накопленная) потребителей; задолженность теплоснабжающих организаций за поставленную электроэнергию. Подключенная тепловая нагрузка почти вдвое меньше установленной мощности источников централизованного теплоснабжения Мурманской области (значительный избыток генерирующих мощностей), т.е. наблюдается крайне низкое значение КИУМ. На котельные малой мощности (до 25 Гкал/ч), количество которых составляет почти 70% от общего количества источников теплоснабжения, приходится всего 7,5% общей выработки тепловой энергии также с очень низким значением КИУМ. Имея избыточную энергосистему, Мурманская область ежегодно ввозит почти 2 млн. т топочного мазута. 74