В конце нынешнего лета российские власти сделали то, чего от них немало времени ждали энергетики: рынок мощности стал долгосрочным. Если официально, то «с целью обеспечения в ЕЭС в России в целом и по отдельным ценовым зонам достаточного для удовлетворения спроса на электрическую энергию объёма генерирующей мощности на оптовом рынке осуществляется долгосрочный конкурентный отбор». Если точнее, то до 31 октября 2015 года должен быть проведён КОМ на 2016 год, а до 15 декабря – на 2017–2019 годы. Затем, начиная с 15 сентября 2016 года, будут ежегодно проводиться отборы на 2020, 2021, 2022 годы и так далее. Это важное нововведение, среди прочих, содержало принятое 27 августа постановление правительства РФ, по которому были изменены правила оптового рынка электроэнергии (мощности). 

Другим нововведением стала методика определения цены – модель наклонного спроса. В официальном документе её суть описана достаточно сложно, но на практике она довольно проста. Заданы границы – предельная стоимость и гораздо меньшая цена, при которой потребители готовы оплачивать всю предложенную в ценовой зоне рынка мощность. Через них проведена наклонная – эластичная кривая спроса. Итоговая цена зависит от предложения: чем оно больше и чем больше мощности прошло отбор, тем дешевле стоит мегаватт. Если стоимость не устраивает производителя электро­энергии, то он выводит мощность из эксплуатации – она дорожает, но потребитель оплачивает меньший объём. 

Границы правительство задало ещё в июле. Так, минимальная цена мегаватта для второй ценовой зоны оптового рынка, куда входит Сибирь, была установлена на уровне 150 тыс. рублей при спросе в 44,093 ГВт. Максимум достиг 210 тыс. рублей при спросе 39,369 ГВт. Для первой ценовой зоны – европейской части России с Уралом – предельные уровни, в свою очередь, составили 110 тыс. рублей (156,977 ГВт) и 150 тыс. рублей (140,158 ГВт). В таких рамках был проведён КОМ-2016, завершившийся в начале ноября. Ценовые пороги для объявленного следом отбора на 2017–2019 годы остались прежними, изменился только спрос. Так, для Сибири минимум на 2017 год составляет 39,839 ГВт, максимум – почти 44,62 ГВт. Для отбора на 2018 год эти значения установлены на уровне, соответственно, 40,308 ГВт и чуть менее 45,145 ГВт, на 2019 год – 40,626 ГВт и немногим более 45,501 ГВт. 

Согласовывать технические параметры генерирующего оборудования для участия в КОМ 2017–2019 годов Системный оператор Единой энергетической системы России (ОАО «СО ЕЭС») начал 2 ноября 2015 года. О завершении этой процедуры было объявлено 20 ноября. Энергокомпании Сибири заявили о том, что в 2017 году они будут располагать 41,28 ГВт генерирующих мощностей, которые могут быть учтены при проведении отбора. В 2018 году речь идёт о 41,437 ГВт, годом позже – о 41,325 ГВт. При этом не были учтены энергоблоки с давлением ниже 9 МПа с коэффициентом использования установленной мощности по итогам 2014 года не более 8%, которые выпущены более 55 лет назад. Ценовые заявки на продажу мощности Системный оператор принимал с 9 по 15 декабря. А на следующий день после того, как приём был прекращён, он опубликовал предварительные итоги отбора на 2017–2019 годы. В двух ценовых зонах оптового рынка наблюдаются диаметрально противоположные картины: в первой в 2017 году мощность незначительно подорожает, а затем подешевеет, во второй снижение цены сменится её повышением. Иными словами, через два года мегаватт в европейской части России и на Урале будет стоить 113,2 тыс. рублей (в 2016 году – 112,6 тыс. рублей), тогда как через три  года – 111 тыс. рублей, а через четыре – 110,5 тыс. рублей. В Сибири тоже произойдёт снижение цены: 181,8 тыс. рублей в 2017 году против 189,2 тыс. рублей в 2016 году. Затем стоимость мегаватта пойдёт в рост: 185,7 тыс. рублей в 2018 году и 190,3 тыс. рублей в 2019-м. При этом спрос несколько превышает предложение – были учтены энергоблоки, работающие в режиме вынужденной генерации, и переток электричества из европейской части России в Сибирь.