Времена, когда правила российского энергорынка менялись с незавидной регулярностью, остались в прошлом. Последнее значительное нововведение в той его части, которая касается торговли электричеством, было внедрено в 2015 году. Это выбор включённого состава генерирующего оборудования – механизм определения того, какой блок электростанции будет включён в ближайший день с учётом прогноза на два дня вперёд. Основная его цель заключается в том, чтобы с максимальной надёжностью и минимальными затратами покрыть электропотребление. Следствие – сдерживание цены на рынке на сутки вперёд, поскольку отбор не проходит более дорогое оборудование, работающее в режим вынужденной генерации. 

Устоялись в прошлом году и правила торговли мощностью. Они теперь базируются на модели наклонного спроса. Если упрощать, то она сводится к двум точкам – предельной стоимости мегаватта и гораздо меньшей цены, при которой потребители готовы оплачивать всю предложенную в ценовой зоне рынка мощность, и проведённой между ними эластичной кривой спроса, то есть наклонной. Сколько будет стоить мегаватт в каждой из двух ценовых зон рынка, зависит от предложения: чем оно больше и чем больше мощности прошло отбор, тем он дешевле. Если стоимость не устраивает производителя электроэнергии, то он выводит мощность из эксплуатации – она дорожает, но потребитель оплачивает меньший объём. По такому принципу проведён и конкурентный отбор мощности в 2015 году на 2016-й, и первый долгосрочный КОМ, рассчитанный на 2017–2019 годы. Действовал он и в нынешнем сентябре, когда был проведён отбор на 2020 год. 

Его итоги тоже говорят о стабильности: стоимость мегаватта во второй ценовой зоне оптового рынка электроэнергии (мощности), то есть в Сибири, через четыре года составит немногим более 190,5 тыс. рублей в месяц. Разница с ценой на 2019 год – 231 рубль. «Причина понятна, – рассуждает заместитель генерального директора по продаже энергоресурсов ПАО «Иркутскэнерго» Максим Матвеев. – Российская экономика находится в состоянии вялотекущей неопределённости: где-то есть спад, но в отдельных отраслях наблюдается рост, связанный с импортозамещением и работой на экспорт. Я бы не сказал, что это ещё стагнация, но однозначно нельзя говорить и о росте. В энергетике тоже некая стабилизация: мы второй или третий год не фиксируем ни спада, ни существенного увеличения электропотребления. Большинство наших потребителей в значительной степени интегрированы в мировую экономику, но мы не видим тенденций к увеличению спроса на их продукцию и они не увеличивают потребление энергии, поэтому нет необходимости менять модель рынка – цена не меняется в силу действующих рыночных механизмов».

Данные Федеральной службы государственной статистики говорят о том, что за январь–октябрь 2016 года промышленное производство в России выросло лишь на 0,3% по сравнению с десятью месяцами 2015 года (при этом в прошлом году произошёл спад на 3,4%). Положительную динамику обеспечила добыча полезных ископаемых, при этом в обрабатывающих производствах и генерации электроэнергии, газа и воды с их распределением продолжается уменьшение объёма выпускаемой продукции. На этом фоне растёт электропотребление. Так, в целом по России за 11 месяцев нынешнего года оно увеличилось на 1,3% по сравнению с январём–ноябрём прошлого года и приблизилось к 950 млрд кВт-ч. Прибавка в Иркутской области, после продолжавшегося несколько лет постепенного спада, за то же время составила те же 1,3%, но суммарный объём меньше – около 48 млрд кВт-ч. Рост электропотребления в объединённой энергосистеме Сибири – 1,8%, до 187,1 млрд кВт-ч. При этом местные станции произвели свыше 186,9 млрд кВт-ч – на 3,1% больше, чем год назад. 

Различия кроются и в структуре выработки. Маловодье в бассейне Байкала, усилившееся в 2014 году и достигшее пика в 2015-м, и с точки зрения производства электроэнергии продолжает негативно влиять на работу Ангарского каскада ГЭС, однако на Енисее наблюдается противоположная ситуация. В итоге в целом по Сибири выработка гидроэлектростанций по сравнению с 11 месяцами прошлого года выросла на 13,3% и практически достигла 92,14 млрд кВт-ч. Оставшиеся 85,7 млрд кВт-ч выдали тепловые станции, производство на которых сократилось на 6,2%. Это не замедлило сказаться на оптовой стоимости электричества в сторону её уменьшения. Если брать индекс равновесных цен в Сибири, который публикует ассоциация «НП Совет рынка», то в среднем за прошедшие 49 недель 2016 года он составил около 85 копеек за кВт-ч, тогда как в среднем за 2016 год достиг 90,3 копейки за кВт-ч. «На стоимость мощности влияние тоже есть, но не столь значительное, – добавляет заместитель генерального директора по продаже энергоресурсов «Иркутскэнерго». – При недостаточных запасах воды располагаемая мощность снижается, что уменьшает предложение. Но это снижение не настолько существенное, как сокращение выработки электроэнергии. А в части цены электроэнергии влияние велико. Если выработка на ГЭС восстановится в следующем году, киловатт-час на рынке может в среднем за 12 месяцев подешеветь процентов на десять». Однако об этом говорить преждевременно – Иркутская ГЭС по-прежнему работает при минимальных сбросных расходах, что влияет на другие станции Ангарского каскада. А уровень Байкала, по всей видимости, к весне вновь опустится ниже отметки 456 м в Тихоокеанской системе высот, которую правительство РФ установило в качестве минимально допустимой при «осуществлении хозяйственной деятельности» на берегах озера.

В существующих условиях «Иркутскэнерго» демонстрирует примерно ту же выручку, что и год назад – 59,25 млрд против 59,33 млрд рублей. Но чистая прибыль, напротив, выросла с 9,12 млрд до 12,03 млрд рублей. «Безусловно, мы зависим от конъюнктуры продаж, но в компании ведётся постоянная работа по снижению издержек, – объясняет Матвеев такие результаты. – Эффект связан именно с ней. Работа по оптимизации бизнеса не останавливалась и в дальнейшем будет только развиваться».