Газовый рынок: конкуренция, динамика, ключевые проблемы развития

В тон европейским нововведениям Россия проводит либерализацию собственного газового рынка. Создание первого российского газового индекса позволило ввести биржевую торговлю и снизить уровень цен биржевых контрактов до 9,8% в сравнении с традиционными регулируемыми формами. В дальнейшем это может привести к привязке долгосрочных газовых контрактов к биржевым индексам и постепенному отказу от регулируемых цен, прогнозируют эксперты Аналитического центра при правительстве РФ в новом выпуске энергетического бюллетеня.

Это помогло бы газовой отрасли преодолеть стагнацию и сделать российский газ более конкурентоспособным на мировом рынке, хотя по сравнению с уровнем развития газовых индексов других стран российская площадка при положительной динамике находится только на начальной стадии конкурентного формирования.

Помочь России с освоением всех возможных технологических форм получения энергии и созданием нишевого ответвления энергетического рынка может добыча метана угольных пластов. Основные перспективы здесь связаны с разработкой месторождений Кузбасса: если опыт будет признан успешным, он позволит совмещать работы по добыче угля и добыче газа, одновременно делая их более безопасными для шахтеров. С другой стороны, как считают эксперты, нельзя ожидать, что такое узкое направление при наличии значительных запасов традиционных углеводородов и в условиях жесткой мировой конкуренции станет для России  ключевым.

Европа в отношении газовой политики идет дальше и постепенно вытесняет механизмы нефтяной индексации, заменяя их ценообразованием на основе конкуренции «газ-газ» на газовых хабах. Баланс между механизмами ценообразования в разных европейских регионах пока выстраивается неравномерно, считают эксперты. Однако и этот фактор, по их мнению, можно расценивать как часть положительной динамики: он доказывает, что свободное переключение  между режимами цен вполне реально, и в его условиях движение от одних методов к  другим свидетельствует именно об успешной, непрерывно действующей конкуренции. При отсутствии ценовой дискриминации крупным производителям газа, лидировавшим при прежнем рынке, для сохранения позиций необходимо подтвердить надежность поставок и их финансовую доступность перед потребителями.

Оставаясь одним из крупнейших мировых экспортеров энергоресурсов, Россия в Энергостратегии до 2035 года делает ставку на серьезное наращивание экспорта газа на азиатский рынок, а не в Европу. Увеличение поставок должно стать 9-кратным, в то время как планируемый прирост европейского экспорта составит лишь 10%. Однако, судя по национальным стратегиям Японии и Китая, потребление энергии в этих странах будет расти не так быстро, как ожидает Россия, что создает определенные риски и принуждает к дополнительному анализу будущего экспорта из России на Восток.

При падении цен на нефть и газ в мире постепенно должно складываться новое равновесие в результате межтопливной конкуренции и выигрыша поставщиков с низкими издержками или высокой рентабельностью, чей бизнес основан на использовании старых месторождений или на новых инвестициях.

На оптовых рынках ЕС растет доля объемов газа, продаваемых на конкурентных условиях, но это сложный процесс, достигший некоторой степени зрелости. Долгосрочные газовые контракты с нефтяной индексацией имеют свои преимущества, и дальнейшее развитие тенденций в этой сфере при умеренных ценах сложно предсказать. Начальная стадия конкурентного рынка газа в России отражает проблемы его формирования, но постепенно возрастет доля «конкурентного» газа. Это потребует прояснения условий доступа на рынок независимых поставщиков при непременном покрытии расходов на поддержание системы транспортировки газа.

Россия имеет огромный потенциал почти по всем видам природных ресурсов, особенно энергетических. Развитие новой отрасли — добычи метана угольных пластов — потенциально может быть рентабельно и создавать занятость там, где сложно развивать добычу угля. В любом случае России как одному из крупнейших экспортеров энергии в мире полезно обладать всеми реалистически возможными технологиями получения энергии.

Крупные азиатские импортеры энергии столкнулись с растущей зависимостью от импорта и проблемой выбросов парниковых газов. Япония и Китай пытаются планировать экономический рост и потребление энергии в рамках национальных стратегий, основанных на сложном комплексе целей, экологических и политических ограничений. Потребление энергоресурсов в этих странах будет расти, но не так быстро, как ожидалось еще недавно. Масштабное инвестирование в будущий экспорт из России на Восток, видимо, необходимо, но несет определенные риски и требует аккуратного анализа перспектив и сроков, отмечает главный советник руководителя Аналитического центра профессор Леонид Григорьев.

В начале июня цены на нефть марок WTI и Brent превысили отметку 51 долл./барр., однако к середине месяца вновь упали из-за опасений инвесторов по поводу возможности выхода Великобритании из состава Евросоюза, а также роста числа нефтяных буровых установок в США.

В июне 2016 г. спотовые цены на природный газ в Европе продолжили рост. В начале июня сократились трубопроводные поставки газа из Норвегии из-за плановых технических работ на шельфовых месторождениях, а в середине месяца снизилась интенсивность импортных поставок СПГ. Цены на уголь в Европе вслед за ценами на газ также росли второй месяц подряд. Цены на газ в США в июне демонстрировали уверенный рост в ожидании летнего роста спроса из-за жаркой погоды.

Добыча и потребление нефти в мире: изменение доли ОПЕК в мировой добыче и доли ОЭСР в мировом потреблении

В июне МЭА повысило прогноз мирового спроса на нефть в 2016 году до уровня 96 млн барр./день, что на 1,3 млн барр./день больше результата 2015 года. Также в 2016 году МЭА ожидает сокращение предложения нефти со стороны стран, не входящих в
ОПЕК, на 0,2 млн барр./день, основной вклад в которое внесут США.

Одним из первых шагов на пути к либерализации внутреннего газового рынка России стал запуск газового индекса на Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже в октябре 2014 г.

Объем биржевых торгов газом за январь — май 2016 г. увеличился в 5 раз по сравнению с аналогичным периодом в 2015 году. Несмотря на положительную динамику, российская газовая площадка находится на начальной стадии формирования конкурентного рынка по сравнению с уровнем развития газовых биржевых индексов в некоторых развитых странах (например, индекса Henry Hub в США и NBP в Великобритании): у российского индекса остается ряд ключевых проблем, тормозящих дальнейшее развитие биржевой газовой торговли в России.

24 октября 2014 г. на площадке Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой биржи (СПбМТСБ) была запущена биржевая торговля газом и создан первый российский газовый индекс. Его открытию предшествовало постановление Правительства Российской Федерации от 16.04.2012 № 323, в котором затрагивались вопросы регулирования цен на газ на внутреннем рынке, доступа к газотранспортной и газораспределительной системе «Газпрома» (ГТС), а также реализации торгов природным газом на сырьевой бирже. Биржа должна способствовать решению двух долгосрочных задач российского внутреннего газового рынка: постепенная замена регулируемых цен на биржевые в долгосрочных контрактах и, как следствие, достижение равнодоходности поставок в разные регионы и частичная отмена перекрестного субсидирования; создание прозрачной системы формирования транспортного тарифа, который в настоящее время устанавливается ФАС России на основе затратного метода (путем анализа отчетности ПАО «Газпром»). Переход к прозрачному формированию транспортного тарифа и постепенная замена регулируемых цен на биржевые могли бы стать факторами преодоления стагнации газовой отрасли, ее поступательного развития в долгосрочном периоде и повышения конкурентоспособности российского газа на внешних рынках.

Торги ведутся на трех базовых пунктах (станции «Надым», «Вынгапуровская» и «Южно-Балыкская») с условиями поставки «на следующий месяц» и «на следующий день». В 2015 году объем торговли газом на бирже достиг приблизительно 2% общих продаж всего внутрироссийского рынка. За два года функционирования биржевой торговли газом она стала охватывать 38 из 85 регионов России. На бирже представлено четыре поставщика: «Газпром» и три независимых поставщика газа (НПГ) — «Роснефть», НОВАТЭК и «Лукойл». Численность покупателей с октября 2014 г. по май 2016 г. выросла с 8 до 52.

С начала торгов природным газом на бирже в октябре 2014 г. биржевые цены остаются ниже цен внебиржевых договоров, регулируемых ФАС России. Так, по данным СПбМТСБ на май 2016 г., в среднем по России разница уровня цен на приобретаемый газ между регулируемыми и биржевыми контрактами составила 9,8%. Сохранение данной ситуации способствует росту спроса на биржевые контракты, что в дальнейшем может привести к привязке долгосрочных газовых контрактов к биржевым индексам и постепенному отказу от регулируемых цен.

Конкуренция на рынках газа Европы: к новому равновесию

В мае 2016 г. Международный газовый союз (МГС) в ежегодном докладе о ценообразовании на газовых рынках показал: по итогам 2015 года доля газа, продаваемого в Европе на условиях конкурентного ценообразования на оптовом рынке, возросла менее чем на 3 п. п. (с 61 до 64%). По сравнению с предшествовавшими темпами (за 2013–2014 годы прирост составил более 16 п. п.) можно говорить о ее стабилизации. Это не означает остановки развития конкуренции на газовом рынке ЕС: торговля по контрактам с нефтяной индексацией теперь отстаивает свое право на жизнь в конкурентной среде. Но достигнутые успехи ограничиваются недостаточным развитием розничных рынков. Одной из важнейших тенденций на европейских оптовых рынках газа последних лет было активное вытеснение доминировавших ранее механизмов ценообразования, прежде всего нефтяной индексации (в том числе из-за большой роли долгосрочных контрактов «Газпрома» именно с таким механизмом), за счет развития ценообразования на базе конкуренции «газ-газ» на газовых хабах.

Целевая модель рынка газа для Европы подразумевает доминирование этого механизма ценообразования, и он преподносится европейскими регуляторами как залог честной конкуренции поставщиков на оптовом рынке газа. В середине 2000-х годов доля подобного конкурентного ценообразования соответствовала примерно 15% европейского потребления газа, но уже тогда наметился активный тренд развития этого механизма за счет роста предложения новых поставщиков и изменений европейского регулирования. Особенно сильно эта тенденция проявилась после 2010 года, когда за 4 года доля ценообразования на хабах в европейском потреблении газа возросла примерно на 25 п. п. при аналогичном сокращении продаж по нефтяной индексации. Хотя перевод продаж на хабы с использованием биржевых механизмов торговли затрудняет (или даже делает невозможной) ценовую дискриминацию, а, следовательно, может снизить рентабельность укоренившихся на рынке производителей, его эффекты в длительной перспективе для тех же производителей можно оценить и довольно позитивно. В условиях активизации межтопливной конкуренции, при поддержке ВИЭ со стороны европейских властей, крупным производителям газа необходимо зафиксировать высокую надежность поставок и их финансовую доступность перед потребителями, и хорошим сигналом для этого как раз и служит активное развитие конкуренции на базе нового механизма ценообразования.

Замедление развития ценообразования на основе конкуренции «газ-газ» в 2015 году было неравномерным и обуславливалось разными причинами. Ранее основным источником опережающего развития торговли на хабах были страны Северо-Западной Европы (в частности, Германия, Великобритания, Нидерланды по классификации МГС). Но к 2015 году доля такой торговли в их потреблении газа уже достигла более 90%, и дальнейшее повышение приостановилось. Приближение к оптимальному уровню развития газового рынка в этом регионе, объединяющем большинство крупнейших потребителей, подтверждает и анализ корреляции между спотовыми ценами на важнейших хабах.

Следовательно, региональный рынок фактически стал вполне интегрированным, что существенно улучшает конкурентную среду на нем и препятствует манипуляциям.

Сложнее всего в этом плане положение в Юго-Восточной Европе, но там важнейшим механизмом ценообразования на оптовом рынке все еще остается государственное регулирование, а не нефтяная индексация. В странах Балтийского региона доля ценообразования на основе конкуренции «газ-газ» все еще мала (10–15%), но она быстро росла, в том числе и в 2015 году. В Центральной Европе и в Средиземноморском регионе уже наблюдается значительное и быстрое вытеснение механизма нефтяной индексации спотовым ценообразованием на газ на хабах (с 10–20% в 2010 году до 30% в Средиземноморье и 50% в Центральной Европе в 2014 году), однако и в этом случае в 2015 году было зафиксировано замедление данного процесса. Но важно, что оно имеет объективные экономические причины: поскольку при нефтяной индексации во время снижения цен на нефть вслед за ними с некоторым лагом двигаются цены на газ, падение цен на нефть 2014–2016 годов может сделать цены газа с привязкой к нефти более конкурентоспособными.

Динамика быстрого изменения структуры оптового ценообразования в предыдущие периоды на этих рынках, как и на рынках Северо-Западной Европы, подтверждает, что переключение между режимами цен вполне возможно. Поэтому замедление отхода от нефтяной индексации в пользу спотового ценообразования на хабах вполне можно объяснить и тем, что первая отстаивает свои позиции в ходе конкурентной борьбы поставщиков; а с учетом вероятного сохранения низких нефтяных цен в среднесрочном периоде текущее соотношение способов ценообразования может сильно не меняться.

В пользу значительных достижений в части развития конкуренции на оптовых рынках газа свидетельствует и то, что уровень индексов концентрации поставщиков на рынках развитой Европы (Европы-ОЭСР), если включать в их число Нидерланды и Норвегию, вот уже несколько лет после мирового кризиса можно квалифицировать как умеренный. Например, значения индекса HHI (рассчитанные по долям стран-импортеров), как правило, находятся ниже 1800 и потому соответствуют умеренному уровню концентрации по стандартам Департамента юстиции США, а доля трех крупнейших поставщиков не превышает 70%.

В связи с этим тревоги по поводу ослабления конкуренции на оптовом газовом рынке Европы можно считать преждевременными, хотя в любом случае работа по завершению формирования правовой базы единого рынка газа, в частности по сетевым кодексам, должна быть оперативно завершена.

Даже лучшие практики по реформированию оптового рынка газа могут иметь ограниченный успех, если они будут сопровождаться дисбалансами на розничных рынках, мешающих транслировать потребителю доступные цены и иные преимущества конкуренции. О недостатке конкуренции на этом уровне сигнализирует и Ассоциация европейских энергетических регуляторов (ACER) в докладе 2015 года. По ее данным, в 20 из 25 стран ЕС, отчитавшихся о состоянии национальных розничных рынков газа, доля трех крупнейших продавцов на розничных рынках до сих пор превышает 70%. Конечно же, проблемы регулирования розничного рынка, особенно для небогатых членов ЕС, связаны с социальными аспектами и не имеют тривиального решения. Но сохранение дисбалансов в этой сфере — не только в газовом, но и в электроэнергетическом секторе — при акценте на развитие конкуренции крупных поставщиков на оптовом рынке может привести к тому, что выбор розничных потребителей не будет отражать те преимущества, которые должен по идее предоставить им обновленный рынок газа ЕС.

Перспективы развития промышленной добычи метана угольных пластов в России

До 1990-х годов метан угольных пластов (далее — МУП) в России рассматривался лишь в качестве попутного полезного ископаемого, осложняющего процесс добычи угля. Оценка содержания метана на исследуемых объектах проводилась лишь с целью построения прогноза газообильности будущих шахт, ресурсы метана не оценивались. Однако уже в 2000-х годах работы в данном направлении активизировались: была проведена оценка российских ресурсов МУП и начаты экспериментальные работы по добыче МУП в Кузбассе. В результате в 2011 году МУП был внесен в Общероссийский классификатор полезных ископаемых, что фактически ознаменовало появление в ТЭК новой отрасли по освоению этого нетрадиционного вида углеводородов. Освоение метаноугольных месторождений в России вряд ли будет носить массовый характер, но МУП вполне сможет занять свою нишу в ТЭК (удовлетворение потребностей в газе угольных промыслов и близлежащих потребителей).

МУП: «новое старое» полезное ископаемое МУП представляет собой форму природного газа, содержащегося в угольных пластах. Выделяют два способа добычи МУП — шахтный и скважинный. Первый способ является неотъемлемой частью процесса подземной добычи угля — это дегазация шахт (как правило, принудительная вентиляция, при которой улавливаются лишь незначительные объемы метана, используемые для собственных нужд угледобывающих промыслов) с целью снижения риска взрыва.

Второй способ представляет собой самостоятельную промысловую добычу, подразумевающую применение специальных технологий интенсификации газоотдачи угольных пластов. При этом появляется возможность обеспечить сырьем не только собственные потребности, но также потребности близлежащих предприятий или потребителей всего региона. Как правило, для интенсификации газоотдачи угольных пластов используются технологии гидроразрыва пласта (далее — ГРП). В последнее время, в связи с удешевлением работ, все чаще используются технологии наклонно направленного и горизонтального бурения.

Все угольные бассейны России можно разделить на пять групп: наиболее перспективные; перспективные, малоперспективные; перспективные с учетом внедрения новых технологий; бесперспективные. Основными критериями отбора угольных бассейнов служат ресурсная база, геологические условия (газоносность и проницаемость угольных пластов), а также наличие крупных потребителей газа в непосредственной близости от места добычи. Так, к наиболее перспективным относят Кузнецкий и Печорский бассейны, удовлетворяющие всем основным критериям отбора, а к перспективным — Донецкий, Южно-Якутский, Зырянский и Буреинский бассейны, которые характеризуются наличием ограничений по запасам МУП либо отсутствием поблизости крупных потребителей газа.

Кузбасс является крупнейшим из наиболее изученных метаноугольных бассейнов не только в России, но и в мире. Вкупе с существенной сырьевой базой, а также наличием других благоприятных условий это создает возможность организации промышленной добычи МУП как самостоятельного полезного ископаемого. Экспериментальные работы и опытно-промышленная добыча В 2003 году «Газпром» (ООО «Газпром добыча Кузнецк») совместно с администрацией Кемеровской области приступил к реализации проекта по оценке возможности промышленной добычи метана из угольных пластов в Кузбассе.

Основные работы ведутся на двух наиболее перспективных метаноугольных промыслах — Талдинской и Нарыкско-Осташкинской площадях. На Талдинской площади в 2005 году был создан экспериментальный полигон, на котором были отработаны технологии бурения метаноугольных скважин и их освоения, а также интенсификации притока метана, что в свою очередь позволило подготовить методики подсчета запасов МУП.

В феврале 2010 г. на Талдинской площади был запущен первый в России промысел по добыче угольного газа. Создана система утилизации МУП: работают две газопоршневые электростанции суммарной мощностью 2 МВт, стационарная и передвижная автогазозаправочные станции, осуществлен перевод 50 автомобилей на компримированный газ, рассматривается возможность строительства установки по сжижению газа (для заправки карьерных самосвалов и поставок потребителям, удаленным от газотранспортной системы). Кроме того, проведены обширные геологоразведочные работы, по результатам которых подсчитаны и утверждены (в Госкомиссии по запасам полезных ископаемых, далее — ГКЗ) запасы МУП Талдинской (74 млрд куб. м) и Нарыкско-Осташкинской (130 млрд куб. м) площадей.

Утверждение проводилось на основе методики подсчета запасов, разработанной компанией «Газпром промгаз» и согласованной ГКЗ. Результаты геологоразведочных работ, а также сопутствующих НИОКР позволили начать работу над технологической схемой опытно-промышленной разработки Нарыкско-Осташкинской площади. Барьеры и перспективы развития промышленной добычи МУП в России Барьеры Основной сдерживающий фактор масштабного освоения ресурсов МУП в России — наличие в стране значительных запасов традиционных углеводородов. Такая ситуация вместе с низкими дебитами метаноугольных скважин — параметрами, которые характеризуются высокой изменчивостью и низкой прогнозируемостью, — негативно сказывается на экономической целесообразности промышленного освоения большинства метаноугольных месторождений.Кроме того, на рентабельность добычи МУП влияют такие параметры как газоемкость угля, проницаемость угля.

Еще одним фактором, сдерживающим добычу МУП в России, выступает отсутствие развитой базы нормативных документов, необходимых для проведения работ по освоению метаноугольных месторождений, в частности геологоразведочных работ и геолого-экономической оценки. Существует лишь комплекс корпоративных документов (ПАО «Газпром»), требующий «легализации» в масштабах всей страны. Необходима также разработка новых нормативных документов.

Основные перспективы промышленной добычи МУП в России связаны с разработкой метаноугольных месторождений Кузбасса. Стабильный уровень добычи МУП, который планируется достигнуть в Кузбассе к 2025 году — 4 млрд куб. м в год, — позволит полностью заместить поставки природного газа, осуществляемые в Кемеровскую область по газотранспортной системе России с месторождений Западной Сибири.

Дальнейшее увеличение добычи МУП в Кузбассе позволит частично заместить потребление угля в области, что будет способствовать улучшению экологической ситуации в регионе (МУП характеризуется низким содержанием тяжелых углеводородов и отсутствием вредных газов, например сероводорода). В случае успеха опыт добычи МУП в Кузбассе может быть использован при освоении других метаноугольных бассейнов России, в первую очередь для обеспечения собственных нужд (топливо для производства электрической и тепловой энергии, а также автотранспорта, что в свою очередь позволит снизить себестоимость добычи угля) и решения локальных проблем энергодефицитных районов. Последние в случае отсутствия более дешевых альтернатив могут потребовать применения различных мер государственной поддержки развития МУП на их территории.

Кроме того, перспективным направлением добычи МУП может стать комплексное освоение метаноугольных месторождений — совмещение работ по добыче газа и добыче угля на разных горизонтах при помощи наклонно направленных скважин и скважин с горизонтальным окончанием. Это позволит решить важнейшую задачу обеспечения безопасности шахтеров путем заблаговременной дегазации угольных пластов до начала горных работ.

Китай и Япония — важные потребители российских углеводородов, значение которых для России будет расти, — весной 2016 года приняли базовые стратегические документы, затрагивающие их энергетическую политику.

Амбициозные цели Китая по развитию «чистой» энергетики и низкоуглеродной экономики, а также реформа рынка СПГ в Японии могут вызвать затруднения для реализации потенциала российского экспорта в эти страны.

Проект Энергостратегии России на период до 2035 года предполагает двухкратное увеличение экспортных поставок нефти и девятикратное — поставок газа на азиатский рынок до конца периода (для сравнения, увеличение поставок газа в Европу прогнозируется только на 10%).

Рост экспорта газа ожидается за счет трубопроводных поставок в Китай и развития торговли СПГ с другими азиатскими странами. В 2013–2015 годах 80% российского экспорта СПГ приходилось на Японию. Более того, в 2015 году на Японию и Китай в сумме пришлось 15% экспорта российской нефти. Недавно принятые стратегические документы этих стран вносят неопределенность в перспективы торговли энергетическими ресурсами с ними. 13-й пятилетний план экономического и социального развития КНР, опубликованный в марте 2016 г., затрагивает основные секторы экономики страны, в том числе ТЭК. Среди общих положений следует отметить курс на энергосбережение, «чистую» энергетику (солнечную, ветровую и атомную) и низкоуглеродную экономику, К 2020 году планируется увеличение мощностей атомной генерации до 58 ГВт (и 30 ГВт в незавершенном строительстве), солнечной — до 160 ГВт и ветровой — до 250 ГВт.

Переход к новой системе налогообложения нефтяной отрасли не произойдет в 2016 году
 
Минфин России прорабатывает конфигурацию нового нефтяного налога, который будет отличаться от предложенных ранее изменений налоговой системы в нефтяной отрасли. Так, уже около двух лет Минэнерго России и Минфин России с активным участием нефтяных компаний обсуждают переход на новый принцип налогообложения нефтяной отрасли — от налогообложения добычи полезных ископаемых к налогообложению финансового результата. Ранее обсуждалось две конфигурации — налог на финансовый результат (предложение законодательного собрания ХМАО-Югры, концептуально поддержанное Минэнерго России) и налог на дополнительный доход (предложение компаний), которые отличались как объектами налогообложения (старые или новые месторождения), так и налоговыми ставками. Их общее и принципиальное отличие от действующей системы налогообложения — возможность учета сложности добычи на разных месторождениях (через налогообложение прибыли и учет издержек).

Эта проблема решается многообразием введенных льгот для трудноизвлекаемых запасов нефти, шельфовых месторождений и т. д., что делает систему достаточно сложной и зачастую снижает обоснованность вводимых льгот. В настоящее время детали «нового нефтяного налога» неизвестны, но можно сделать вывод о том, что реформы в налоговой системе в нефтяной отрасли в 2016 году скорее всего не случится. Электроэнергетика Модель рынка электроэнергии в России вновь хотят доработать. В Минэнерго России дорабатывают модель функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Основная задача — привлечение на ОРЭМ розничных потребителей, которые смогут покупать электроэнергию на оптовом рынке при заключении с генераторами свободных долгосрочных договоров. Это должно привести к росту конкуренции в электроэнергетике. Предполагается, что такие контракты будут заключаться на 3–5 лет, а цены будут договорными. Ожидается, что новая система заработает с начала 2018 года.

В настоящее время доступ к ОРЭМ имеет ограниченное число квалифицированных участников (гарантирующие поставщики (ГП), другие энергосбытовые компании, крупные промышленные предприятия, сетевые компании и генераторы); розничные потребители не имеют прямого доступа к ОРЭМ и должны покупать электроэнергию у ГП или других энергосбытовых компаний, что значительно сокращает их возможности по выбору поставщика.