Please reload

Недавние посты 

Цены на мощность: почему Россия не Америка

 

Пока на российском рынке все по-старому – продолжаем продолжать в рамках очередного помпезного мероприятия для себя любимых,  - мы, по традиции, изучаем различные материалы, в т.ч. иностранные, включая модные ныне НДТ- в смысле наилучшие практики, а не НТД - научно техническую документацию. Но и документы тоже - например презентации и  доклады с форумов и совещаний наших отечественных акторов, порой не очень публичных, благо и там тоже есть «наши люди».

 

В свете последних озабоченностей по поводу того, что к 2023 году у нас вообще мощность будет «рыночной» лишь на 30% в платеже (о чем мы говорим уже давно и вообще-то считаем, что и на все 100%, поскольку нынешний КОМ , на наш взгляд, такой же «рыночный», как и всё остальное) мы не можем пройти мимо и еще раз не "пнуть" распространяемые  генераторами мифы, о том, что вся эта российская ДПМщина на самом деле чуть ли не мировое достижение в теории рынков в энергетике, да и вообще: а цены у нас самые низкие.  Это тем более актуально в свете последних заявлений зам. министра энергетики, у которого с авторами мифов имеется "высокая степень понимания".

 

Недавно  наши тепловые генераторы под эгидой своего лоббисткого цехового объединения  собирались в Сочи на конференцию и рассказывали друг другу как дальше жить.  Большинство, за редким исключением, как Фортум, продолжали тянуть все ту же «заунывную генераторскую» – а поднимите-ка нам цену КОМ и дайте ДПМ-2, а иначе конец, и так жить нельзя. Правда, они, уже все как один, возмущаются по сути аналогичной ДПМщиной в других сферах (например, в мусоропереработке, где мусорные заводы выступают а-ля электростанциями и смеют отбирать у них кусок ДПМного пирога) и, тем более, надбавками на ОРЭМ за Крым, Калининград, Дальний Восток и далее по списку.  Про ДПМ АЭС они тоже добрым словом не отзывались, но тут уж ничего не поделаешь. Потому как уж очень близкие аналогии.  А про надбавки и прочие ТБО – вот это всё нам не надо. НВВ отрасли-то не резиновая. Еще и сети выступают со со своими бесконечными инвестпрограммами 

(очевидно потому их и не пригласили, в отличие от дружественных и почти уже своих ГП).

 

Но не суть. Листая презентации, большинство из которых повторяют известные, местами дословно схожие мантры, которые мы уже критиковали, нашли мы один очень интересный слайд. О том, сколько нужно денег с рынка мощности нашим генераторам для строительства новых станций и модернизации старых.  То есть вот ровно о том, о чем мы все время говорим – что бы было, если бы рынок мощности стал тем, чем он и должен являться – конкурентной площадкой новой и старой генерации для обеспечения балансовой надежности в среднесрочной перспективе.

 

 Рис. 1

 

Вообще эта информация всегда  немного скользкая и не очень охотно озвучиваемая, потому что она зависит от многих параметров, и один из них, наименее упоминаемый, – сроки окупаемости новой генерации, устанавливаемые при формировании наших т.н. условий «гарантирования инвестиций». Ведь понятно, что чем они короче, тем выше должны быть ставки доходности, а чем выше ставки, тем дороже это всё в итоге обходится потребителям. Но с другой стороны, ставки окупают предельные затраты, которые устанавливаются  для тех или иных технологий, и чем они выше в итоге, тем дороже объект, а значит, для его окупаемости в согласованный срок нужны более высокие ставки. И наоборот. То есть в этой всей конструкции параметры взаимозависимы. Вообще  подходы к конструированию «механизмов гарантирования инвестиций», в частности ДПМ, которые у нас пытаются представить в виде неких рыночных инструментов и которые на самом деле таковыми не являются, к рынкам мощности «как в Англии» или «как  в Америке» отношения никакого не имеют. Они имеют отношение к другому – к расчетам окупаемости инвестиций в нерыночной среде. 

 

Интересная работа на этот счет, относительно свежая, под названием  Resource investments in competitive markets  была опубликована  в PJM.  Там хорошо показано, что все расчеты необходимой валовой выручки для окупаемости станций релевантны только в нерыночных  решениях, в то время как в рыночных, коммерческих (merchant) есть всего лишь один параметр – цена входа на рынок. При этом в рынке риски по строительству новой генерации и её окупаемости лежат на инвесторах,  поскольку все прочие параметры, принимаемые в расчет при подаче заявки на конкурс, например плановые доходы с рынка электроэнергии, являются рисковыми, в том смысле, что величина их зависит от множества факторов в рыночной среде. Риск всегда имеет цену и это, возможно, повышает заявленные Capex при строительстве "в рынке",  в то время как в нерыночных моделях, где Capex устанавливаются регулятором на основании расчетов, в том числе и прочих плановых доходов, а также его договорённостей с генератором, риски находятся у потребителей. В первом случае инвестор  на аукционе решает, подходит ли ему та цена, которая установилась в результате конкурентного отбора, ведь его заявка проходит только при условии, что она ниже сложившейся. Во втором - все решает регулятор «с учетом мнения» владельцев генерации.  Потребители от этой процедуры полностью отстранены, хотя и несут на себе в итоге все риски. В  исследовании этот  вопрос разбирается через сравнение нескольких аналогичных станций в PJM,  построенных инвестором «в рынке», регулируемым договорам в Вирджинии, также входящей в зону PJM,  и во Флориде, где действуют вертикально интегрированные компании и нет конкурентного  рынка.  Кроме, собственно, самих данных и аргументации о преимуществах конкурентного рынка мощности, в работе  

 

Рис. 2: 

 

 

представлены очень интересные для нас данные – стоимость входа на рынок в PJM  на аукционе мощности. Это значение колеблется в диапазоне от 136 до 167$ MW  a day в зависимости от месторасположения станций, (в PJM проводят торги с учетом сетевых ограничений по перетокам – то, что у нас взяли и отменили в 2015 году). Это NET CONE – чистая стоимость входа на рынок, с учетом прогнозируемых доходов на других рынках – в частности, рынке собственно электроэнергии и вспомогательных рынках, в основном - рынке резервов, который в PJM очень развит.  Иными словами, на рынке мощности PJM, чтобы начинать новое строительство с учетом всех рисков, инвесторам достаточно иметь примерно 250 - 300 тыс. рублей за МВт в месяц в привычных нам единицах стоимости мощности (167 * 365 : 12 и * на 60 ~ 304 775 руб.).   Из таблицы  на рис. 2 можно увидеть и полную стоимость входа на рынок в PJM с учетом других доходов (столбцы 1 и 2). Она равна примерно 650 тыс. руб./ МВт в месяц в российских единицах. (130425: 12 х 60 = 652125).

А теперь сравним эти данные с  данными рис. 1, где указаны  желаемые  нашими генераторами значения стоимости мощности для новых станций и модернизации.  Как видим, у нас, только с рынка мощности,  без учета доходов с РСВ или еще откуда бы то ни было (например с НПРЧ) генераторы хотят 840 т.р. для нового строительства – то есть примерно в 6 с лишним  раз больше, чем в PJM на рынке мощности и в 1,2 раза больше,  чем необходимые суммарные доходы для входа  в PJM со всех сегментов рынка.

 

Комментарии, как говорят, излишни.

 

Please reload

Please reload

Archive
  • Facebook Basic Square
  • Twitter Basic Square
  • Google+ Basic Square