Попытки Минэнерго натянуть сову из прошлого на глобус настоящего, без учета реалий структуры экономики и политической системы России, продолжаются. Слава богу, в Правительстве России, да и повыше, есть понимание, что все это суета сует без перспектив.
Forwarded from Энергетическая гостиная
ЗАКОН О ДЕШЕВОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ. НАЧАТЬ С КАЛЬКУЛЯТОРА
Суть законопроекта: взять у потребителя деньги авансом и построить энергетику под административным контролем. ППК «Росэнергопроект», госоператор, ИИП (инвестиционный инфраструктурный платеж — новый платеж в цене мощности на предварительное финансирование будущих объектов), типовые проекты, отраслевой заказ, реестр поставщиков. Это называется эффективностью. По факту потребитель кредитует отрасль под 0%, а взамен получает обещание: когда-нибудь мощность станет дешевле.
При ставке 14% дорогие деньги съедают половину платежа за новую мощность. Но почему кредитором становится потребитель без доходности, гарантии и права контроля?
ИИП. В законе — платим сейчас, объект потом, зачет аванса будет в правилах. Надо наоборот: сначала проектная карточка, цена мощности после ввода и формула возврата. Каждый рубль ИИП — на конкретный объект. Сорвали срок — возврат с ключевой ставкой и штрафом. Отменили объект — автоматический возврат. Никакого общего котла.
ППК и типовые проекты. Идея правильная: строить серийно, сравнивать сметы, резать CAPEX. Но ППК нельзя делать автором нормативов, владельцем репозитория, контролером и участником заказа одновременно. Надо: открытые нормативы, публичная цена типового объекта, независимый аудит и право на альтернативу, если она дешевле.
Отраслевой заказ и реестр. В законе — обязательная номенклатура и закупки через реестр. Может дать серию. А может создать клуб. Надо: портфель заказов на 6 лет, загрузка за падающую цену, минимум два производителя по критическим позициям, публичные цены, доступ любому сертифицированному производителю. Реестр должен проверять ГОСТ и качество, а не «правильность» компании.
Сети, ЕНЭС и take-or-pay. Закон предлагает плату за зарезервированную мощность и перевод потребителей ЕНЭС на новые условия. Это повышает фиксированный платеж, но не делает систему эффективнее. Надо сначала загрузить уже построенное. Потребитель вправе продать, переуступить или вернуть избыточную мощность без штрафа. Энергосбережение нельзя наказывать.
ТЭБ и планирование. Сводить электроэнергетику, газ и тепло полезно. Но если ТЭБ станет административным назначением топлива — получим плановую экономику с тарифным покрытием ошибок. Каждый проект обязан пройти тест альтернативы: станция, сеть, переток, DR, СНЭ или замещение старого блока. Побеждает меньшая полная цена кВт·ч, а не сильное лобби.
СНЭ. В законе накопитель тащат в сетевую монополию. Риск: «платиновые батарейки» в тарифе. Надо: конкурсные отборы, публичный CAPEX, доступ агрегаторов и розницы, заработок на цене пика. Накопитель под цену пика — товар. Накопитель в тарифе — налог.
Теперь главное — чего в законе нет. А нет простых вещей, которые делаются до новых контор.
Первое. Посчитать одноставку каждого генератора. Не среднюю температуру по ОРЭМ, а полную цену 1 кВт·ч каждого блока: мощность, энергия, топливо, ремонт, ДПМ, КОММод, льготы. Публикуем рейтинг от дешевого к дорогому. Сразу видны низкий КИУМ, запертая мощность, гигантский УРУТ и блоки, живущие только потому, что за них платят отдельно от выработки.
Дальше работает нож. Блок 300 МВт с КИУМ 5% несет в кВт·ч 10,1 руб. платы за мощность. При КИУМ 60% — 0,84 руб. На одноставке первый уходит, второй остается. Не надо административно решать, какой блок хороший — дайте им цену и заставьте конкурировать.
Второе. Посчитать сети через полезный отпуск. Сколько стоит содержание каждой линии и подстанции на 1 переданный кВт·ч? Не на километр и не на «присоединенную мощность», а на результат. Сразу всплывут избыточные мощности, недогруженные трансформаторы и стройки ради инвестпрограммы. Сеть построена, но не работает — ее надо загрузить или признать ошибкой, а не строить новую.
Суть законопроекта: взять у потребителя деньги авансом и построить энергетику под административным контролем. ППК «Росэнергопроект», госоператор, ИИП (инвестиционный инфраструктурный платеж — новый платеж в цене мощности на предварительное финансирование будущих объектов), типовые проекты, отраслевой заказ, реестр поставщиков. Это называется эффективностью. По факту потребитель кредитует отрасль под 0%, а взамен получает обещание: когда-нибудь мощность станет дешевле.
При ставке 14% дорогие деньги съедают половину платежа за новую мощность. Но почему кредитором становится потребитель без доходности, гарантии и права контроля?
ИИП. В законе — платим сейчас, объект потом, зачет аванса будет в правилах. Надо наоборот: сначала проектная карточка, цена мощности после ввода и формула возврата. Каждый рубль ИИП — на конкретный объект. Сорвали срок — возврат с ключевой ставкой и штрафом. Отменили объект — автоматический возврат. Никакого общего котла.
ППК и типовые проекты. Идея правильная: строить серийно, сравнивать сметы, резать CAPEX. Но ППК нельзя делать автором нормативов, владельцем репозитория, контролером и участником заказа одновременно. Надо: открытые нормативы, публичная цена типового объекта, независимый аудит и право на альтернативу, если она дешевле.
Отраслевой заказ и реестр. В законе — обязательная номенклатура и закупки через реестр. Может дать серию. А может создать клуб. Надо: портфель заказов на 6 лет, загрузка за падающую цену, минимум два производителя по критическим позициям, публичные цены, доступ любому сертифицированному производителю. Реестр должен проверять ГОСТ и качество, а не «правильность» компании.
Сети, ЕНЭС и take-or-pay. Закон предлагает плату за зарезервированную мощность и перевод потребителей ЕНЭС на новые условия. Это повышает фиксированный платеж, но не делает систему эффективнее. Надо сначала загрузить уже построенное. Потребитель вправе продать, переуступить или вернуть избыточную мощность без штрафа. Энергосбережение нельзя наказывать.
ТЭБ и планирование. Сводить электроэнергетику, газ и тепло полезно. Но если ТЭБ станет административным назначением топлива — получим плановую экономику с тарифным покрытием ошибок. Каждый проект обязан пройти тест альтернативы: станция, сеть, переток, DR, СНЭ или замещение старого блока. Побеждает меньшая полная цена кВт·ч, а не сильное лобби.
СНЭ. В законе накопитель тащат в сетевую монополию. Риск: «платиновые батарейки» в тарифе. Надо: конкурсные отборы, публичный CAPEX, доступ агрегаторов и розницы, заработок на цене пика. Накопитель под цену пика — товар. Накопитель в тарифе — налог.
Теперь главное — чего в законе нет. А нет простых вещей, которые делаются до новых контор.
Первое. Посчитать одноставку каждого генератора. Не среднюю температуру по ОРЭМ, а полную цену 1 кВт·ч каждого блока: мощность, энергия, топливо, ремонт, ДПМ, КОММод, льготы. Публикуем рейтинг от дешевого к дорогому. Сразу видны низкий КИУМ, запертая мощность, гигантский УРУТ и блоки, живущие только потому, что за них платят отдельно от выработки.
Дальше работает нож. Блок 300 МВт с КИУМ 5% несет в кВт·ч 10,1 руб. платы за мощность. При КИУМ 60% — 0,84 руб. На одноставке первый уходит, второй остается. Не надо административно решать, какой блок хороший — дайте им цену и заставьте конкурировать.
Второе. Посчитать сети через полезный отпуск. Сколько стоит содержание каждой линии и подстанции на 1 переданный кВт·ч? Не на километр и не на «присоединенную мощность», а на результат. Сразу всплывут избыточные мощности, недогруженные трансформаторы и стройки ради инвестпрограммы. Сеть построена, но не работает — ее надо загрузить или признать ошибкой, а не строить новую.
💯2
Наблюдаем за дискуссиями на сентябрьских конференциях отраслевых конференциях в России, публикуемые Перетоком. Пока прорывов не видно, хотя отдельные идеи, например "в послании к съезду" того же Николая Шульгинова, заслуживают внимания. Как и общий настрой на "долгосрочные нейтральные конкурсы". Констатация факта значительного роста стоимости новой традиционной генерации в России по сравнению с 2017 годом, приведенные в выступлении главы Силмаша Алексея Подколзина, лишь подчеркивают то, что проблемы заключаются в основном во внешних по отношению к отрасли обстоятельствах, и они не могут быть устранены какими-то точечными изменениями, типа продления абсолютно дискредитировавшего себя КОММода – ремонта старых паровозов за счет новых денег потребителей вместо амортизации. По-прежнему в инвестиционном сегменте отсутствует конкуренция, как в энергомаше, так и на энергорынке. Вот этим и надо заниматься, тем более уж если "долгосрочные нейтральные конкурсы" взамен множественных НГО, решений Правкома и т.д., включая между прочим и КОММод – снова на повестке. Суть "долгосрочных нейтральных конкурсов" или рынка мощности заключается в конкуренции старых и новых или модернизируемых ресурсов с целью нахождения наиболее оптимальных решений и поступательного развития в росте эффективности, при этом сюда же относятся и магистральные сети, как инфраструктура оптового рынка. Дороговизна денег и ограничения импорта мешают этому процессу, вот эти факторы и являются ключевыми, которыми нужно заниматься регуляторам в лице Правительства. И решения есть – перевод макроэкономических факторов и рисков в налог, специальные решения по импорту и т.д.
Другая тема – так называемое улучшение планирования за счет перекладывания неизбежных рисков волатильности рыночной экономики исключительно на потребителей – то, о чем говорят представители Минэнерго и сетевой монополии – это путь к дальнейшим пролонгированным кризисам в отрасли типа фундаментального многолетней схимы между потребителями с собственной генерацией и энергосистемой. Пока страна рыночная и в основном капиталистическая – все эти Генсхемы и СиПРы неизбежно будут многократно "актуализироваться" – в том нет ничего необычного и странного. СССР поэтому и не смог, потому что не "актуализировался". Вопрос в справедливом распределении этих рисков и нагрузке на потребителей и экономику в целом. Да, бизнес ЦОДы с потреблением сравнимым с городами, должны сами заботиться о себе, не перекладывая свои риски на остальных, но и генерация в энергосистеме должна сама думать, где и как строить, или модернизировать, и стоит ли это делать вообще. Для этого должна быть ясная и прозрачная модель энергорынка. Во-многом она в России создана, это не Казахстан, нужно ее лишь планомерно достраивать и не ломать то, что есть – не скатываться куда-то туда – в ЦА, где много слов и даже дел, но нет понимания к чему это ведет в долгосрочном плане.
Посмотрим еще и на конференцию Совета рынка и потом обязательно пообщаемся в YouTube канале. Stay tuned.
Другая тема – так называемое улучшение планирования за счет перекладывания неизбежных рисков волатильности рыночной экономики исключительно на потребителей – то, о чем говорят представители Минэнерго и сетевой монополии – это путь к дальнейшим пролонгированным кризисам в отрасли типа фундаментального многолетней схимы между потребителями с собственной генерацией и энергосистемой. Пока страна рыночная и в основном капиталистическая – все эти Генсхемы и СиПРы неизбежно будут многократно "актуализироваться" – в том нет ничего необычного и странного. СССР поэтому и не смог, потому что не "актуализировался". Вопрос в справедливом распределении этих рисков и нагрузке на потребителей и экономику в целом. Да, бизнес ЦОДы с потреблением сравнимым с городами, должны сами заботиться о себе, не перекладывая свои риски на остальных, но и генерация в энергосистеме должна сама думать, где и как строить, или модернизировать, и стоит ли это делать вообще. Для этого должна быть ясная и прозрачная модель энергорынка. Во-многом она в России создана, это не Казахстан, нужно ее лишь планомерно достраивать и не ломать то, что есть – не скатываться куда-то туда – в ЦА, где много слов и даже дел, но нет понимания к чему это ведет в долгосрочном плане.
Посмотрим еще и на конференцию Совета рынка и потом обязательно пообщаемся в YouTube канале. Stay tuned.
Telegram
Переток для своих
Ветровая и солнечная генерации оказались единственными, чья выработка по приведённой стоимости на всём периоде жизненного цикла подешевела в рублях за последние девять лет, следует из презентации главы энергомашиностроительной компании «Силовые машины» Алексея…
Forwarded from Энергетическая гостиная
Доклад предлагает куда: учесть «сервис и дожитие» в цене ОРЭМ, добавить средства на ремонты через повышенную плату за мощность, зафиксировать деньги на безопасность в надбавке на мощность. Три механизма, и все три — перенос стоимости старости парка на потребителя. Стоял блок — платите. Сломался блок — платите вдвойне. Парадокс «выгодного аварийного ремонта», названный Комитетом накануне, получает финансовое оформление.
Логика понятна и по-человечески честна: раз доступа к технологиям нет и нормального собственного производства генераторов нет, председатель совета производителей предлагает расширить починку «старых самоваров». Проблема в арифметике: самовары и так смотрятся большим отставанием от эффективности генераторов остального мира — 310 граммов условного топлива на киловатт-час против 251 у китайской ультрасверхкритики, — а каждый год починки вместо замены этот разрыв в OPEX только нарастает. Дальше вопрос уже не отраслевой, а страновой: как вести конкуренцию экономик при таких затратах и уменьшающейся эффективности? Может быть, пора признать очевидное: одновременно достичь технологического суверенитета (он стоит огромных денег и десятилетий), выпускать турбины только для себя и снизить цену киловатт-часа — невозможно. Выбрать можно два из трёх. И если выбирать честно, стоит посмотреть в сторону дружественных производителей, которые вместо старого велосипеда дадут электрический мопед: китайские ПГУ и котлы на сверхкритических параметрах стоят в разы дешевле наших «новых проектов» и работают уже сейчас. Со светом, но без технологического суверенитета — лучше, чем наоборот.
Но самое главное, как получить дешевле желанный кВт·ч — из доклада непонятно. Понятно, как получить дороже: ввести 88,5 ГВт по новым CAPEX с деньгами под 14% и разложить по ценам или тарифам. А дешевле — это когда не строишь лишнее, высвобождаешь перетоки, заставляешь мощность конкурировать и платишь только за то, что реально работает. Этого слайда в презентации нет.
Единственный технологический слайд, не требующий ни чипов NVIDIA, ни импортных турбин, — сетевой. Сверхвысокие линии, постоянный ток, усиление связей между ОЭС, энергомост Сибирь–Восток. Это ровно та повестка, которую днём ранее озвучил Комитет: развязки вместо строек, переток вместо фундамента. Гигаватт дальнего перетока обходится в полтора-два раза дешевле гигаватта новой пиковой генерации и не зависит от того, продадут нам турбину или нет. Хотя, стоп, НИИПТ и технологии постоянного тока тоже ушли с вещами в Китай и наследство не оставили. Если искать в презентации программу действий, а не каталог желаний — она здесь, правда, если строить энергомосты переменным током.
Отдельного абзаца заслуживает слайд «ожидания потребителей». Предсказуемость цены. Справедливость распределения ограничений. Адресная поддержка вместо перекрёстного субсидирования. Это написала ассоциация генераторов — и это хорошо. Когда производители энергии начинают говорить языком потребителя, значит, точка отсчёта сместилась. Осталось самое простое: перевести правильные слова в измеримые цели с фамилиями и сроками. Впрочем, история с КПЭ Генсхемы подсказывает, что «самое простое» в нашей отрасли обычно самое трудное.
У доклада Александры редкое достоинство: он не врёт в цифрах. Таблица рисков с 14% и CAPEX ×11 — это крик отрасли о том, что модель «стройка через аванс потребителя» сломана. Но ответ на сломанную модель предлагается прежний: больше документов, больше субсидий, больше плановой терапии. Диптих 15–16 сентября надо повесить на стену каждому, кто пишет СИПР: день первый — спроса нет, день второй — технологий нет. Вывод напрашивается сам: строить меньше, продавать умнее, платить за результат. Это и есть наша целевая модель — одноставка, КПЭ с фамилиями, конкурентные закупки, эффект разновременности вместо новых фундаментов. Энергетика будущего начнётся не с турбины 600 МВт, которую нам не продали. Она начнётся с калькулятора, который уже продали всем.
Логика понятна и по-человечески честна: раз доступа к технологиям нет и нормального собственного производства генераторов нет, председатель совета производителей предлагает расширить починку «старых самоваров». Проблема в арифметике: самовары и так смотрятся большим отставанием от эффективности генераторов остального мира — 310 граммов условного топлива на киловатт-час против 251 у китайской ультрасверхкритики, — а каждый год починки вместо замены этот разрыв в OPEX только нарастает. Дальше вопрос уже не отраслевой, а страновой: как вести конкуренцию экономик при таких затратах и уменьшающейся эффективности? Может быть, пора признать очевидное: одновременно достичь технологического суверенитета (он стоит огромных денег и десятилетий), выпускать турбины только для себя и снизить цену киловатт-часа — невозможно. Выбрать можно два из трёх. И если выбирать честно, стоит посмотреть в сторону дружественных производителей, которые вместо старого велосипеда дадут электрический мопед: китайские ПГУ и котлы на сверхкритических параметрах стоят в разы дешевле наших «новых проектов» и работают уже сейчас. Со светом, но без технологического суверенитета — лучше, чем наоборот.
Но самое главное, как получить дешевле желанный кВт·ч — из доклада непонятно. Понятно, как получить дороже: ввести 88,5 ГВт по новым CAPEX с деньгами под 14% и разложить по ценам или тарифам. А дешевле — это когда не строишь лишнее, высвобождаешь перетоки, заставляешь мощность конкурировать и платишь только за то, что реально работает. Этого слайда в презентации нет.
Единственный технологический слайд, не требующий ни чипов NVIDIA, ни импортных турбин, — сетевой. Сверхвысокие линии, постоянный ток, усиление связей между ОЭС, энергомост Сибирь–Восток. Это ровно та повестка, которую днём ранее озвучил Комитет: развязки вместо строек, переток вместо фундамента. Гигаватт дальнего перетока обходится в полтора-два раза дешевле гигаватта новой пиковой генерации и не зависит от того, продадут нам турбину или нет. Хотя, стоп, НИИПТ и технологии постоянного тока тоже ушли с вещами в Китай и наследство не оставили. Если искать в презентации программу действий, а не каталог желаний — она здесь, правда, если строить энергомосты переменным током.
Отдельного абзаца заслуживает слайд «ожидания потребителей». Предсказуемость цены. Справедливость распределения ограничений. Адресная поддержка вместо перекрёстного субсидирования. Это написала ассоциация генераторов — и это хорошо. Когда производители энергии начинают говорить языком потребителя, значит, точка отсчёта сместилась. Осталось самое простое: перевести правильные слова в измеримые цели с фамилиями и сроками. Впрочем, история с КПЭ Генсхемы подсказывает, что «самое простое» в нашей отрасли обычно самое трудное.
У доклада Александры редкое достоинство: он не врёт в цифрах. Таблица рисков с 14% и CAPEX ×11 — это крик отрасли о том, что модель «стройка через аванс потребителя» сломана. Но ответ на сломанную модель предлагается прежний: больше документов, больше субсидий, больше плановой терапии. Диптих 15–16 сентября надо повесить на стену каждому, кто пишет СИПР: день первый — спроса нет, день второй — технологий нет. Вывод напрашивается сам: строить меньше, продавать умнее, платить за результат. Это и есть наша целевая модель — одноставка, КПЭ с фамилиями, конкурентные закупки, эффект разновременности вместо новых фундаментов. Энергетика будущего начнётся не с турбины 600 МВт, которую нам не продали. Она начнётся с калькулятора, который уже продали всем.
👏1
Forwarded from Энергетическая гостиная
Медведь где-то сдох
Первый замглавы «Газпром энергохолдинга» Павел Шацкий сказал на «Совете производителей энергии» вещь, которую генерация не говорила никогда: накопители — не конкуренты, а подспорье, и вместо стройки очередных 100 МВт пиковой генерации правильнее поставить контейнерные СНЭ на площадке ТЭЦ. Чтобы продавец мегаватт предложил не покупать мегаватты — медведь должен был где-то сдохнуть. Сдох. Разбираем, где именно.
Сначала сама механика, она безупречна. ПГУ в центре нагрузки работает ровно, на номинале — это ручеёк. СНЭ — резервуар с большой мощностью: ночью, при низких и нулевых ценах, наполняется, в утренний и вечерний пики отдаёт. Генератор перестаёт пилить график и растит ЧЧИ с ~3500 до 6000+ часов: тот же блок выдаёт на 40–70% больше кВт·ч в год без единого нового мегаватта стройки. Контейнеры 20–30 МВт встают в существующие ячейки и свободные трансформаторы ТЭЦ — без техприсоединения, без свода, без дымовой трубы, за месяцы, а не за годы. Всё верно: это будущее тепловой генерации, и Шацкий его описал точно.
Теперь деньги, благо в Китае перепроизводство. Ячейки LFP — $40/кВт·ч, комплект «контейнер + PCS + EMS» для крупных проектов — ~$75/кВт·ч, тендер PowerChina на 16 ГВт·ч прошёл по $66/кВт·ч. Витрина Alibaba для мелкого опта: 20-футовый контейнер 1,2 МВт·ч — $120–200 тыс., 40-футовый 2,4 МВт·ч — $200–330 тыс.; с доставкой и таможней (+40%) это 14–24 и 24–39 млн руб. соответственно. Калибруем против пиковика: 100 МВт новой генерации при CAPEX 322 тыс. руб./кВт — это ~30 млрд руб. и 4–6 лет. Те же 100 МВт в контейнерах (100 МВт/400 МВт·ч) — 4–7 млрд руб. и 12–18 месяцев. Разница 5–7 раз по деньгам и 3–4 раза по срокам. Да, батарея держит пик 4 часа, а не сутки. Но пик в суточном графике и есть 2–4 часа. На этом окне у стройки конкуренции нет — есть похороны.
Отдельно — про нулевые цены, которые, по Шацкому, СНЭ «попробует решить». Попробует — слово честное. Ноль на Северо-Западе (и не только) — это не лишняя энергия, а запертая: атом и гидро вырабатывают, перетока нет, цена в узле падает. СНЭ покупает эту энергию по нулю и продаёт в пик — красиво, но энергия как была заперта в зоне, так и заперта: накопитель сдвигает мегаватт-часы во времени, а не в пространстве. Лекарство от причины — сети: усиление сечений, энергомосты, развязка узлов. И вот тут вопрос в полный рост: где в программе «Совета производителей» предложения по сетевому строительству? Нигде. Понятно почему: СНЭ на площадке ТЭЦ — актив генератора и его маржа, а сеть — чужой бизнес. Пока конференция генераторов не ставит сетевой вопрос, запертая мощность останется запертой, а нулевые цены будут «лечиться» батарейками — симптоматически.
Теперь о медведе. Генерация в этой стране исторически ратовала за стройку: ДПМ давал гарантированный возврат, «больше мегаватт — больше инвестиций — выше тариф». И вот первый зам крупнейшего генхолдинга говорит: не стройте. Это признание сразу в четырёх гробах. Первый: стройка умерла экономически — CAPEX ×10 при ставке 14% не окупается никогда. Второй: спрос умер — минус 1,1% в 2025-м, около нуля в 2026-м, строить в падающий рынок значит демпинговать против собственных активов. Третий: умерла ДПМ-эра — гарантированного возврата под новую мощность больше нет и не будет. Четвёртый, главный: умерла сама идеология дефицита. Когда продавец мощности предлагает не строить мощность, это значит, что мощности в системе достаточно — те самые ~100 ГВт резервов сверх пика, о которых говорил Комитет ГД, подтверждены с другого берега реки, теми, кому эти резервы продавать.
И здесь регулятору предстоит главная работа — правильно развести «поляны». СНЭ — это генерация и конкуренция: батарея зарабатывает на разнице цен, на пике, на гибкости — и зарабатывать должна в бою с другими, а не по гарантированному тарифу. Стройка СНЭ на юге была исключительным решением под конкретный системный затык; превратить исключение в норму — значит получить ДПМ для батарей: гарантированный возврат под контейнер и новую очередь за госгарантиями. Рыночной поляне — рыночное.
Первый замглавы «Газпром энергохолдинга» Павел Шацкий сказал на «Совете производителей энергии» вещь, которую генерация не говорила никогда: накопители — не конкуренты, а подспорье, и вместо стройки очередных 100 МВт пиковой генерации правильнее поставить контейнерные СНЭ на площадке ТЭЦ. Чтобы продавец мегаватт предложил не покупать мегаватты — медведь должен был где-то сдохнуть. Сдох. Разбираем, где именно.
Сначала сама механика, она безупречна. ПГУ в центре нагрузки работает ровно, на номинале — это ручеёк. СНЭ — резервуар с большой мощностью: ночью, при низких и нулевых ценах, наполняется, в утренний и вечерний пики отдаёт. Генератор перестаёт пилить график и растит ЧЧИ с ~3500 до 6000+ часов: тот же блок выдаёт на 40–70% больше кВт·ч в год без единого нового мегаватта стройки. Контейнеры 20–30 МВт встают в существующие ячейки и свободные трансформаторы ТЭЦ — без техприсоединения, без свода, без дымовой трубы, за месяцы, а не за годы. Всё верно: это будущее тепловой генерации, и Шацкий его описал точно.
Теперь деньги, благо в Китае перепроизводство. Ячейки LFP — $40/кВт·ч, комплект «контейнер + PCS + EMS» для крупных проектов — ~$75/кВт·ч, тендер PowerChina на 16 ГВт·ч прошёл по $66/кВт·ч. Витрина Alibaba для мелкого опта: 20-футовый контейнер 1,2 МВт·ч — $120–200 тыс., 40-футовый 2,4 МВт·ч — $200–330 тыс.; с доставкой и таможней (+40%) это 14–24 и 24–39 млн руб. соответственно. Калибруем против пиковика: 100 МВт новой генерации при CAPEX 322 тыс. руб./кВт — это ~30 млрд руб. и 4–6 лет. Те же 100 МВт в контейнерах (100 МВт/400 МВт·ч) — 4–7 млрд руб. и 12–18 месяцев. Разница 5–7 раз по деньгам и 3–4 раза по срокам. Да, батарея держит пик 4 часа, а не сутки. Но пик в суточном графике и есть 2–4 часа. На этом окне у стройки конкуренции нет — есть похороны.
Отдельно — про нулевые цены, которые, по Шацкому, СНЭ «попробует решить». Попробует — слово честное. Ноль на Северо-Западе (и не только) — это не лишняя энергия, а запертая: атом и гидро вырабатывают, перетока нет, цена в узле падает. СНЭ покупает эту энергию по нулю и продаёт в пик — красиво, но энергия как была заперта в зоне, так и заперта: накопитель сдвигает мегаватт-часы во времени, а не в пространстве. Лекарство от причины — сети: усиление сечений, энергомосты, развязка узлов. И вот тут вопрос в полный рост: где в программе «Совета производителей» предложения по сетевому строительству? Нигде. Понятно почему: СНЭ на площадке ТЭЦ — актив генератора и его маржа, а сеть — чужой бизнес. Пока конференция генераторов не ставит сетевой вопрос, запертая мощность останется запертой, а нулевые цены будут «лечиться» батарейками — симптоматически.
Теперь о медведе. Генерация в этой стране исторически ратовала за стройку: ДПМ давал гарантированный возврат, «больше мегаватт — больше инвестиций — выше тариф». И вот первый зам крупнейшего генхолдинга говорит: не стройте. Это признание сразу в четырёх гробах. Первый: стройка умерла экономически — CAPEX ×10 при ставке 14% не окупается никогда. Второй: спрос умер — минус 1,1% в 2025-м, около нуля в 2026-м, строить в падающий рынок значит демпинговать против собственных активов. Третий: умерла ДПМ-эра — гарантированного возврата под новую мощность больше нет и не будет. Четвёртый, главный: умерла сама идеология дефицита. Когда продавец мощности предлагает не строить мощность, это значит, что мощности в системе достаточно — те самые ~100 ГВт резервов сверх пика, о которых говорил Комитет ГД, подтверждены с другого берега реки, теми, кому эти резервы продавать.
И здесь регулятору предстоит главная работа — правильно развести «поляны». СНЭ — это генерация и конкуренция: батарея зарабатывает на разнице цен, на пике, на гибкости — и зарабатывать должна в бою с другими, а не по гарантированному тарифу. Стройка СНЭ на юге была исключительным решением под конкретный системный затык; превратить исключение в норму — значит получить ДПМ для батарей: гарантированный возврат под контейнер и новую очередь за госгарантиями. Рыночной поляне — рыночное.
👏2❤1
Forwarded from Переток для своих
Глава АРВЭ Алексей Жихарев на конференции «Совета рынка» представил карту с ценовыми и объёмными результатами состоявшихся и несостоявшихся отборов КОМ НГО, отметив, что текущий порядок привлечения инвестиций некомфортен ни для энергетиков, ни для потребителей.
👍1
Презентация в стиле капитан очевидность. Но при этом нет главного – нет понимания, что такое рынок мощности в принципе – и это не аукцион для новой и модернизируемой генерации. Это конкурентный отбор лучших из лучших среди ВСЕХ!!!!👇
Forwarded from СПЭ: Генерация Страны⚡️💡🔌
Панина АГ Конференция СР 2026 Сочи.pdf
2.4 MB
Анализ системы проведения долгосрочных нейтральных конкурсов (ДНК, когда тип генерирующего оборудования определяется не заранее, а в результате отборочных процедур) на строительство объектов генерации в будущем представила глава Наблюдательного совета Ассоциации «Совет производителей энергии» Александра Панина. В своём выступлении на конференции Совета рынка «Приоритеты рыночной электроэнергетики в России: ДНК будущей генерации» она заявила, что при проведении ДНК необходимо учитывать, во-первых, развитие технологий генерации, а, во-вторых, такие аспекты, как:
Ø системные (в т.ч. региональные) эффекты,
Ø корректный отбор проектов (например, ВИЭ – с накопителями и сетями, отдалённая генерация – с сетью и проектами модернизации действующего оборудования),
Ø актуализацию капитальных и операционных затрат с учётом непредвиденных расходов,
Ø И др.
Предпосылки такого вывода, а также обзор международного опыта – в презентации Александры Паниной.
Ø системные (в т.ч. региональные) эффекты,
Ø корректный отбор проектов (например, ВИЭ – с накопителями и сетями, отдалённая генерация – с сетью и проектами модернизации действующего оборудования),
Ø актуализацию капитальных и операционных затрат с учётом непредвиденных расходов,
Ø И др.
Предпосылки такого вывода, а также обзор международного опыта – в презентации Александры Паниной.
Forwarded from Переток для своих
Облачные ЦОДы с ИИ-нагрузкой являются наиболее энергоёмкими среди всех энергопотребителей: доля электроэнергии в себестоимости их услуг достигает 63,9%, у «колокейшн ЦОД» – 30%, тогда как у первичного алюминия показатель составляет 36,2%, ферросплавов и кремния – 29,4%, в добыче полезных ископаемых – 11,7%, рассказал на деловом завтраке АБ «Россия» в рамках ежегодной конференции «Совета рынка» директор по связям с органами государственной власти «Яндекса» Антон Москаленков.
«Поэтому при оценке экономической целесообразности мы ориентируемся на цену ЕНЭС, ВН для нас уже очень дорого. Расчёты собственной газовой генерации лучше, чем сетевой киловатт-час: в этом «виноваты» темпы роста на ОРЭМ, сетевой тариф и (пока ещё не внедрённый принцип – ред.) «бери или плати», – указано в его презентации.
После выступления г-на Москаленкова слово попросила замдиректора департамента развития электроэнергетики Минэнерго Ольга Арутюнова. Она уточнила у Антона Москаленкова, действительно ли собственная генерация с большими капзатратами, по расчётам «Яндекса», более выгодна владельцем ЦОД, чем средняя цена энергия из общей сети.
«В первый год, конечно, нет», но в горизонте десяти лет собственная генерация за счёт модернизированных газоперекачивающих агрегатов оказывается более выгодной, подтвердил представитель «Яндекса». В ответ г-жа Арутюнова спросила, почему тогда операторы ЦОД до сих пор не начали создавать собственную, изолированную от единой сети, генерацию.
«Наша хитрость в том, что мы всё равно хотим резервироваться от единой сети. Собственная генерация менее надёжна, чем сетевая, и порядка 30–40% (от потребления – ред.) мы бы хотели резервировать от сети», – заявил Антон Москаленков.
В начале июля, однако, его позиция была другой: «До этого года наши инженеры вообще отказывались думать про собственную генерацию. Связано это с тремя аргументами. Первый аргумент – сетевая энергия всегда надёжнее... Вторая история – каждый должен заниматься своим делом. Мы – ИТ-компания, мы не энергетики… Мы с этого года начали считать, есть третий аргумент «против» пока – это стоимость. В любом случае сетевая энергия для нас дешевле, чем собственная генерация. Даже если мы будем рассчитывать на циклы функционирования ЦОДов в 30–40 лет, всё равно капитальные расходы никогда себя не окупят, даже при сравнимом с прошлыми годами росте тарифа на электроэнергию. Мы ещё недавно подключались вообще по тарифу ЕНЭС как крупные потребители. Сейчас принципиальная позиция «Россетей» – включать только по ВН. Даже на ВН нам в большинстве субъектов, где мы подключаемся и будем подключаться, выгоднее, чем собственная генерация. Собственная генерация – 9–12 рублей, меньше точно нет», – говорил г-н Москаленков на «Иннопроме».
«Поэтому при оценке экономической целесообразности мы ориентируемся на цену ЕНЭС, ВН для нас уже очень дорого. Расчёты собственной газовой генерации лучше, чем сетевой киловатт-час: в этом «виноваты» темпы роста на ОРЭМ, сетевой тариф и (пока ещё не внедрённый принцип – ред.) «бери или плати», – указано в его презентации.
После выступления г-на Москаленкова слово попросила замдиректора департамента развития электроэнергетики Минэнерго Ольга Арутюнова. Она уточнила у Антона Москаленкова, действительно ли собственная генерация с большими капзатратами, по расчётам «Яндекса», более выгодна владельцем ЦОД, чем средняя цена энергия из общей сети.
«В первый год, конечно, нет», но в горизонте десяти лет собственная генерация за счёт модернизированных газоперекачивающих агрегатов оказывается более выгодной, подтвердил представитель «Яндекса». В ответ г-жа Арутюнова спросила, почему тогда операторы ЦОД до сих пор не начали создавать собственную, изолированную от единой сети, генерацию.
«Наша хитрость в том, что мы всё равно хотим резервироваться от единой сети. Собственная генерация менее надёжна, чем сетевая, и порядка 30–40% (от потребления – ред.) мы бы хотели резервировать от сети», – заявил Антон Москаленков.
В начале июля, однако, его позиция была другой: «До этого года наши инженеры вообще отказывались думать про собственную генерацию. Связано это с тремя аргументами. Первый аргумент – сетевая энергия всегда надёжнее... Вторая история – каждый должен заниматься своим делом. Мы – ИТ-компания, мы не энергетики… Мы с этого года начали считать, есть третий аргумент «против» пока – это стоимость. В любом случае сетевая энергия для нас дешевле, чем собственная генерация. Даже если мы будем рассчитывать на циклы функционирования ЦОДов в 30–40 лет, всё равно капитальные расходы никогда себя не окупят, даже при сравнимом с прошлыми годами росте тарифа на электроэнергию. Мы ещё недавно подключались вообще по тарифу ЕНЭС как крупные потребители. Сейчас принципиальная позиция «Россетей» – включать только по ВН. Даже на ВН нам в большинстве субъектов, где мы подключаемся и будем подключаться, выгоднее, чем собственная генерация. Собственная генерация – 9–12 рублей, меньше точно нет», – говорил г-н Москаленков на «Иннопроме».
Forwarded from Энергетическая гостиная
ДНК: ДОГОВОР НАЗНАЧЕННОГО КОНТРАГЕНТА
Второй день XII конференции Совета рынка «Приоритеты рыночной электроэнергетики в России: ДНК будущей генерации» позади. Главный вопрос мозгового штурма: могут ли долгосрочные нейтральные конкурсы стать основой нового инвестиционного цикла. Рамка красивая: долгосрочный контракт, технологическая нейтральность, цена из фактических затрат. Но конкурс проверяется не презентацией, а заявками. Смотрим на заявки.
Четыре последних случая. Юг, 2024-й: генкомпании посчитали предельный CAPEX заниженным на 20–30%, заявок нет, исполнителей назначили вручную. Сибирь, август 2024-го: три участника, четыре заявки на 780 МВт — все угольные. Победил Интер РАО: Харанорская ГРЭС, 460 МВт, 172 млрд рублей, доходность 14%. Дальний Восток, август 2025-го: ноль заявок. Лимит — 753 млн рублей за МВт, доходность — 14%. Москва: конкурс не проводили вовсе. Один конкурс из четырёх. И тот на троих.
Почему пусто, считается на пальцах. Ключ 14%. Кредит генкомпании — 15–17%. WACC — 20+% Норма доходности конкурса — 14%, даже с учетом приведения — 17+% не сильно интересно. Премия за риск стройки — ноль. Инвестор не приходит не от жадности. Он умеет считать. РусГидро на Дальнем Востоке ответила честно: все ресурсы — на уже идущие стройки 2,1 ГВт, инвестпрограмма больше триллиона, больше половины — заёмка. Это не эмоция, это отчётность.
А кто на конкурс вообще может прийти? 1 ЦЗ ОРЭМ: атом, ГЭХ, Интер, РусГидро. Юнипро, Фортум и пр. которые под внешним управлением. Государственный и квазигосударственный блок — больше 80%. Где акционер один, конкурса между собственниками не бывает. Есть распределение ролей. Конкуренция жива там, где генераторы у разных собственников и они все частные: Сибирь — En+ почти 20 ГВт, СГК 15 … вот и конкурс состоялся. Дальний Восток, кроме приморки всё остальное государство: итог - ноль заявок. Проверка простая: конкурс есть там, где собственники частные и разные.
Отдельно — самый большой игрок, который не участвует в конкурсах в принципе. Блок Курской АЭС-2 введён на 1255 МВт, самый мощный в стране. ФАС приказом утвердила цену его мощности: 7,33 млн рублей за МВт в месяц. Это в двадцать раз дороже среднего КОМ. При ЧЧИ 8000 один только платёж за мощность даёт 11 рублей за кВтч. Когда все блоки выйдут на полную мощность и покажут её по двухзначной цене за кВтч— всеоху… обрадуются и будут платить: гарантированные платежи только за два блока до 2050 года — три триллиона рублей. Это не конкурс. Это вообще без альтернатив.
С такими вводными результат известен заранее. Это не конкурсы. Это рукоблудие с регистрацией. Отрасль это знает — иначе зачем собираться на конференцию. Наверное обсуждать «новые прорывные идеи» 15-ти летней давности? Или обсуждать смысл «технологической нейтральности»?Нейтральные к новым, современным и эффективным технологиям? Лимиты затрат пишутся под классическую станцию. Газовая турбина Siemens сидит и в нашу сторону не глядит. О СНЭ тоже вслух лучше не говорить. ЦКС котлы и ультрасверхкритика - это вообще какая-то дичь несусветная. Такая себе нейтральность.
Иностранцы изъяты из поля вместе со своими турбинами и технологиями. Частник не пролезает через CAPEX-лимиты и доходность. У дебютантов нет вообще никаких шансов впихнуть себя в инвестиционный цикл. А пока реальная надежда отрасли разбавить сложившейся междусобойчик только одна: Сбер и ЯндексОГК, правда, если карточки для ИИ найдут вместе с эффективными турбинами и прочими технологиями.
Вывод без злорадства, он счётный. ДНК становятся основой инвестиционного цикла при двух условиях. Первое: норма доходности, покрывающая деньги и риск. Второе: лоты, где эффективная и производимая газовая турбина соревнуется с накопителем на равных — тогда «нейтральность» перестанет быть словом привратника. Пока ни того ни другого нет, ДНК — договор назначенного контрагента. Тихо. Респектабельно. Без сюрпризов. А инвестиционный цикл он начинается не с презентации, а с понятного спроса и возможности его удовлетворить любым технологическинейтральным способом.
Второй день XII конференции Совета рынка «Приоритеты рыночной электроэнергетики в России: ДНК будущей генерации» позади. Главный вопрос мозгового штурма: могут ли долгосрочные нейтральные конкурсы стать основой нового инвестиционного цикла. Рамка красивая: долгосрочный контракт, технологическая нейтральность, цена из фактических затрат. Но конкурс проверяется не презентацией, а заявками. Смотрим на заявки.
Четыре последних случая. Юг, 2024-й: генкомпании посчитали предельный CAPEX заниженным на 20–30%, заявок нет, исполнителей назначили вручную. Сибирь, август 2024-го: три участника, четыре заявки на 780 МВт — все угольные. Победил Интер РАО: Харанорская ГРЭС, 460 МВт, 172 млрд рублей, доходность 14%. Дальний Восток, август 2025-го: ноль заявок. Лимит — 753 млн рублей за МВт, доходность — 14%. Москва: конкурс не проводили вовсе. Один конкурс из четырёх. И тот на троих.
Почему пусто, считается на пальцах. Ключ 14%. Кредит генкомпании — 15–17%. WACC — 20+% Норма доходности конкурса — 14%, даже с учетом приведения — 17+% не сильно интересно. Премия за риск стройки — ноль. Инвестор не приходит не от жадности. Он умеет считать. РусГидро на Дальнем Востоке ответила честно: все ресурсы — на уже идущие стройки 2,1 ГВт, инвестпрограмма больше триллиона, больше половины — заёмка. Это не эмоция, это отчётность.
А кто на конкурс вообще может прийти? 1 ЦЗ ОРЭМ: атом, ГЭХ, Интер, РусГидро. Юнипро, Фортум и пр. которые под внешним управлением. Государственный и квазигосударственный блок — больше 80%. Где акционер один, конкурса между собственниками не бывает. Есть распределение ролей. Конкуренция жива там, где генераторы у разных собственников и они все частные: Сибирь — En+ почти 20 ГВт, СГК 15 … вот и конкурс состоялся. Дальний Восток, кроме приморки всё остальное государство: итог - ноль заявок. Проверка простая: конкурс есть там, где собственники частные и разные.
Отдельно — самый большой игрок, который не участвует в конкурсах в принципе. Блок Курской АЭС-2 введён на 1255 МВт, самый мощный в стране. ФАС приказом утвердила цену его мощности: 7,33 млн рублей за МВт в месяц. Это в двадцать раз дороже среднего КОМ. При ЧЧИ 8000 один только платёж за мощность даёт 11 рублей за кВтч. Когда все блоки выйдут на полную мощность и покажут её по двухзначной цене за кВтч— все
С такими вводными результат известен заранее. Это не конкурсы. Это рукоблудие с регистрацией. Отрасль это знает — иначе зачем собираться на конференцию. Наверное обсуждать «новые прорывные идеи» 15-ти летней давности? Или обсуждать смысл «технологической нейтральности»?Нейтральные к новым, современным и эффективным технологиям? Лимиты затрат пишутся под классическую станцию. Газовая турбина Siemens сидит и в нашу сторону не глядит. О СНЭ тоже вслух лучше не говорить. ЦКС котлы и ультрасверхкритика - это вообще какая-то дичь несусветная. Такая себе нейтральность.
Иностранцы изъяты из поля вместе со своими турбинами и технологиями. Частник не пролезает через CAPEX-лимиты и доходность. У дебютантов нет вообще никаких шансов впихнуть себя в инвестиционный цикл. А пока реальная надежда отрасли разбавить сложившейся междусобойчик только одна: Сбер и ЯндексОГК, правда, если карточки для ИИ найдут вместе с эффективными турбинами и прочими технологиями.
Вывод без злорадства, он счётный. ДНК становятся основой инвестиционного цикла при двух условиях. Первое: норма доходности, покрывающая деньги и риск. Второе: лоты, где эффективная и производимая газовая турбина соревнуется с накопителем на равных — тогда «нейтральность» перестанет быть словом привратника. Пока ни того ни другого нет, ДНК — договор назначенного контрагента. Тихо. Респектабельно. Без сюрпризов. А инвестиционный цикл он начинается не с презентации, а с понятного спроса и возможности его удовлетворить любым технологическинейтральным способом.
Сжатый, но в то же время исчерпывающий анализ текущей ситуации в отрасли от Перетока. Но не согласен, что решение задачи по созданию модели ДНК является чем-то выдающимся, за что нужно давать звание Героя. Сам подход к созданию таких вот доморощенных моделей, в основе которых по-прежнему лежит принцип противоречащий сути и смыслу организации рынка мощности – как ВСЕОБЩЕЙ конкурентной площадки по выявлению наиболее эффективных ресурсов и эволюционному развитию отрасли на основе объективных рыночных сигналов, а не по чьим то решениям, догадкам, и даже расчетам, базирующимся опять же на субъективных предположениях и множественных факторах, которые невозможно контролировать – он неверный, и поэтому не способен вывести отрасль из перманентного кризиса в инвестиционном сегменте.
Все три отраслевые сентябрьские конференции показали, что на арене по-прежнему те же лица и те же идеи, и никакого прорыва из ситуации стагнации, сменяющейся время от времени неоптимальным ростом за дорого и в долгосрочном плане ведущей к ликвидации конкурентного рынка в принципе, по-прежнему не наблюдается. Поговорим об этом, наверное, и в YouTube канале, хотя честно говоря, уже поднадоело говорить об одном и том же много лет. 👇
Все три отраслевые сентябрьские конференции показали, что на арене по-прежнему те же лица и те же идеи, и никакого прорыва из ситуации стагнации, сменяющейся время от времени неоптимальным ростом за дорого и в долгосрочном плане ведущей к ликвидации конкурентного рынка в принципе, по-прежнему не наблюдается. Поговорим об этом, наверное, и в YouTube канале, хотя честно говоря, уже поднадоело говорить об одном и том же много лет. 👇
Forwarded from Переток для своих
На протяжении полутора лет после утверждения Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года основным вопросом подавляющего большинства отраслевых мероприятий оставался поиск источников финансирования: для строительства 88,5 ГВт первоначально требовалось более 40 трлн рублей. Однако, к этой осени на фоне стагнации потребления (-0,2% к середине сентября) ситуация изменилась. Ключевые промышленные потребители заявили о заморозке и «сдвиге вправо» своих инвестиционных проектов, что делает обстановку для энергетиков менее напряжённой. Туда же «вправо» сейчас сдвигаются большинство новых проектов АЭС и ГЭС со сроками строительства 8–15 лет, которые включены в Генсхему.
Сложившаяся за последние годы система закрытия энергопотребностей в точках дефицита многим участникам рынка кажется в той или иной степени ущербной, но при текущем общем состоянии экономики – приемлемой. Прогнозы дефицита, вписываемые в шестилетний СиПР и не покрываемые сетевыми решениями, формируют объём конкурса для тепловой генерации. На него редко кто приходит на фоне сопоставимости доходности по ДПМ с банковской ставкой, что исключает премию за высокие риски – непокрытия расходов из-за недостаточного уровня капзатрат; недозагрузки мощности из-за неверных прогнозов, срывов поставок оборудования и т. д. После этого обязательные потребности в базовой генерации покрывают компании-«назначенцы», окупаемость проектов которых будет определяться с учётом фактических затрат, минимизируя риски убытков. Оставшиеся объёмы покрываются быстровозводимыми ВЭС и СЭС, отбираемыми на конкурсе, и дополняются системами накопления энергии, которые по распоряжению правительства пока строят «Россети», а в будущем также планируется конкурс. Понятно, что в целом механизм, особенно на уровне «назначенцев», не позволяет снижать конечные цены за счёт конкуренции, но с его помощью строится только необходимый объём, а более масштабные и дорогие проекты пока не становятся для потребителей ОРЭМ новым обременением.
Снижение уровня ажиотажа в вопросе финансирования и запуска масштабных энергостроек в рамках Генсхемы позволило участникам конференции «Совета рынка» в Сочи сосредоточиться на более глобальном вопросе – создания модели долгосрочных нейтральных конкурсов (ДНК), в котором могли бы участвовать все типы генерации, вне зависимости от сроков строительства объектов, и даже потребители. В случае успешного решения этой суперсложной задачи разработчики должны быть удостоены званий Герой Труда, оценил в конце конференции масштаб проблемы первый замгендиректора «Татэнерго» Айрат Сабирзанов.
Сложившаяся за последние годы система закрытия энергопотребностей в точках дефицита многим участникам рынка кажется в той или иной степени ущербной, но при текущем общем состоянии экономики – приемлемой. Прогнозы дефицита, вписываемые в шестилетний СиПР и не покрываемые сетевыми решениями, формируют объём конкурса для тепловой генерации. На него редко кто приходит на фоне сопоставимости доходности по ДПМ с банковской ставкой, что исключает премию за высокие риски – непокрытия расходов из-за недостаточного уровня капзатрат; недозагрузки мощности из-за неверных прогнозов, срывов поставок оборудования и т. д. После этого обязательные потребности в базовой генерации покрывают компании-«назначенцы», окупаемость проектов которых будет определяться с учётом фактических затрат, минимизируя риски убытков. Оставшиеся объёмы покрываются быстровозводимыми ВЭС и СЭС, отбираемыми на конкурсе, и дополняются системами накопления энергии, которые по распоряжению правительства пока строят «Россети», а в будущем также планируется конкурс. Понятно, что в целом механизм, особенно на уровне «назначенцев», не позволяет снижать конечные цены за счёт конкуренции, но с его помощью строится только необходимый объём, а более масштабные и дорогие проекты пока не становятся для потребителей ОРЭМ новым обременением.
Снижение уровня ажиотажа в вопросе финансирования и запуска масштабных энергостроек в рамках Генсхемы позволило участникам конференции «Совета рынка» в Сочи сосредоточиться на более глобальном вопросе – создания модели долгосрочных нейтральных конкурсов (ДНК), в котором могли бы участвовать все типы генерации, вне зависимости от сроков строительства объектов, и даже потребители. В случае успешного решения этой суперсложной задачи разработчики должны быть удостоены званий Герой Труда, оценил в конце конференции масштаб проблемы первый замгендиректора «Татэнерго» Айрат Сабирзанов.