ДПМ на модернизацию – круглый стол “Эксперта” + видео

Главный редактор
By Главный редактор Февраль 20, 2018 23:35

ДПМ на модернизацию – круглый стол “Эксперта” + видео

Продолжением частой череды мероприятий по т.н. ДПМ2, или ДПМ для ТЭЦ, или ДПМ-штрих, стал круглый стол, собранный медиахолдингом “Эксперт” 20 февраля 2018 года в Москве “ДПМ на модернизацию: проблемы, необходимость, вызовы”.

Напомним предысторию: “Эксперт” уже несколько лет занимается этой темой в ее ипостаси новой модели рынка тепла (т.н. “альткотельной”), предложенной в свое время крупной теплогенерацией для гарантии своих инвестиций в модернизацию. Предложения за несколько лет были мучительно доработаны, внесены соответствующие согласованные поправки в 190-ФЗ “О теплоснабжении”, осенью 2017 года состоялись несколько поездок по регионам для разъяснения предлагаемой модели и агитирования регионов и городов стать пилотными территориями для ее внедрения.

Одновременно в конце 2017 года в общественной повестке активно оказалась поднята тема необходимости модернизации электроэнергетики, а ни рыночно, ни технологически электро- и теплогенерацию в России не разделить. Президент в ноябре вынес вердикт: “Разработать модель модернизации, чтобы рост тарифа не превышал инфляцию”, и тема получила новое рождение. Она оказалась связана с механизмом договоров поставки мощности (ДПМ) и потому, что Минэнерго предлагает именно этот механизм (вторую очередь ДПМ), и потому, что ДПМ-1 закончится, с ним закончатся и платежи, а “вроде как” образуются свободные средства, которые все и хотят поделить.

Основные мнения по теме можно почитать на ЕА, ссылки внизу этой статьи, в том числе свежайшее со вчерашнего круглого стола в Комитете Госдумы по энергетике.

Итак, на финишном после регионального тура, столичном круглом столе от “Эксперта” было интересно посмотреть, как уживутся две темы – альткотельной и ДПМ2, а кроме того, конечно, какие будут высказаны мнения. Приводим “непричесанный конспект”.

 

Вячеслав Кравченко, Минэнерго России представил программу ведомства. Она основана на механизме ДПМ и предлагает приоритет отдать модернизации тепловой генерации, а остальные источники пустить вторым эшелоном.

Когда проанализировали возможности и потребности, потребностей оказалось несколько больше. Пришлось ужиматься, по всем видам генерации. В результате сегодня закладывается порядка 1,5 трлн рублей на модернизацию теплогенерации, а всего около 3,5 трлн рублей.

Предложения Минэнерго можно прочитать, например, здесь или здесь.

 

Виктор Зубарев, Комитет Госдумы по энергетике, говорил в целом о проблематике. Напомнил о потребностях развития Арктики. Помянул проект Энергостратегии до 2035 года. Важно, чтобы проблемы модернизации не тормозили экономику (вопрос о возможном росте тарифов на электроэнергию для промышленных потребителей).

Анатолий Голомолзин, ФАС, отметил, что официальной позиции ФАС по данному вопросу пока нет, и представители ведомства высказываются именно с этой оговоркой. ДПМ не оправдались в части контроля цен, механизм гарантирует возврат инвестиций генерации, но не гарантирует рыночные условия ценообразования, в т.ч. оплаты мощности.

 

В то же время, нельзя определять цену только по мощности генерации, надо смотреть по всей цепочке до потребления, иначе не факт, что генерация будет построена эффективно и рационально использоваться. Упомянул порядка 40 ГВт избыточных мощностей, имеющихся сегодня, и темп их вывода недостаточен. Только порядка 20% рынка формируют цену рыночным образом. Прежде чем включаться в широкомасштабные проекты, надо анализировать с точки зрения конкуренции. Например, на рынках газа уже гораздо больше независимого ценообразования, в эту сторону и предстоит двигаться.

Сегодня отбор на оптовом рынке не учитывает транспортное плечо, поэтому генерация, близкая к потребителю, увеличивает свою долю. Надо корректировать модель ценообразования, важно, сколько стоит электроэнергия у потребителя, а не на шинах станций.

Вопрос должен стоять не в обновлении генерации, а в комплексе – надо добавить расшивку узких мест в сетях плюс энергосбережение у потребителей. И тогда уже спрашиваем, сколько мы готовы платить за мощность на рынке электроэнергии.

Надо менять роли отдельных игроков. ГП сегодня выполняют несвойственную им функцию организации коммерческой инфраструктуры, того же учета, надо искать, какие институты смогут это на себя взять.

Новые технологии типа интернета энергии кардинально меняют ситуацию и технологически, и экономически, нельзя это упускать, говоря о программе модернизации на 15 лет, простая замена старого оборудования на новое не пройдет.

А запрос 1,5 млрд на цифровизацию некорректен – цифровизация тем и хороша, что должна кратно повысить эффективность, а не оцифровывать старые модели, надо вкладывать в нее средства с тем, чтобы затем воспроизводить их и вкладывать снова.

Евгений Жадовец, “Квадра”. Модернизация нужна, вопроса это у теплогенерации не вызывает. Что она даст? Позволит восстановить парковый ресурс, улучшить технико-экономические показатели, плюс есть готовность привлекать и отечественное энергомашиностроение, т.е. эффекты для промышленности.

 

Призвал учитывать, например, сезонность (тепловая генерация эффективна и востребована в зимнее время, но совсем не так летом), из-за чего будет проигрывать по экономике, надо брать не в среднем по году показатели при отборе, а по зимнему периоду. А бесплатного тепла не бывает, оно и зимой не бесплатно, поскольку любое производство тепла требует сжигания топлива.

 

 

Айрат Сабирзанов, “Татэнерго”. Цель программы – продление жизни ТЭС на перспективу 15-20 лет при минимизации стоимости. Но фактически, с учетом сроков окончания ДПМ-1 и цикла жизни оборудования (а Минэкономразвития предлагает брать программу на 25 лет).

 

Сейчас ведется разработка модели национальной энергетики на 2050 год, на этом горизонте надо сегодняшними решениями обеспечить ее эффективность. Параметры эффективности различных технологий на слайде.

Если посчитать деньги, то 1,5 трлн рублей до 2030 года, но учитывая срок жизни как минимум 15 лет этого оборудования, 2030 год – середина жизненного цикла, то мы говорим о суммах порядка 3 трлн рублей. Это сопоставимо с ДПМ-1, и это немалые деньги. На эти деньги надо ставить более дерзкие задачи, чем сегодня, не просто латать изношенные дыры.

Надо согласиться, что некоторое оборудование из имеющегося сегодня поддерживать не надо, надо переходить на новые технологии, тем более, есть возможности гораздо более высокой эффективности.

 

 

 

 

Василий Киселев, НП “Сообщество потребителей энергии”. Сами промпредприятия очень активно занимаются модернизацией, и понимают необходимость в модернизации электроэнергетики, но выступают против предложений Минэнерго России.

В первую очередь  – по срокам. Невозможно уже летом провести отбор проектов на 2022-27 годы, нет нужды так спешить.

 

 

Против за деньги потребителей консервировать технологии прошлого столетия. Эффектом будет некоторая стабильность, гарантии инвесторам, но цена для потребителей несопоставима.

Генерация могла бы продолжать вести модернизацию за свой счет – механизмами РСВ, КОМ. Странно слышать, что на модернизацию нет денег, если некоторые умудряются скупать конкурентов.

 

 

По ДПМ закончен период строительства, идет с 2017 до 2021 возврат денег от потребителей, это немалые суммы, неужели все они уйдут на погашение кредитов? “Почему снова надо идти с протянутой рукой?” Плюс, к 2021 году технологии еще шагнут, и не надо сейчас “приковывать себя к старым паровым галерам”. Отбирать объекты надо на открытом конкурсе, и тогда сможем удивиться новым решениям и их эффективности. Продлять свой парковый ресурс генерация может за свой счет, не надо обязывать экономику за это платить.

 

 

 

 

Александр Вилесов, Т Плюс. Сегодня цена на КОМ покрывает затраты текущие, но не дает модернизироваться.

Согласны, что надо смотреть совокупные затраты на срок функционирования, это выгодно потребителю. При этом нет смысла смотреть дольше, чем на 15 лет вперед, т.к. изменится профиль потребления, технологии, банки не дадут таких долгих денег и т.д.

Цена в результате ДПМ-1 беспрецедентно упала, в т.ч. на рынке КОМ (потому что ожидали большего роста потребления). Предполагалось, что к окончанию программы ДПМ цена с этих мощностей будет равна цене на КОМ, т.е. 900 тыс. рублей, однако сегодня мы видим цену 120, и эта разница показывает, как рухнули цены на мощность, и почему генераторы не в состоянии производить самостоятельные инвестиции в модернизацию.

 

 

 

 

 

 

Айман эль-Хашем, МакКинзи. Посчитали возможный эффект от программы. Если считать, что расходы будут порядка 1,5 трлн, то, с учетом всех макроэкономических цепочек, валовый эффект в ВВП будет порядка 1,9 трлн рублей к 2035 году. Но, поскольку это вызовет рост конечной цены на электроэнергию, чистый эффект может составить около 1,1 трлн рублей к 2035, плюс будет обновлен парк оборудования.

 

 

Ольга Старшинова, Уральский турбинный завод, Ротек. Нужна глубокая модернизация, тезисы о положении в энергомашиностроении России, конкуренции и заказах.

 

 

 

Георгий Кутовой, советник по энергетике ОМК. Задача модернизации не нова, т.к. за последние 25 лет мало модернизировали. А есть ли ТЭО к предложениям Минэнерго? Это и надо обсуждать. Порядка 50 ГВт избыточных мощностей сохраняются, баланс нарушен, надо вернуть деньги потребителю, который платит зря. Основная проблема сегодня в ТЭС, у них низкая загрузка по теплу. Подходить надо  индивидуально, инструмент – схемы теплоснабжения.

Кроме того, обеспечивая модернизацию энергетики, нельзя в жертву приносить модернизацию промышленности, она основа экономики. Технический прогресс, экологические требования сегодня очень сильно подтянули малую и распределенную генерацию, по эффективности она уже не хуже, а по стоимости часто лучше. И если смотреть по всей цепочке, то тем более, это часто актуальнее для потребителя, ведь энергетика – обеспечивающая отрасль, а не самоцель.

 

 

 

 

Валентин Межевич, Россети.  Исправить родовую ошибку первой реформы, мы же холодная страна, а рынок тепла плохо скомпоновали с рынком электроэнергии, и ТЭЦ пострадали.

 

Также выступили Дмитрий Вологжанин, Совет производителей энергии, Денис Черепанов, Деловая Россия, Игорь Шпектор, общественная палата.

 

 

Алексей Макрушин, НП “ЖКХ и городская среда”. Если некоторые источники сейчас не модернизируем, понадобится третья ДПМ-программа? Их надо поименно знать, и когда модернизируем, или когда и как выводим. Важна роль регионов. Единственный, кто за вечер упомянул первым альт.котельную – она призвана исключить перекрестное субсидирование между электроэнергией и теплом. В некоторых случаях регионы должны субсидировать модернизацию ТЭЦ, это лучше, чем строить котельные вместо них. Плюс, нужна ответственность инвестора за показатели эффективности.

Два главных тезиса: есть неотключаемые объекты; и важны те объекты, которые замыкают ценовые заявки, они и дадут эффект снижения цены.

А.В.Макрушин поделился своей презентацией, смотреть.

В. Кравченко, Минэнерго, заключительное слово:

  1. Надо честно разобраться, почему цена такая, как она сложилась, даже если она вас не устраивает.
  2. Распределенная генерация “заставляет улыбаться”. Почему то, что ею сегодня называется, показывает высокую эффективность? Очень низкая цена на газ, искаженное ценообразование для потребителя на СН1 СН2, плюс большая перекрестка, плюс система оплаты услуг по передаче. Если сделать одинаковые условия функционирования для малой и большой генерации и подправить перекрестку, установить разумные принципы оплаты услуг по передаче, то картина принципиально изменится. Только в искаженной тарифной картинке распределенная генерация эффективна.
  3. Однажды типа цена на мощность должна была совпасть с ценой на ДПМ, но этого не произошло. Она должна была расти, но ее искусственно сдерживали.
  4. Цену на газ тоже не поменяли.
  5. Не ликвидировали перекрестку по теплу. Не дали вывести старую генерацию, а новую построили.
  6. Да, наверное не самые современные решения готовы ставить, но у нас сложилась нулевая толерантность к росту цены.
  7. Да, не все решения в процессе модернизации будут “совсем-совсем экономически эффективными”, это ограничено возможностями нашего энергомашиностроения (нет газовых турбин высокой мощности). Надо ли впадать в зависимость от иностранных поставщиков ради эффективности?

Лучше пережечь 20-30-50 г топлива, но сидеть не при свечах. Речь идет об энергобезопасности в существующей системе координат.

Татьяна Гурова, “Эксперт”:

Сохраняется вопрос, насколько цена на эл.энергию для промышленности является ограничителем для роста экономики? Энергетики пока остаются вещью в себе, судя по процентным ставкам и для той, и для этой модернизации. Для инфраструктурного объекта желание иметь возврат 12% на капитал – это избыточно. Именно в этой части много вопросов как раз не к Минэнерго, а Минэкономразвития.

 

Для желающих – полное видео, спасибо “Эксперту”

 

 

Алексей Макрушин, НП “ЖКХ и городская среда”,  уже после мероприятия предложил в качестве резюме:

В целом проглядывает некоторый консенсус.

Во-первых, складывается общее мнение, что при отборе проектов необходимо смотреть на одноставочную цену производства энергии – только она важна в долгосрочной перспективе.

Во-вторых, необходимо будет решать проблемы ТЭЦ. Нужно сокращать мощности с одной стороны, и надстраивать их ГТУ – с другой. Если не решить вопрос ТЭЦ, потребуется еще один ДПМ. И здесь важно, что происходит в регионах на рынке тепла.

В третьих, акцент программы должен быть на станциях, определяющих цену электроэнергии. Реализуя государственную программу, мы должны переходить на новый технологический уровень и существенно повысить эффективность (снизить удельный расход топлива).

История про крест Чубайса годится только для самих тепловиков. Думаю, так слона не продашь, акцент реформы должен быть на том, что делать нужно потому что без этого никак или потому что это выгодно и генереторам и потребителям. А говорить, что после масштабного строительства мощностей нас скоро ждет дефицит как-то уж очень странно.

 

ЕА советует почитать по теме:

ДПМ-2: Ассоциация «Сообщество потребителей энергии» vs Минэнерго

Тепло… еще теплее

 

ВСЯ ПОДБОРКА по новой модели тепла и ДПМ-2 на ЕА

Больше оперативных новостей   в Телеграм

Присоединяйтесь к ЕА

на Facebook

Главный редактор
By Главный редактор Февраль 20, 2018 23:35
Добавить комментарий

Нет комментариев

Нет Комментариев!

Вы можете быть первым, кто прокомментирует эту статью.

Написать комментарий
Просмотреть комментарии

Добавить комментарий

Ваш E-mail адрес не будет опубликован.
Обязательные к заполнению поля помечены*

*

code

Избранное в Telegram