Над Россией снова навис «крест Чубайса» ,"гениально"раздерибанивший ЕС России, роздв в приватные руки
*
Единая энергетическая система России (ЕЭС России)
состоит из 70 региональных энергосистем, которые, в свою очередь,
образуют 7 объединенных энергетических систем: Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада.
Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно).
*
К 2025 году больше половины действующих генерирующих мощностей морально устареют.
Энергетики разрабатывают механизмы привлечения инвестиций для модернизации генерации, но в итоге так или иначе за это придется заплатить потребителям.
Крупные потребители считают, что все механизмы для модернизации уже созданы и оплачивать растущие аппетиты производителей не хотят.
Генерирующие компании
просят государство повернуться к проблемам модернизации действующих мощностей,
отметила председатель наблюдательного совета ассоциации «Совет производителей энергии»,
заместитель гендиректора по маркетингу и сбыту ООО «ИнтерРАО – управление электрогенерацией»
Александра Панина
на конференции «Электроэнергетика России».
К 2020 году средний возраст большинства тепловых электростанций в стране приблизится к 50 годам, при этом в России есть действующие энергоблоки, которым 60 и 70 и даже 100 лет.
Из существующих 230 тысяч МВт тепловой генерации в стране новые стройки по договорам поставки мощности (ДПМ), которые внедрялись в ходе реформы РАО «ЕЭС России»
для покрытия энергодефицита и обеспечения надежности, охватывают лишь 30 тысяч МВт.
Остальные 200 тысяч МВт требуют пристального внимания, подчеркнула она.
Если вовремя не инвестировать в модернизацию, то уже к 2026 году в энергетике может произойти массовый вывод до 50 ГВт действующих мощностей,
еще через 10 лет эта цифра увеличится более чем вдвое.
И тогда надежность энергосистемы окажется под угрозой, а на рынке возникнет дефицит мощностей.
Даже при самом пессимистическом сценарии роста энергопотребления на 1% в год разница между действующей и требуемой мощностью к 2026 году составит 50 ГВт, предупреждает Панина.
Опять «крест»
«Крест Чубайса», графически изображающий разрыв между спросом на электроэнергию
и действующей мощностью, не совсем исчез, а сдвинулся во времени примерно на 2020–2025 годы,
уверены производители.
В свое время РАО «ЕЭС России» прогнозировало рост энергопотребления на 4,4% в год, однако текущие экономические условия привели к серьезному спаду в 2014–2015 годах.
В прошлом и нынешнем году наметился рост энергопотребления (в 2016 году на 1,7% по сравнению с 2015 годом, — «Газета.Ru»), отметила Панина.
В настоящее время рост спроса уже достиг 3,4%.
При таких темпах дефицит из-за вывода старых блоков может наступить уже в самые ближайшие годы, уверены производители.
По данным «Системного оператора», в январе этого года рост энергопотребления составил 0,2% по сравнению с первым месяцем 2016 года,
в феврале — 0,8%, в марте — 0,9%.
В апреле энергопотребление в целом по стране выросло на 3,4%.
Однако многие эксперты считают это сезонным фактором и связывают с неблагоприятными погодными условиями в центральной части страны.
В ближайшие пять, а скорее всего и десять лет рост энергопотребления выше 1% в год нам точно не грозит,
уверен директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин.
Директор ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев считает, что в ближайшие годы «электропотребление, скорее всего, будет стагнировать».
Ранее об отсутствии оптимизма в этом вопросе говорил и глава «Газпром-энергохолдинга» Денис Федоров. В лучшем случае рост спроса сохранится на уровне 1–1,2% в год, сказал он на пресс-конференции в мае.
«Есть ли дефицит к 2021 году — это очень дискуссионно, но то, что он есть к 2025 году, – это никто не спорит… если к какому-то моменту придет массовый вывод, то мы просто не успеем ни модернизировать, ни построить», — предупреждает Панина.
Модернизация — это не быстрый процесс, по оценке производителей, глубокое техническое переоснащение занимает в среднем четыре года, более поверхностное — минимум два.
Ремонт и модернизация
Власти и участники рынка обсуждают три механизма привлечения инвестиций на модернизацию.
Это увеличение платы за мощность — индексация цены конкурентного отбора мощности (КОМ) в европейской части России и на Урале,
принятие программы, аналогичной договорам предоставления мощности, так называемый ДПМ-штрих,
и конкурсный отбор проектов по типу механизма госгарантирования инвестиций.
Первый заместитель генерального директора «Газпром-энергохолдинга» Павел Шацкий считает, что для выполнения «программы минимум» модернизации (замена ресурсоопределяющих деталей на энергоблоках)
цена КОМ должна быть повышена с нынешних 112 тыс. до 170 тыс. рублей.
(Безучета инфляции?)
В этом случае, подчеркнул он, компания сможет модернизировать порядка пяти объектов за три года. При текущих ценах — только один.
Для более серьезных ремонтов
(реконструкция котлов, замена генераторов и т.п.)
цена должна быть в три раза выше нынешнего уровня,
а полная замена оборудования, включая установку новых турбин и котлов, оправдана при цене КОМ не менее 700 тыс. рублей.
Текущие цены КОМ не позволяют обеспечивать возврат инвестиций не только в новое строительство,
но и в замену основного оборудования, соглашается помощник председателя наблюдательного совета компании «Базовый элемент» Михаил Плохотников.
По его мнению, достаточные экономические стимулы для собственников создаст цена на уровне 315 тыс. рублей за МВт.
Панина отмечает, что эффективно было бы задействовать все три механизма привлечения средств, а рост цены КОМ мог бы стать первоочередной мерой.
Она напомнила, что в 2015–2016 годах общий рост инфляции был на уровне 18%, а цены конкурентного отбора мощности энергетикам проиндексировали только на 3,8%.
«Речь идет о цене КОМ 2021 года, к которой нам бы компенсировали инфляцию 2015 года», — подчеркнула она.
Все заинтересованы в том, чтобы был проработан механизм взаимных обязательств государства и инвестора, аналогичный ДПМ.
Энергетические проекты, как правило, долгосрочные, с длительным сроком окупаемости, поэтому всем важна практика договоров с прописанными обязательствами сторон.
Ранее министр энергетики Александр Новак говорил, что его ведомство рассчитывает найти оптимальное решение по этому вопросу до конца года.
«У нас даже начиналась такая работа с Минэнерго, был ряд совещаний. Сейчас мяч на стороне генераторов… Нужно дописывать сложные механизмы, как проводить конкурсы, можно ли конструктор делать из цены. Нам, наверное, нужно еще какое-то время, чтобы как генераторам сформировать комплексное предложение», — сказала Панина.
За лето генераторы планируют подготовить свои предложения и надеются, что к концу года у Минэнерго будет соответствующий нормативно-правовой акт в высокой степени проработки.
На момент выхода материала получить комментарий Минэнерго не удалось.
Потребители против
«Как вы не назовите эту программу — это все средства, которые идут из кармана потребителя, нет другого источника», — отмечает Пикин.
«Даже средства, которые теоретически производители могут привлечь, они потом будут закладываться в окупаемость таких инвестиций, и в итоге опять же заплатит потребитель», — добавил он.
Потребители уже оплачивают обновление фактически одной трети необходимой мощности по программе ДПМ, включая новые АЭС и ГЭС, сказал «Газете.Ru» директор ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев.
«Треть необходимой потребителям мощности в энергосистеме сейчас абсолютно новая.
Сложившегося избытка мощности, с учетом новых вводов и его жизненного ресурса, хватает на удовлетворение даже растущего спроса в долгосрочной перспективе.
Острой необходимости в модернизации мощностей не просматривается как минимум в ближайшие лет пятнадцать», — считает Киселев.
????
Если же генерирующая компания хочет улучшить технико-экономические показатели своих объектов и повысить рыночную эффективность,
то необходимые условия для этого уже созданы, добавляет Киселев.
«Потребители в этом вопросе не могут им ничем помочь и переплачивать за мощность сверх рыночной цены конкурентного отбора не намерены», — подчеркивает он.
Потребители с 2011 года инвестировали в строительство новых станций по программе ДПМ 660 млрд рублей, напомнил президент «Росэнергосбыта» Михаил Андронов.
И далеко не все построенные блоки работают на полную мощность. Все решения об объектах по второй волне ДПМ, если этот механизм будет продлен, должны принимать точечно, с пониманием, кто производимую электроэнергию будет потреблять и в каких объемах, добавил он.
Прогноз электропотребления при энергореформе был существенно завышен, и удовлетворить спрос можно было без новых дорогостоящих строек, четверть построенной мощности загружено менее чем на 40%, сетует Киселев.
Механизм ДПМ он называет «абсолютно нерыночным» и выступает категорически против его применения в будущем.
Когда внедрялась программа ДПМ, планировалось, что параллельно с новыми вводами будут еще и выводы, напомнил Пикин. Ожидаемого спроса не было, неэффективных мощностей вывели мало, отмечает эксперт. На фоне ввода 30 ГВт объем выводов к 2020 году составит 19 ГВт.
Ожидаемого профицита при сохранении текущего спроса хватит на годы вперед.
Здесь нужен здравый арбитр, который эту задачу превратит в расчетную, «нужен четкий холодный расчет», уверен эксперт.
Завершить реформу
Через 10 лет проблема вернется, считает заместитель генерального директора «En+девелопмент» Игорь Попов.
Даже в случае пролонгации механизма ДПМ проблема нехватки денег на поддержание действующего оборудования не будет решена, эта мера позволит ее отложить на время, сказал он в ходе дискуссии на конференции «Электроэнергетика России».
«Ответ на этот вопрос должен дать рынок, полноценный рынок», — считает Попов. На прошедших слушаниях по итогам реформы электроэнергетики все сходились во мнении, что она у нас не завершена. И ее на каком-то уровне завершать надо, добавил он.
«У нас еще энергостратегия не принята в полном виде, — сетует Пикин. — Она обсуждалась много раз в правительстве, но в полной мере принята не была».
Следом за энергостратегией стоит разработка генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2035 года,
где этому вопросу должно быть уделено более скрупулезное внимание, уверен эксперт.
PS
Каждому хочется малость погреться - наесться
у общего корыта !!
Правы все и каждый в отдельности!
И Потребители и Генераторы электричества
Не просмативается главный "Игрок" - государство.
Которое не накопила на новый план ГОЭРЛО.
Развело туеву тучу Олигагрхов, вложивших национальное достояние
на яхты, собственные острова, позолоченнеые дачи,
олимпиады м пр. хрень.
Простила долги заёмщикам-банкротам
Пообещало безвозвратные кредиты на десятки АЭС новым халявщикам
Тратит всё, что осталось на оружие.
Чубайс предсказал, когда в России разразится энергетический кризис
Глава «Роснано» Анатолий Чубайс предупредил о надвигающемся энергодефиците.
Если сейчас не строить новые станции и не модернизировать действующие блоки, то уже через пять лет
Россия может столкнуться с серьезным энергокризисом.
О подобных рисках сами энергетики предупреждали неоднократно: большая часть действующего оборудования на станциях крайне изношена,
а эффективный механизм модернизации между правительством и участниками рынка все еще не согласован.
Бывший глава ныне упраздненного РАО «ЕЭС России», а ныне председатель правления УК «Роснано» Анатолий Чубайс вновь предрекает России энергетический коллапс.
Если вовремя не строить новые энергомощности, уже через 5-7 лет стране может не хватить электроэнергии
и в самый неподходящий момент, например, зимой, в стране выключится свет.
«Если делать прогноз на будущее, то в нем практически все сходятся на мысли,
что этот ресурс исчерпается.
Одни говорят — к 2021 году, другие — к 2023-му, третьи — к 2025-му. Думаю, в диапазоне от шести до семи лет, если не обеспечивать новые вводы, мы снова получим такую же проблему, из которой вышли благодаря реформе (электроэнергетики – «Газета.Ru»)», — сказал Чубайс в интервью «Российской газете».
Пока, признает бывший главный энергетик России, кризиса в отечественной энергетике нет, но «импульс реформы исчерпывается, и отрасли нужно придать новый стимул для модернизации».
Чтобы построить электростанцию необходимо три года, а то и 5-7. Чтобы через 4 года запустить станцию, надо уже сейчас принять решение о ее вводе, через полгода-год начать строить, чтобы через 4 года ее запустить.
На первый взгляд в энергетике сейчас нет дефицита. Как ранее отмечал директор ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев, «треть необходимой потребителям мощности в энергосистеме сейчас абсолютно новая».
«Сложившегося избытка мощности, с учетом новых вводов и его жизненного ресурса, хватает на удовлетворение даже растущего спроса в долгосрочной перспективе.
Острой необходимости в модернизации мощностей не просматривается как минимум в ближайшие лет пятнадцать», — уверен он.
В начале октября глава Минэнерго Александр Новак заявлял, что энергопотребление предстоящей зимой в России вырастет на 1,8% по сравнению с аналогичным прошлогодним показателем. Эта динамика, по словам министра, связана с набирающим обороты экономическим ростом в стране.
Энергетики неоднократно говорили, что одна из главных проблем российской энергосистемы – высокий процент износа основных фондов. Председатель наблюдательного совета ассоциации «Совет производителей энергии», заместитель гендиректора по маркетингу и сбыту ООО «ИнтерРАО – управление электрогенерацией» Александра Панина еще летом отмечала, что
к 2020 году средний возраст большинства тепловых электростанций в стране приблизится к 50 годам, при этом сейчас в России есть действующие энергоблоки, которым 60 и 70 и даже 100 лет.
Если вовремя не инвестировать в модернизацию, то уже к 2026 году в энергетике может произойти массовый вывод до 50 ГВт действующих мощностей, еще через 10 лет эта цифра увеличится более чем вдвое. Даже при самом пессимистическом сценарии роста энергопотребления на 1% в год разница между действующей и требуемой мощностью к 2026 году составит 50 ГВт, предупреждает Панина.
По оценке Минэнерго, до 2035 года в России потребуется модернизация энергообъектов общей мощностью до 70 тыс. МВт.
Во времена РАО «ЕЭС» рост энергопотребления прогнозировался на уровне 4,4% в год. Текущие экономические условия привели к серьезному спаду в 2014–2015 годах, однако уже в 2016 году был отмечен рост на 1,7%, а минувшей весной рост спроса достиг 3,4%.
«Крест Чубайса», графически изображающий разрыв между спросом на электроэнергию и действующей мощностью, не совсем исчез, а сдвинулся во времени примерно на 2020–2025 годы, уверены эксперты отрасли.
В настоящее время энергетики с профильными ведомствами, в первую очередь с Минэнерго, обсуждают экономически эффективный механизм модернизации мощностей.
Мизулина сообщила о смерти ХворостовскогоКак выглядела в молодости Надежда Крупская (фото)Девушки прошли в купальниках по одной из самых оживленных улиц (фото)В Москве погибла актриса "Сатирикона"Основная часть волны вводов тепловых станций за последние десять лет основана на так называемых ДПМ (договоры на поставки мощности), напоминает Чубайс. Это важный инвестиционный механизм, созданный в ходе реформы энергетики, однако срок его действия завершается.
«Дальше — нужна концепция новых механизмов модернизации. Так или иначе, она будет. Насколько я понимаю ситуацию в правительстве, дискуссия на эту тему входит уже в завершающую стадию. Скорее всего, к концу года могут принять базовое инвестиционное решение», — отмечает Чубайс.
Ранее представители Минэнерго отмечали, что окончательное решение по этому вопросу может быть принято до конца года.
На прошлой неделе министр энергетики сообщил журналистам, что новая программа модернизации энергетических мощностей, так называемый «ДПМ-Штрих», начнет работать не ранее 2019 года.
Над Россией снова навис «крест Чубайса»
К 2025 году больше половины действующих генерирующих мощностей морально устареют. Энергетики разрабатывают механизмы привлечения инвестиций для... >
Он отметил, что министерство делает все необходимое, «чтобы процесс был не затянутый, важные решения принимались в ближайшее время».
В новых ДПМ, которые должны запустить вторую волну инвестиций, задача роста объема мощностей не настолько важна, как десять лет назад, уверен Чубайс.
Гораздо важнее другая задача — модернизация, обновление, внедрение новых технологий», — отметил глава «Роснано».
«Вторая задача, и это моя принципиальная позиция, — как раз государственная поддержка проекта возобновляемой энергетики», — добавил он, обратив внимание, что система мер поддержки сейчас эффективно работает, но рассчитана она только до 2024 года. «Если не будет поддержки за пределами 2024 года, то отрасль останется в полузачаточном состоянии», —
Экс-председатель правления холдинга Анатолий Чубайс о том, как за 10 лет изменилась российская энергетика
28 июня
Главной целью реформы было обеспечение инвестиционного рывкаЕ. Стецко / Ведомости10 лет назад,
в июне 2008 г., завершился важнейший этап реформы электроэнергетики России – реорганизация РАО «ЕЭС России»
Отрасль, считавшаяся нереформируемой монополией, контролируемой государством, начала превращаться в рыночную, основанную на конкуренции и частной собственности.
10 лет – оптимальный отрезок времени, позволяющий понять, что получилось, а что нет.
Что получилось
Главной целью реформы было обеспечение инвестиционного рывка. Потребность отрасли в инвестициях была беспрецедентной.
Только в 2006–2010 гг. она оценивалась примерно в 11,8 трлн руб., из которых 6,75 трлн руб. требовались на создание новых генерирующих мощностей.
Запуск программы привлечения инвестиций был осуществлен еще на этапе существования РАО ЕЭС: в 2007–2008 гг. было проведено 18 публичных размещений акций генерирующих компаний, обеспечивших привлечение почти 1 трлн руб. частных инвестиций.
Эти средства были направлены на осуществление беспрецедентной программы нового строительства.
Энергетика накануне реформы
В конце 1990-х гг. оплачивалось менее 80 % потребления электроэнергии
(из них оплата денежными средствами – менее 20%,
остальное – зачеты, бартеры, векселя и пр.).
Из-за неплатежей на электростанциях возникал дефицит топлива, энергетики проводили массовые забастовки и голодовки из-за задержки зарплат до полугода.
20 региональных энергосистем и федеральных станций находились на разных стадиях банкротства.
Из-за неоплаты энергии и нехватки топлива вводились веерные отключения промышленных потребителей, впоследствии замененные на адресные отключения неплательщиков.
В список регионов высоких рисков прохождения отопительного сезона входили Московская, Ленинградская, Кубанская и другие крупные энергосистемы.
К 2001 году до 100% электроэнергии оплачивались денежными средствами,
в полтора раза сократились объемы кредиторской и дебиторской задолженностей РАО ЕЭС.
Общая мощность объектов, введенных по разработанному в ходе реформы механизму договоров на поставки мощностей (ДПМ), составила за 2008–2017 гг. 26,5 ГВт,
а всего за тот же период введено 39,8 ГВт (здесь и далее данные расчетов Российского энергетического агентства Минэнерго России). Это крупнейший объем вводов в энергетике за несколько десятилетий. Для сравнения: в 1991–2001 гг. общая мощность введенных генерирующих мощностей в стране составила лишь 12,4 ГВт.
Уровень исполнения обязательств по новым вводам оказался достаточно высоким: из запланированных по ДПМ 136 объектов было запущено 129.
В основном новые объекты – это парогазовые блоки, самые современные технологии в тепловой энергетике.
В сетевом комплексе, оставшемся под контролем государства, невозможно было рассчитывать на частные инвестиции.
Здесь работал другой, предложенный в ходе реформы механизм – инвестиционное тарифообразование
(так называемое RAB-регулирование).
Он также обеспечил беспрецедентный объем вводов сетевых мощностей. В 2008–2017 гг. было построено более 73 000 МВА подстанций
и почти 36 000 км линий электропередачи классами напряжения 220–750 кВ.
Что не получилось у реформаторов РАО ЕЭС
Экономист Владимир Милов об итогах реформы российской энергетики
Анатолий Чубайс в своей статье
«Чем закончилась реформа РАО ЕЭС»
ожидаемо защищает итоги реформирования российской электроэнергетики.
Но его текст больше похож на годовой отчет на коллегии Минэнерго СССР
– там много слов о низкой аварийности, надежности, строительстве новых мощностей.
Осмелюсь напомнить, что реформа затевалась не для этого – она затевалась для создания конкурентного рынка электроэнергии, который в России в итоге так и не возник.
Конкурентный рынок должен был сбалансировать цены, привлечь инвесторов
– но в итоге мы получили манипулятивный олигопольный рынок с постоянно растущими ценами,
оплачиваемый потребителями колоссальный избыток мощностей
и полное отсутствие интереса новых инвесторов к отрасли.
Для потребителей электроэнергии нет ничего важнее цен.
С ценами все получилось совсем плохо.
Если в 2006 г. средняя цена электроэнергии для промышленных потребителей в России составляла 3,50 цента за 1 кВт ч
по курсу того периода, а в США – 6,16 цента
(сравниваются данные Росстата о средних ценах производителей промышленных товаров и данные Energy Information Administration, Electric Power Monthly. – В. М.),
то уже в 2013 г. наша цена для промышленности выросла до 6,90 цента за 1 кВт ч, опередив американскую (6,82 цента).
Потом последовала бешеная девальвация рубля,
осложнившая межстрановые сопоставления, – видимо, слова Чубайса, что наши цены ниже американских на 12%,
учитывают поправку на девальвацию.
Но даже с учетом этого фактора динамика тут не очень хорошая: если в 2016 г. девальвация обесценила электроэнергию для промышленности в России до 3,5 цента за 1 кВт ч,
то в 2017 г. цена составила уже 5,6 цента, стремительно приближаясь к отметке 2013 г.,
когда мы обогнали США по дороговизне электроэнергии для промышленности
(хотелось бы, конечно, обогнать их в чем-то другом).
Мне не кажется оправданной гордость Чубайса, что у нас электроэнергия сильно дешевле
чем в Европе: европейская электроэнергетика работает во многом на импортном топливе
и там до сих пор не завершен процесс реформы монопольных национальных энергорынков.
Если бы в начале 2000-х гг. реформаторы обещали правительству такой скромный результат,
как «цены всего лишь пониже самых дорогих стран Европы», то их с таким целеполаганием просто послали бы подальше.
А вот США с их конкурентными рынками топлива и электроэнергии гораздо более релевантный пример:
там цены вот уже более десятилетия стабильно держатся на уровне 6–7 центов за 1 кВт ч.
На таком неприятном ценовом фоне рассуждать об успехах реформы по меньшей мере странно. Конечно, главная причина удорожания электроэнергии
– глубоко ошибочная ставка правительства на сохранение монопольной структуры газовой отрасли и принятие в 2007 г. программы доведения внутренних цен на газ до самого дорогого в мире бенчмарка –
экспортных цен на газ для континентальной Европы.
Если бы «Газпром» был разделен и был создан конкурентный рынок газа, электричество
в России стоило бы заметно дешевле.
Но не только в этом дело.
Российский энергорынок оказался олигопольным – 55% установленной мощности здесь контролируют четыре связанные с государством компании
(«Газпром энергохолдинг», «Интер РАО», «Русгидро», «Росатом»),
а еще порядка 20% – три крупные бизнес-группы Олега Дерипаски, Виктора Вексельберга и Андрея Мельниченко.
В совокупности это почти три четверти мощности
(в тех же США пять крупнейших энергокомпаний контролируют только 20% мощностей).
Было крайне странно читать, когда Чубайс попытался покритиковать меня за якобы неверный прогноз по этому поводу.
В своей статье 2008 г. («Незавершенная работа» – «Ведомости», 25.06.2008)
я писал о рисках скупки генерации рядом крупных игроков рынка (прежде всего «Газпромом»):
«Есть высокая вероятность, что после ухода Чубайса эти игроки используют свои высокие лоббистские возможности, быстро перетряхнут и структуру компаний,
укрупнив их, и модель рынка электроэнергии».
Чубайс пишет:
«Эти прогнозы не сбылись».
Да почему не сбылись-то?
Из изначально запланированных 10 оптовых (ОГК) и 14 территориальных (ТГК) генерирующих компаний сейчас фактически действуют только 5 ОГК и 7 независимых от них ТГК.
Cтруктура генерации резко укрупнилась.
«Газпром» скупил ОГК-2, ОГК-6, ТГК-1, «Мосэнерго»; «Интер РАО» (председатель совета директоров – Игорь Сечин)
– ОГК-1, ОГК-3, ТГК-11 («Газпром» и «Интер РАО» тут же свою генерацию консолидировали).
Что ж тут не сбылось-то, смею спросить?..
В отрасль за десятилетие так и не пришли никакие новые инвесторы.
Немецкая Uniper (ОГК-4), итальянская Enel (ОГК-5) и финская Fortum (ТГК-10) купили эти компании более 10 лет назад,
и это лишь 10% всех мощностей.
Ни одного крупного входа частных инвесторов на энергорынок с момента ликвидации РАО ЕЭС не было
– были только консолидации компаний под контролем госструктур.
Это оглушительный провал идеи открытия отрасли для частного капитала.
Энергореформа: Риски мнимые и реальные
Помимо олигопольной структуры рынка мы, на мой взгляд, имеем дело еще и с очевидным «захватом регулятора» (regulatory capture): когда государственные регуляторы рынка (в широком смысле слова – от курирующего вице-премьера до целого блока профильных ведомств) фактически действуют не в интересах потребителей,
а в сговоре с несколькими крупными игроками рынка и в их интересах.
Невероятный избыток мощности почти в 100 ГВт, оплачиваемый потребителями, – прямое следствие сговора крупных бизнес-групп с кэптивным регулятором,
обеспечившего выгодное исключительно генераторам и невыгодное стране решение о внедрении «рынка мощности»,
и теперь мы вынуждены оплачивать все эти ненужные 100 ГВт.
Чубайс как-то стеснительно обходит вниманием корни этой проблемы, рассуждая в духе
«ну, так получилось».
Убежден, что это получилось не случайно:
механизм оплаты десятков гигаватт ненужных потребителям мощностей был сознательно внедрен в результате сговора крупных игроков и регуляторов
(решения об этом открыто принимались на совещаниях в правительстве) и никто не посмел этому перечить.
Более того, сейчас, вместо того чтобы снизить цены на избыточные мощности,
как ранее было обещано, нам пытаются навязать новый механизм оплаты прихотей генераторов в виде так называемого
ДПМ-2, о котором Чубайс упоминает лишь вскользь.
Никто не ожидал экономического кризиса, поэтому так чрезмерно много наинвестировали?
Да ладно, я еще в 2011 г. написал для Московского центра Карнеги статью
«Российская экономика: состояние неопределенности»,
где говорил о предстоящем России минимум десятилетии стагнации, – и я был такой далеко не один.
После кризиса 2008 г. отсутствие механизмов дальнейшего роста
в той неэффективной дирижистской экономической модели, которая сформировалась при Путине, было очевидно многим.
Сложились большие избыточные мощности?
Так рыночные механизмы должны обеспечивать закрытие неэффективных станций и их вывод с рынка,
чтобы потребители все эти излишки не оплачивали!
Ведь ровно это и предполагали концепции реформы, разрабатывавшиеся в начале 2000-х гг.
А почему избыточные мощности не выводят и мы продолжаем все это оплачивать?
Да потому, что конкурентного рынка нет, а есть олигополия в сговоре с кэптивным регулятором.
Не только не выведут лишние мощности, а еще сейчас на всех нас повесят и оплату пресловутого ДПМ-2
– потому что мы хорошо знаем, как в самых разных отраслях пригретые государством монополии и олигополии издеваются над нами, потребителями.
Вот такие «итоги реформы».
Давайте не прятать все эти неприглядные антиконкурентные эффекты за рассуждениями о надежности и цифрами вводов мощностей,
уважаемый Анатолий Борисович,
– мы не в Минэнерго СССР.
Буду рад вас видеть в своей еженедельной программе на канале «Навальный-live»
и обсудить все это очно, если вы готовы к диалогу на эту тему.
Вы не можете начинать темы Вы не можете отвечать на сообщения Вы не можете редактировать свои сообщения Вы не можете удалять свои сообщения Вы не можете голосовать в опросах
FAQ
Поиск
Пользователи
Группы
Регистрация
Профиль
Войти и проверить личные сообщения
Вход
