Уровень локализации для СЭС и штрафы за её невыполнение могут поднять
Правила отбора проектов солнечной генерации с вводом в 2023–2024 годах по программе поддержки ВИЭ могут существенно измениться. Минпромторг предлагает увеличить уровень локализации для СЭС до 95 баллов (примерно 85% от состава оборудования), а штраф за невыполнение этих требований — с нынешних 65% до 95% от платежа за мощность, следует из проекта постановления. Одновременно предельный уровень капитальных вложений для СЭС будет снижен примерно на треть, до 65 тыс. руб. за 1 кВт.
До конца текущего года планируется разыграть 478,6 МВт СЭС с запуском в 2023 и 2024 годах. Ожидается, что построенные станции получат за мощность в общей сложности около 90 млрд руб. за 15 лет.
Среди потенциальных участников отбора СЭС шесть инвесторов — «Хевел», «Солар Системс», «Фортум», «Т Плюс», «Юнипро», «Энел Россия».
По данным «Коммерсанта» о твердом намерении участвовать в отборе сообщили лишь «Хевел» и «Солар Системс», обе имеют площадки по производству оборудования для СЭС. В «Фортуме» не комментируют свои планы по участию в конкурсах, но критикуют предложения Минпромторга. Проект предполагает изменение правил для уже существующей программы ДПМ ВИЭ, отмечают в компании. «В отношении будущей программы такие штрафы создадут абсолютно тепличные условия для российских производителей солнечных модулей. Это негативно скажется на конкуренции и увеличит стоимость проектов, а значит, и цену мощности»,— рассказали в «Фортуме».
В Ассоциации развития возобновляемой энергетики добавляют, что резкое ужесточение правил может расцениваться инвесторами и финансовыми институтами как ухудшение инвестклимата. Правильно было бы отложить все существенные изменения до начала новой программы ДМП ВИЭ после 2025 года, но даже в ней не должно быть перекосов, полагают там.
Повышение локализации оборудования поддерживают и в ФАС, поскольку это «важная мера поддержки развития экономики РФ», сообщил заместитель главы службы Виталий Королев.
#виэ #орэм
Правила отбора проектов солнечной генерации с вводом в 2023–2024 годах по программе поддержки ВИЭ могут существенно измениться. Минпромторг предлагает увеличить уровень локализации для СЭС до 95 баллов (примерно 85% от состава оборудования), а штраф за невыполнение этих требований — с нынешних 65% до 95% от платежа за мощность, следует из проекта постановления. Одновременно предельный уровень капитальных вложений для СЭС будет снижен примерно на треть, до 65 тыс. руб. за 1 кВт.
До конца текущего года планируется разыграть 478,6 МВт СЭС с запуском в 2023 и 2024 годах. Ожидается, что построенные станции получат за мощность в общей сложности около 90 млрд руб. за 15 лет.
Среди потенциальных участников отбора СЭС шесть инвесторов — «Хевел», «Солар Системс», «Фортум», «Т Плюс», «Юнипро», «Энел Россия».
По данным «Коммерсанта» о твердом намерении участвовать в отборе сообщили лишь «Хевел» и «Солар Системс», обе имеют площадки по производству оборудования для СЭС. В «Фортуме» не комментируют свои планы по участию в конкурсах, но критикуют предложения Минпромторга. Проект предполагает изменение правил для уже существующей программы ДПМ ВИЭ, отмечают в компании. «В отношении будущей программы такие штрафы создадут абсолютно тепличные условия для российских производителей солнечных модулей. Это негативно скажется на конкуренции и увеличит стоимость проектов, а значит, и цену мощности»,— рассказали в «Фортуме».
В Ассоциации развития возобновляемой энергетики добавляют, что резкое ужесточение правил может расцениваться инвесторами и финансовыми институтами как ухудшение инвестклимата. Правильно было бы отложить все существенные изменения до начала новой программы ДМП ВИЭ после 2025 года, но даже в ней не должно быть перекосов, полагают там.
Повышение локализации оборудования поддерживают и в ФАС, поскольку это «важная мера поддержки развития экономики РФ», сообщил заместитель главы службы Виталий Королев.
#виэ #орэм
Системный оператор отобрал 43 агрегатора управления спросом на розничном рынке
Системный оператор Единой энергетической системы подвел итоги четвертого отбора исполнителей услуг по управлению спросом на электрическую энергию на розничном рынке.
Заявки на отбор были поданы 56 компаниями в отношении 203 объектов управления.
По итогам процедуры отобраны заявки 43 участников в отношении 155 объектов агрегированного управления.
Предельный объем услуг по управлению спросом на электрическую энергию на 2020 год составляет 0,5% спроса на мощность в соответствующей ценовой зоне оптового рынка электроэнергии: для I ценовой зоны оптового рынка - 712,55 МВт, для II ценовой зоны оптового рынка - 198,37 МВт. Всего на отбор было подано заявок с плановым объемом снижения потребления 347,49 МВт, отобранный плановый объем снижения потребления составил 281,193 МВт.
Критерием конкурентного отбора являлась минимизация общей стоимости совокупного объема оказания услуг по управлению спросом на электрическую энергию, определяемого по итогам отбора. Минимальная цена заявки от компании-агрегатора в I ценовой зоне составила 50 000 руб./МВт в месяц, максимальная - 835 000 руб./МВт в месяц, по II ценовой зоне - 400 000 руб./МВт в месяц и 650 000 руб./МВт в месяц соответственно. Средневзвешенная цена отобранных объемов снижения потребления составила 346 582,44 руб./МВт в мес. по 1 ценовой зоне ОРЭМ и 520 283,57 руб./МВт в мес. по 2 ценовой зоне ОРЭМ.
Следующий отбор будет организован в июне с периодом оказания услуг с июля по сентябрь 2020 года.
https://www.rvc.ru/press-service/media-review/nti/155643/
#орэм #со
Системный оператор Единой энергетической системы подвел итоги четвертого отбора исполнителей услуг по управлению спросом на электрическую энергию на розничном рынке.
Заявки на отбор были поданы 56 компаниями в отношении 203 объектов управления.
По итогам процедуры отобраны заявки 43 участников в отношении 155 объектов агрегированного управления.
Предельный объем услуг по управлению спросом на электрическую энергию на 2020 год составляет 0,5% спроса на мощность в соответствующей ценовой зоне оптового рынка электроэнергии: для I ценовой зоны оптового рынка - 712,55 МВт, для II ценовой зоны оптового рынка - 198,37 МВт. Всего на отбор было подано заявок с плановым объемом снижения потребления 347,49 МВт, отобранный плановый объем снижения потребления составил 281,193 МВт.
Критерием конкурентного отбора являлась минимизация общей стоимости совокупного объема оказания услуг по управлению спросом на электрическую энергию, определяемого по итогам отбора. Минимальная цена заявки от компании-агрегатора в I ценовой зоне составила 50 000 руб./МВт в месяц, максимальная - 835 000 руб./МВт в месяц, по II ценовой зоне - 400 000 руб./МВт в месяц и 650 000 руб./МВт в месяц соответственно. Средневзвешенная цена отобранных объемов снижения потребления составила 346 582,44 руб./МВт в мес. по 1 ценовой зоне ОРЭМ и 520 283,57 руб./МВт в мес. по 2 ценовой зоне ОРЭМ.
Следующий отбор будет организован в июне с периодом оказания услуг с июля по сентябрь 2020 года.
https://www.rvc.ru/press-service/media-review/nti/155643/
#орэм #со
www.rvc.ru
Системный оператор отобрал 43 агрегатора управления спросом на розничном рынке
Системный оператор Единой энергетической системы подвел итоги четвертого отбора исполнителей услуг по управлению спросом на электрическую энергию на розничном рынке в рамках пилотного проекта, проводимого на основании постановления правительства РФ № 287…
РусГидро просит возможности участия в новых конкурсах ВИЭ, несмотря на просрочки вводов
ПАО "РусГидро" обращалось в ассоциацию "НП "Совет рынка" с просьбой дать возможность участвовать в новых раундах отборов проектов возобновляемой энергетики в условиях просрочки вводов станций в эксплуатацию, следует из материалов "Совета рынка".
Дело в том, что в настоящий момент инвесторам, которые просрочили ввод в эксплуатацию двух и более объектов ВИЭ так, что в их отношении перестали действовать договоры о предоставлении мощности (ДПМ), нельзя принимать участие в других отборах.
Соответствующие предложения компании обсуждались на рабочей группе в ассоциации "НП "Совет рынка". Согласно тексту письма ассоциации в Минэнерго (по данным "Интерфакс"), в ассоциации считают возможным согласиться с предложением "РусГидро" лишь в том случае, если по проектам своевременно и в полном объеме выплачиваются штрафы и неустойки из-за просрочки.
В "РусГидро" "Интерфаксу" свои предложения не прокомментировали. Как пояснили в "Совете рынка", до настоящего времени ДПМ ВИЭ в отношении малых ГЭС, в том числе "РусГидро", не расторгались.
Портфель проектов "РусГидро" в рамках программы ДПМ включает в себя пять объектов общей мощностью 70 МВт. При этом три объекта "РусГидро" на Северном Кавказе мощностью 20 МВт были оштрафованы в декабре 2019 г. за срыв сроков ввода в эксплуатацию.
#орэм #русгидро #HYDR
ПАО "РусГидро" обращалось в ассоциацию "НП "Совет рынка" с просьбой дать возможность участвовать в новых раундах отборов проектов возобновляемой энергетики в условиях просрочки вводов станций в эксплуатацию, следует из материалов "Совета рынка".
Дело в том, что в настоящий момент инвесторам, которые просрочили ввод в эксплуатацию двух и более объектов ВИЭ так, что в их отношении перестали действовать договоры о предоставлении мощности (ДПМ), нельзя принимать участие в других отборах.
Соответствующие предложения компании обсуждались на рабочей группе в ассоциации "НП "Совет рынка". Согласно тексту письма ассоциации в Минэнерго (по данным "Интерфакс"), в ассоциации считают возможным согласиться с предложением "РусГидро" лишь в том случае, если по проектам своевременно и в полном объеме выплачиваются штрафы и неустойки из-за просрочки.
В "РусГидро" "Интерфаксу" свои предложения не прокомментировали. Как пояснили в "Совете рынка", до настоящего времени ДПМ ВИЭ в отношении малых ГЭС, в том числе "РусГидро", не расторгались.
Портфель проектов "РусГидро" в рамках программы ДПМ включает в себя пять объектов общей мощностью 70 МВт. При этом три объекта "РусГидро" на Северном Кавказе мощностью 20 МВт были оштрафованы в декабре 2019 г. за срыв сроков ввода в эксплуатацию.
#орэм #русгидро #HYDR
"Системный оператор" соберет заявки на модернизацию ТЭС на 2026 г в конце июня
"Системный оператор единой энергосистемы" (СО ЕЭС) соберет ценовые заявки энергокомпаний на отбор проектов модернизации ТЭС со вводом в 2026 году с 29 июня по 1 июля.
Технические параметры проектов будут приниматься 15-17 июня.
Изначально отбор должен был пройти до 1 апреля. Согласно прежним срокам "Системный оператор" ранее уже собирал технические заявки энергокомпаний, но не ценовые. Позже правительство перенесло сроки отбора до 1 июля.
#орэм #со
"Системный оператор единой энергосистемы" (СО ЕЭС) соберет ценовые заявки энергокомпаний на отбор проектов модернизации ТЭС со вводом в 2026 году с 29 июня по 1 июля.
Технические параметры проектов будут приниматься 15-17 июня.
Изначально отбор должен был пройти до 1 апреля. Согласно прежним срокам "Системный оператор" ранее уже собирал технические заявки энергокомпаний, но не ценовые. Позже правительство перенесло сроки отбора до 1 июля.
#орэм #со
Минэнерго против полной "амнистии" по штрафам для ВИЭ
Минэнерго РФ считает дестимулирующей полную отмену штрафов за просрочки вводов объектов возобновляемой энергетики (ВИЭ) на фоне коронавируса и настаивает на индивидуальном подходе.
Минэнерго предлагает рассматривать каждый конкретный случай просрочки на наблюдательном совете ассоциации "НП "Совет рынка".
Как поясняют в ведомстве, полный отказ от штрафов не совсем правильный, так как "не во всех случаях имеется однозначная причинно-следственная связь между произошедшими задержками и введенными ограничительными мерами (задержки могли возникнуть и до их введения)".
#виэ #орэм #минэнерго
Минэнерго РФ считает дестимулирующей полную отмену штрафов за просрочки вводов объектов возобновляемой энергетики (ВИЭ) на фоне коронавируса и настаивает на индивидуальном подходе.
Минэнерго предлагает рассматривать каждый конкретный случай просрочки на наблюдательном совете ассоциации "НП "Совет рынка".
Как поясняют в ведомстве, полный отказ от штрафов не совсем правильный, так как "не во всех случаях имеется однозначная причинно-следственная связь между произошедшими задержками и введенными ограничительными мерами (задержки могли возникнуть и до их введения)".
#виэ #орэм #минэнерго
Системный оператор объявит новые сроки подачи заявок на участие в КОММод по новым правилам
Актуализированная информация, необходимая для проведения КОММод на 2026 год, включая сроки подачи (приема) технических и стоимостных параметров проектов модернизации, заявляемых для целей участия в этом отборе, будет опубликована не позднее 11 августа 2020 года, говорится в сообщении "Системного оператора" (СО ЕЭС).
Во вторник, 30 июня, было опубликовано постановлением Правительства РФ от 29.06.2020 № 948, согласно которому новой датой окончания приема ценовых заявок на участие в КОММод установлено 1 сентября 2020 года.
Как отметили в СО ЕЭС, технические и стоимостные заявки, поданные участниками рынка для участия в запланированном на 1 июля (предыдущая дата) отборе "учету в КОММод-2026 не подлежат".
#орэм #со
Актуализированная информация, необходимая для проведения КОММод на 2026 год, включая сроки подачи (приема) технических и стоимостных параметров проектов модернизации, заявляемых для целей участия в этом отборе, будет опубликована не позднее 11 августа 2020 года, говорится в сообщении "Системного оператора" (СО ЕЭС).
Во вторник, 30 июня, было опубликовано постановлением Правительства РФ от 29.06.2020 № 948, согласно которому новой датой окончания приема ценовых заявок на участие в КОММод установлено 1 сентября 2020 года.
Как отметили в СО ЕЭС, технические и стоимостные заявки, поданные участниками рынка для участия в запланированном на 1 июля (предыдущая дата) отборе "учету в КОММод-2026 не подлежат".
#орэм #со
Выручка тепловой генерации РФ в I полугодии снизилась на 100 млрд рублей
Выручка тепловой генерации РФ в первом полугодии 2020 года на фоне пандемии COVID-19 снизилась на 15%, или 100 миллиардов рублей, следует из презентации председателя набсовета ассоциации "Совет производителей энергии" Александры Паниной.
Больше всего от снижения потребления пострадала тепловая генерация – минус 12,5%. Помимо спада потребления, это было обусловлено полноводностью, невозможностью снижения выработки АЭС и снижением теплового отпуска.
При этом, как отмечается в презентации, снижение цен рынке на сутки вперед (РСВ, основной сегмент торговли электроэнергии на оптовом энергорынке) составило 15-20% относительно уровня 2019 года. Централизованный сбор платежей на оптовом рынке и система санкций позволили сохранить собираемость платежей.
#орэм
Выручка тепловой генерации РФ в первом полугодии 2020 года на фоне пандемии COVID-19 снизилась на 15%, или 100 миллиардов рублей, следует из презентации председателя набсовета ассоциации "Совет производителей энергии" Александры Паниной.
Больше всего от снижения потребления пострадала тепловая генерация – минус 12,5%. Помимо спада потребления, это было обусловлено полноводностью, невозможностью снижения выработки АЭС и снижением теплового отпуска.
При этом, как отмечается в презентации, снижение цен рынке на сутки вперед (РСВ, основной сегмент торговли электроэнергии на оптовом энергорынке) составило 15-20% относительно уровня 2019 года. Централизованный сбор платежей на оптовом рынке и система санкций позволили сохранить собираемость платежей.
#орэм
Платежи потребителей за мощность калининградских ТЭС "Интер РАО" после переоценки их стоимости вырастут на 1 млрд руб. в год
Минэнерго РФ предложило актуализировать стоимость одной из четырех электростанций в Калининградской области (совместный проект "Роснефтегаза" и ПАО "Интер РАО"), следует из опубликованного на портале regulation.gov проекта приказа ведомства.
Речь в документе идет об одной из трех паросиловых установок мощностью до 65 МВт угольной Приморской ТЭС, для которой предлагается установить значение удельных капзатрат в размере 194,9 млн руб./МВт.
Запуск электростанции мощностью 195 МВт состоится до конца 2020 г.
Ранее правительство РФ опубликовало постановление, которое вносит изменения в порядок определения и применения надбавки к цене на мощность для компенсации расходов на строительство калининградской генерации.
Принятие данных изменений повлечет рост обязательств по покупке мощности для потребителей I ценовой зоны оптового рынка электрической энергии и мощности (европейская часть России и Урал) порядка 1 млрд руб. в год. Это соответствует доле в средневзвешенной одноставочной цене примерно 0,08%, приводятся расчеты в пояснительной записке.
По оценке аналитика "ВТБ Капитала" Владимира Скляра, исходя из опубликованных параметров, конечная стоимость объектов выросла на 4,85 млрд руб.
#орэм #интер_рао #IRAO
Минэнерго РФ предложило актуализировать стоимость одной из четырех электростанций в Калининградской области (совместный проект "Роснефтегаза" и ПАО "Интер РАО"), следует из опубликованного на портале regulation.gov проекта приказа ведомства.
Речь в документе идет об одной из трех паросиловых установок мощностью до 65 МВт угольной Приморской ТЭС, для которой предлагается установить значение удельных капзатрат в размере 194,9 млн руб./МВт.
Запуск электростанции мощностью 195 МВт состоится до конца 2020 г.
Ранее правительство РФ опубликовало постановление, которое вносит изменения в порядок определения и применения надбавки к цене на мощность для компенсации расходов на строительство калининградской генерации.
Принятие данных изменений повлечет рост обязательств по покупке мощности для потребителей I ценовой зоны оптового рынка электрической энергии и мощности (европейская часть России и Урал) порядка 1 млрд руб. в год. Это соответствует доле в средневзвешенной одноставочной цене примерно 0,08%, приводятся расчеты в пояснительной записке.
По оценке аналитика "ВТБ Капитала" Владимира Скляра, исходя из опубликованных параметров, конечная стоимость объектов выросла на 4,85 млрд руб.
#орэм #интер_рао #IRAO
Неновость: опубликован предварительный перечень проектов модернизации ТЭС на 2026 год
Прием ценовых заявок для целей участия в конкурентном отборе мощности проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций (далее – КОММод) на 2026 год осуществлялся в период с 30 ноября по 1 декабря 2020 г. В указанный период ценовые заявки поданы 22 участниками отбора в отношении 50 генерирующих объектов из 83 допущенных к участию в отборе. Суммарный объем установленной мощности заявленных в КОММод на 2026 год генерирующих объектов составил 8374,36 МВт (6749,6 МВт - в 1-й ценовой зоне, 1624,76 МВт - во 2-й ценовой зоне), что более чем в 2 раза превышает установленную Правительством Российской Федерации квоту на 2026 год.
В Предварительный перечень проектов и генерирующих объектов, подлежащих отбору в КОММод на 2026 год, включено 15 проектов (из 50 заявленных) суммарной установленной мощностью 3804,8 МВт:
в 1 ценовой зоне – 8 проектов суммарной установленной мощностью 3019,9 МВт;
во 2 ценовой зоне – 7 проектов суммарной установленной мощностью 784,9 МВт.
Диапазон изменения коэффициента эффективности предварительно отобранных генерирующих объектов – показателя, по которому осуществлялся отбор проектов модернизации, и характеризующего уровень одноставочной цены на электрическую энергию в период поставки, составил:
в 1 ценовой зоне – от 1796,77 до 1930,35;
во 2 ценовой зоне – от 2229,02 до 2416,84.
Всего в Предварительный перечень попало 6 компаний. Лидером отбора стала в очередной раз "Интер РАО", получив 1,75 ГВт, или 46% от квоты на 2026 год. Компания обновит блоки на четырех газовых и на одной угольной станциях – на шестом блоке Костромской ГРЭС (330 МВт), втором блоке Пермской ГРЭС (850 МВт), Ново-Стерлитамакской ТЭЦ (139,9 МВт), Кармановской ГРЭС (330 МВт) и Омской ТЭЦ-4 (100 МВт). В результате общий портфель проектов модернизации "Интер РАО", с учетом отборов 2022-2025 годов, может достигнуть 8 ГВт.
Следом за ней идут "Сибирская генерирующая компания" (далее - СГК) и "Юнипро", разделившие между собой еще около 1,7 ГВт мощности.
СГК обновит оборудование на четырех угольных ТЭС мощностью 534,9 МВт – 13 блок Новосибирской ТЭЦ-3 (120 МВт), 11 блок Ново-Кемеровская ТЭЦ (50 МВт), 3 блок и 8 блок Томь-Усинской ГРЭС (100 МВт и 200 МВт соответственно), 1 блок Абаканской ТЭЦ (64,9 МВт). Также компания намерена обновить блок мощностью 315 МВт на недавно приобретенной у "Энел Россия" угольной Рефтинской ГРЭС. Таким образом, СГК получила около 22% всей квоты нового отбора.
"Юнипро" планирует заменить паровую турбину и генератор на втором блоке Сургутской ГРЭС-2 (830 МВт, около 22% квоты).
Через отбор прошла заявка "Т Плюс" на 125 МВт с заменой паровой турбины на Ижевской ТЭЦ-2. У компании ТГК-16 прошла одна заявка на 100 МВт с заменой оборудования на Нижнекамской ТЭЦ. "Евросибэнерго" (входит в En+) заменит турбину на Иркутской ТЭЦ-10 мощностью 150 МВт.
#орэм #коммод
Прием ценовых заявок для целей участия в конкурентном отборе мощности проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций (далее – КОММод) на 2026 год осуществлялся в период с 30 ноября по 1 декабря 2020 г. В указанный период ценовые заявки поданы 22 участниками отбора в отношении 50 генерирующих объектов из 83 допущенных к участию в отборе. Суммарный объем установленной мощности заявленных в КОММод на 2026 год генерирующих объектов составил 8374,36 МВт (6749,6 МВт - в 1-й ценовой зоне, 1624,76 МВт - во 2-й ценовой зоне), что более чем в 2 раза превышает установленную Правительством Российской Федерации квоту на 2026 год.
В Предварительный перечень проектов и генерирующих объектов, подлежащих отбору в КОММод на 2026 год, включено 15 проектов (из 50 заявленных) суммарной установленной мощностью 3804,8 МВт:
в 1 ценовой зоне – 8 проектов суммарной установленной мощностью 3019,9 МВт;
во 2 ценовой зоне – 7 проектов суммарной установленной мощностью 784,9 МВт.
Диапазон изменения коэффициента эффективности предварительно отобранных генерирующих объектов – показателя, по которому осуществлялся отбор проектов модернизации, и характеризующего уровень одноставочной цены на электрическую энергию в период поставки, составил:
в 1 ценовой зоне – от 1796,77 до 1930,35;
во 2 ценовой зоне – от 2229,02 до 2416,84.
Всего в Предварительный перечень попало 6 компаний. Лидером отбора стала в очередной раз "Интер РАО", получив 1,75 ГВт, или 46% от квоты на 2026 год. Компания обновит блоки на четырех газовых и на одной угольной станциях – на шестом блоке Костромской ГРЭС (330 МВт), втором блоке Пермской ГРЭС (850 МВт), Ново-Стерлитамакской ТЭЦ (139,9 МВт), Кармановской ГРЭС (330 МВт) и Омской ТЭЦ-4 (100 МВт). В результате общий портфель проектов модернизации "Интер РАО", с учетом отборов 2022-2025 годов, может достигнуть 8 ГВт.
Следом за ней идут "Сибирская генерирующая компания" (далее - СГК) и "Юнипро", разделившие между собой еще около 1,7 ГВт мощности.
СГК обновит оборудование на четырех угольных ТЭС мощностью 534,9 МВт – 13 блок Новосибирской ТЭЦ-3 (120 МВт), 11 блок Ново-Кемеровская ТЭЦ (50 МВт), 3 блок и 8 блок Томь-Усинской ГРЭС (100 МВт и 200 МВт соответственно), 1 блок Абаканской ТЭЦ (64,9 МВт). Также компания намерена обновить блок мощностью 315 МВт на недавно приобретенной у "Энел Россия" угольной Рефтинской ГРЭС. Таким образом, СГК получила около 22% всей квоты нового отбора.
"Юнипро" планирует заменить паровую турбину и генератор на втором блоке Сургутской ГРЭС-2 (830 МВт, около 22% квоты).
Через отбор прошла заявка "Т Плюс" на 125 МВт с заменой паровой турбины на Ижевской ТЭЦ-2. У компании ТГК-16 прошла одна заявка на 100 МВт с заменой оборудования на Нижнекамской ТЭЦ. "Евросибэнерго" (входит в En+) заменит турбину на Иркутской ТЭЦ-10 мощностью 150 МВт.
#орэм #коммод
Энел Россия попросила отсрочку по штрафам за опоздание с запуском ветропарка в Ростовской области
"Энел Россия" попросила дать ей отсрочку на четыре месяца по списанию штрафов за задержку запуска ветроэлектростанции на 90 МВт в Ростовской области. Стройка затянулась из-за пандемии, говорят в компании.
По оценкам аналитиков, штраф за каждый месяц просрочки ввода Азовской ВЭС составляет 32 млн руб., а за четыре месяца совокупный размер может достигнуть 129 млн руб. Но даже если компании предоставят отсрочку, то общий срок получения платежей по ДПМ уменьшится, т.к. он отсчитывается с предполагаемой даты ввода и не смещается.
Компания еще в мае предупреждала о форс-мажорных обстоятельствах из-за COVID-19 на двух своих объектах – Азовской и Кольской ветроэлектростанциях. Согласно условиям договоров, Азовская ВЭС на 90 МВт стоимостью 8,3 млрд руб. должна начать поставку мощности 1 декабря 2020 года, а Кольская ВЭС на 201 МВт стоимостью 18,5 млрд руб.– 1 декабря 2021 года. В конце ноября компания сообщала, что пандемия коронавируса также повлияла и на график строительства Кольской ВЭС, не уточняя точные сроки запуска объекта. Штраф за задержку Кольской ВЭС, по подсчетам аналитиков, может составить 289 млн руб. в месяц.
Наблюдательный совет "Совета рынка" рассмотрит вопрос предоставления отсрочки расчета и списания штрафа "Энел Россия" на заседании 23 декабря.
#орэм #энел_россия #ENRU
"Энел Россия" попросила дать ей отсрочку на четыре месяца по списанию штрафов за задержку запуска ветроэлектростанции на 90 МВт в Ростовской области. Стройка затянулась из-за пандемии, говорят в компании.
По оценкам аналитиков, штраф за каждый месяц просрочки ввода Азовской ВЭС составляет 32 млн руб., а за четыре месяца совокупный размер может достигнуть 129 млн руб. Но даже если компании предоставят отсрочку, то общий срок получения платежей по ДПМ уменьшится, т.к. он отсчитывается с предполагаемой даты ввода и не смещается.
Компания еще в мае предупреждала о форс-мажорных обстоятельствах из-за COVID-19 на двух своих объектах – Азовской и Кольской ветроэлектростанциях. Согласно условиям договоров, Азовская ВЭС на 90 МВт стоимостью 8,3 млрд руб. должна начать поставку мощности 1 декабря 2020 года, а Кольская ВЭС на 201 МВт стоимостью 18,5 млрд руб.– 1 декабря 2021 года. В конце ноября компания сообщала, что пандемия коронавируса также повлияла и на график строительства Кольской ВЭС, не уточняя точные сроки запуска объекта. Штраф за задержку Кольской ВЭС, по подсчетам аналитиков, может составить 289 млн руб. в месяц.
Наблюдательный совет "Совета рынка" рассмотрит вопрос предоставления отсрочки расчета и списания штрафа "Энел Россия" на заседании 23 декабря.
#орэм #энел_россия #ENRU
Неэффективным электростанциям станет сложнее зарабатывать
НП "Совет рынка" (регулятор энергорынков) прорабатывает идею дифференцировать платеж за мощность для электростанций в зависимости от интенсивности работы конкретного энергоблока, заявил председатель правления регулятора Максим Быстров на конференции "Новая Россия - новая энергетика". "Мы хотим, чтобы рынок мощности был настроен таким образом, чтобы интенсивно работающее оборудование получало больше денег. Поэтому мы хотим и будем предлагать решения, которые будут способствовать дифференциации оплаты мощности в зависимости от интенсивности использования оборудования", - сказал он.
При этом такая "донастройка" оптового энергорынка, по словам Быстрова, не должна приводить к увеличению суммарного платежа за мощность и финансовой нагрузки на потребителей.
Представитель Минэнерго заявил "Ведомостям", что такие предложения в ведомство пока не поступали, но министерство "в целом поддерживает инициативы, направленные на рост востребованности эффективного генерирующего оборудования". Он добавил, что эти изменения не коснутся тарифов для населения, которые регулируются государством.
Сегодня доход генераторов на оптовом энергорынке складывается из двух частей. Они получают не только деньги от продажи реально произведенной электроэнергии на рынке на сутки вперед (РСВ), но и фиксированный ежемесячный платеж за мощность - за готовность в любой момент выдать энергию в сеть (плата за мощность - 53% от общих доходов генераторов в 2020 г.). Станции, получающие плату за мощность, определяются в ходе конкурентного отбора мощности (КОМ), в которых побеждают заявки с наиболее низкой ценой 1 МВт. Также в плату за мощность внесен ряд нерыночных надбавок: на строительство новых и модернизацию старых электростанций, на строительство генерации в Крыму и Калининградской области, на снижение энерготарифов на Дальнем Востоке и т. д. По данным "Совета рынка", по итогам 2020 г. потребители заплатили за мощность порядка 810 млрд руб. Доля платы за объем мощности, рассчитанная по рыночным ценам (рыночная часть), составила около 252 млрд руб., надбавки - 558 млрд руб.
В среднем по энергосистеме наиболее высокий КИУМ у АЭС - 81,5%, у ТЭС - 41,3%, у ГЭС - 47,3%, у ветряков (ВЭС) - 27,5%, у солнечных электростанций (СЭС) - 15%, следует из данных "Системного оператора ЕЭС" за 2020 г.
#орэм
НП "Совет рынка" (регулятор энергорынков) прорабатывает идею дифференцировать платеж за мощность для электростанций в зависимости от интенсивности работы конкретного энергоблока, заявил председатель правления регулятора Максим Быстров на конференции "Новая Россия - новая энергетика". "Мы хотим, чтобы рынок мощности был настроен таким образом, чтобы интенсивно работающее оборудование получало больше денег. Поэтому мы хотим и будем предлагать решения, которые будут способствовать дифференциации оплаты мощности в зависимости от интенсивности использования оборудования", - сказал он.
При этом такая "донастройка" оптового энергорынка, по словам Быстрова, не должна приводить к увеличению суммарного платежа за мощность и финансовой нагрузки на потребителей.
Представитель Минэнерго заявил "Ведомостям", что такие предложения в ведомство пока не поступали, но министерство "в целом поддерживает инициативы, направленные на рост востребованности эффективного генерирующего оборудования". Он добавил, что эти изменения не коснутся тарифов для населения, которые регулируются государством.
Сегодня доход генераторов на оптовом энергорынке складывается из двух частей. Они получают не только деньги от продажи реально произведенной электроэнергии на рынке на сутки вперед (РСВ), но и фиксированный ежемесячный платеж за мощность - за готовность в любой момент выдать энергию в сеть (плата за мощность - 53% от общих доходов генераторов в 2020 г.). Станции, получающие плату за мощность, определяются в ходе конкурентного отбора мощности (КОМ), в которых побеждают заявки с наиболее низкой ценой 1 МВт. Также в плату за мощность внесен ряд нерыночных надбавок: на строительство новых и модернизацию старых электростанций, на строительство генерации в Крыму и Калининградской области, на снижение энерготарифов на Дальнем Востоке и т. д. По данным "Совета рынка", по итогам 2020 г. потребители заплатили за мощность порядка 810 млрд руб. Доля платы за объем мощности, рассчитанная по рыночным ценам (рыночная часть), составила около 252 млрд руб., надбавки - 558 млрд руб.
В среднем по энергосистеме наиболее высокий КИУМ у АЭС - 81,5%, у ТЭС - 41,3%, у ГЭС - 47,3%, у ветряков (ВЭС) - 27,5%, у солнечных электростанций (СЭС) - 15%, следует из данных "Системного оператора ЕЭС" за 2020 г.
#орэм
Минэнерго оценивает объем вводов мощностей по второй программе ДПМ ВИЭ в более чем 8 ГВт
Объем вводов мощностей по второй программе ДПМ ВИЭ, исходя из результатов проведенного в сентябре первого конкурса, превысит 8 ГВт, заявил директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Андрей Максимов.
"Понятно, что каждый год такое снижение (ценовых заявок - ИФ) вряд ли будет, потому что это все-таки долгосрочные цифры. Но по нашим оценкам, с порядка 6,5 ГВт совокупных объемов вводов по второй программе, которые мы оценивали, если цифры останутся прежними, будет больше 8 ГВт. Это та величина, которую уже можно использовать", - сказал Максимов.
Общий объем господдержки проектов второй программы ДПМ ВИЭ (договоры о предоставлении мощности возобновляемых источников энергии) составит 360 млрд руб. В отличие от первой программы, в отборах таких проектов предполагается переход к критерию эффективности мощностей - они будут отбираться по одноставочной цене, учитывающей затраты на строительство и обслуживание станций.
По результатам первой волны отборов, завершившейся на прошлой неделе, прошли 69 проектов с общей суммой требуемой годовой выручки около 30 млрд рублей, сообщил ранее "Совет рынка".
Глава "Совета рынка" Максим Быстров, подводя предварительные итоги отбора, заявил, что они уже позволяют говорить о достижении "сетевого паритета" по сектору ветряной генерации. По его словам, на фоне конкуренции минимальная цена сложилась на уровне меньше 1800 руб. за МВт/ч, а это "на минуточку, та цена, которую мы прогнозируем вообще на рынке (по итогам конкурентного отбора мощности на 2026-2027г).
"В самых наших смелых фантазиях мы видели сетевой паритет в 2030 году", - говорил Быстров, отметив, что по ветру он сложился "уже сейчас".
#орэм #виэ
Объем вводов мощностей по второй программе ДПМ ВИЭ, исходя из результатов проведенного в сентябре первого конкурса, превысит 8 ГВт, заявил директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Андрей Максимов.
"Понятно, что каждый год такое снижение (ценовых заявок - ИФ) вряд ли будет, потому что это все-таки долгосрочные цифры. Но по нашим оценкам, с порядка 6,5 ГВт совокупных объемов вводов по второй программе, которые мы оценивали, если цифры останутся прежними, будет больше 8 ГВт. Это та величина, которую уже можно использовать", - сказал Максимов.
Общий объем господдержки проектов второй программы ДПМ ВИЭ (договоры о предоставлении мощности возобновляемых источников энергии) составит 360 млрд руб. В отличие от первой программы, в отборах таких проектов предполагается переход к критерию эффективности мощностей - они будут отбираться по одноставочной цене, учитывающей затраты на строительство и обслуживание станций.
По результатам первой волны отборов, завершившейся на прошлой неделе, прошли 69 проектов с общей суммой требуемой годовой выручки около 30 млрд рублей, сообщил ранее "Совет рынка".
Глава "Совета рынка" Максим Быстров, подводя предварительные итоги отбора, заявил, что они уже позволяют говорить о достижении "сетевого паритета" по сектору ветряной генерации. По его словам, на фоне конкуренции минимальная цена сложилась на уровне меньше 1800 руб. за МВт/ч, а это "на минуточку, та цена, которую мы прогнозируем вообще на рынке (по итогам конкурентного отбора мощности на 2026-2027г).
"В самых наших смелых фантазиях мы видели сетевой паритет в 2030 году", - говорил Быстров, отметив, что по ветру он сложился "уже сейчас".
#орэм #виэ
Бизнес хочет обнулить доходность новых блоков АЭС
Промышленность предложила правительству установить нулевую доходность для новых проектов АЭС в России после 2025 года. По мнению бизнеса, у "Росатома" и так скоро появится новый источник дохода: он сможет с наценкой продавать энергию экспортерам для снижения углеродного налога в EС. Пока в новую программу поддержки попали два блока Курской АЭС-2 на 2,4 ГВт: если их доходность обнулить, то энергорынок сможет сэкономить до 40 млрд руб. в год. В Минэнерго прорабатывают предложения, но эксперты не считают их перспективными.
На фоне климатической повестки и введения трансграничного углеродного регулирования (ТУР) в EС спрос на зеленые СДД с АЭС будет расти, полагает глава ассоциации "Сообщество потребителей энергии" Василий Киселев. Низкоуглеродная электроэнергия "может торговаться по свободным контрактам с 3-5-процентной премией" к текущей спотовой цене на рынке на сутки вперед (РСВ), отмечает господин Киселев. Он полагает, что при росте цены СО2 в EС премия к РСВ в России будет увеличиваться.
Атомные энергоблоки с запуском после 2025 года будут окупаться по механизму, схожему с договорами поставки мощности (ДПМ; гарантируют возврат инвестиций через повышенные платежи за мощность). С потребителями уже заключены договоры на два энергоблока Курской АЭС-2 на 2,4 ГВт. Но ключевые параметры ДПМ не утверждены. "Росатом" планирует ввести блоки в 2026 и 2028 годах. Минэнерго должно представить предложения по параметрам новых ДПМ АЭС до 31 января 2022 года. "Сообщество потребителей энергии" тоже хочет участвовать в обсуждении, пишет Василий Киселев. Также ассоциация предлагает учесть пожелание "максимально приблизить срок ДПМ к проектному сроку эксплуатации энергоблока 60 лет".
Прежние ДПМ АЭС заключались на 20 лет, а базовая доходность составляла 10,5%.
#орэм #аэс
Промышленность предложила правительству установить нулевую доходность для новых проектов АЭС в России после 2025 года. По мнению бизнеса, у "Росатома" и так скоро появится новый источник дохода: он сможет с наценкой продавать энергию экспортерам для снижения углеродного налога в EС. Пока в новую программу поддержки попали два блока Курской АЭС-2 на 2,4 ГВт: если их доходность обнулить, то энергорынок сможет сэкономить до 40 млрд руб. в год. В Минэнерго прорабатывают предложения, но эксперты не считают их перспективными.
На фоне климатической повестки и введения трансграничного углеродного регулирования (ТУР) в EС спрос на зеленые СДД с АЭС будет расти, полагает глава ассоциации "Сообщество потребителей энергии" Василий Киселев. Низкоуглеродная электроэнергия "может торговаться по свободным контрактам с 3-5-процентной премией" к текущей спотовой цене на рынке на сутки вперед (РСВ), отмечает господин Киселев. Он полагает, что при росте цены СО2 в EС премия к РСВ в России будет увеличиваться.
Атомные энергоблоки с запуском после 2025 года будут окупаться по механизму, схожему с договорами поставки мощности (ДПМ; гарантируют возврат инвестиций через повышенные платежи за мощность). С потребителями уже заключены договоры на два энергоблока Курской АЭС-2 на 2,4 ГВт. Но ключевые параметры ДПМ не утверждены. "Росатом" планирует ввести блоки в 2026 и 2028 годах. Минэнерго должно представить предложения по параметрам новых ДПМ АЭС до 31 января 2022 года. "Сообщество потребителей энергии" тоже хочет участвовать в обсуждении, пишет Василий Киселев. Также ассоциация предлагает учесть пожелание "максимально приблизить срок ДПМ к проектному сроку эксплуатации энергоблока 60 лет".
Прежние ДПМ АЭС заключались на 20 лет, а базовая доходность составляла 10,5%.
#орэм #аэс
Ценовая зона на Дальнем Востоке появится не ранее 2027 года
Создание ценовой зоны на Дальнем Востоке запланировано на период не ранее 2027 года, сообщил журналистам директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Андрей Максимов в кулуарах конференции "Совета рынка".
"Но эти сроки будут корректироваться в зависимости от экономической ситуации и так далее, там много факторов", - добавил глава "Совета рынка" Максим Быстров.
По словам Максимова, дорожная карта по присоединению была утверждена правительством на прошлой неделе. Он отметил, что вопрос формирования третьей ценовой зоны или присоединения Д.Востока ко второй - это, "скорее, техника, как мы это называем". "Это будет происходить постепенно", - пояснил Максимов. Соответственно, ценовые последствия также будут происходить "постепенно".
Как сообщалось ранее, Минэнерго РФ предлагает расширить вторую ценовую зону энергорынка (Сибирь) за счет присоединения Дальнего Востока. На ВЭФ глава ведомства Николай Шульгинов пояснял, что такое решение позволит привлечь инвестиции за счет роста конкуренции на рынке, а также создаст условия для повышения энергоэффективности. Сейчас в энергетике Дальнего Востока нет условий для снижения затрат из-за госрегулирования тарифов, отмечал Шульгинов.
#орэм
Создание ценовой зоны на Дальнем Востоке запланировано на период не ранее 2027 года, сообщил журналистам директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Андрей Максимов в кулуарах конференции "Совета рынка".
"Но эти сроки будут корректироваться в зависимости от экономической ситуации и так далее, там много факторов", - добавил глава "Совета рынка" Максим Быстров.
По словам Максимова, дорожная карта по присоединению была утверждена правительством на прошлой неделе. Он отметил, что вопрос формирования третьей ценовой зоны или присоединения Д.Востока ко второй - это, "скорее, техника, как мы это называем". "Это будет происходить постепенно", - пояснил Максимов. Соответственно, ценовые последствия также будут происходить "постепенно".
Как сообщалось ранее, Минэнерго РФ предлагает расширить вторую ценовую зону энергорынка (Сибирь) за счет присоединения Дальнего Востока. На ВЭФ глава ведомства Николай Шульгинов пояснял, что такое решение позволит привлечь инвестиции за счет роста конкуренции на рынке, а также создаст условия для повышения энергоэффективности. Сейчас в энергетике Дальнего Востока нет условий для снижения затрат из-за госрегулирования тарифов, отмечал Шульгинов.
#орэм