Сегодня на онлайн-заседании у зампреда думского комитета по энергетике Валерия Селезнёва представители сектора обсудили подготовленный Минэнерго проект постановления правительства о корректировке условий ДПМ ВИЭ 2.0. Он, в частности, предусматривает индексацию стоимости отобранных в 2021 году 18 проектов СЭС суммарной мощность 775 МВт на уровне промышленной, а не потребительской инфляции. Чтобы не увеличивать объём финансирования программы ДПМ ВИЭ 2.0, предельные цены на отборах на 2029–2035 годы будут снижены на 13%.
На точечную поддержку СЭС согласились представители «Росатома», реализующие проекты в смежном сегменте ВЭС.

Но тут слово взял замгендиректора «РТ-Инвеста» Тимур Котляр, чья компания строит пять мусоросжигательных заводов по ДПМ ТБО. Неделю назад кабмин официально перенёс сроки их вводов на конец 2024–2025 годов, хотя по первоначальному плану заводы должны были заработать в декабре прошлого года.

«Для нас эта инициатива (об индексации цен – ред.) также интересна. В результате сложных переговоров с поставщиками оборудования мы договорились увеличить стоимость проекта (185 млрд рублей по последней звучавшей оценке – ред.) более чем на 4 млрд рублей. Несмотря на то, что в контрактах у нас была зафиксирована конечная цена, «Атомэнергомаш» был достаточно убедителен. Понимая, что вводы у нас в 2024–2025 годах, эта мера для нас, конечно, представляет интерес. Мы планируем и на regulation ответить (в рамках обсуждения проекта Минэнерго – ред.), и с Павлом Николаевичем (Сниккарсом, замглавы Минэнерго – ред.) поговорить, и на вице-премьера письмо напишем. Мы сейчас как раз финализируем расчёты, что будет с учётом наших параметров и объёмов, если к нам этот акт применить. Да, нам это интересно», – заявил г-н Котляр.

Белоруссия может получить от «Росатома» дополнительные гарантии на оборудование и скидки на ядерное топливо из-за двухлетней задержки ввода БелАЭС, заявил президент страны Александр Лукашенко.

«Системный оператор ЕЭС» (СО) вчера вечером опубликовал доработанный проект СиПР на 2024–2029 годы. Отметим два важных момента, которыми СиПР был дополнен на этапе общественного обсуждения.

Во-первых, в документе впервые прогнозируется вывод из эксплуатации конкретных импортных газовых турбин на фоне западных санкций (почти 360 МВт на Сочинской и Джубгинской ТЭС). Это приведёт к росту дефицита в ОЭС Юга и повлечёт необходимость поправок в законодательство: выводить объекты ДПМ ранее, чем через 25 лет после запуска запрещено, но из-за сервисных ограничений оборудование может оказаться фактически неработоспособным.

Во-вторых, как и говорил глава регулятора Фёдор Опадчий, СО предлагает использовать ВИЭ для покрытия прогнозируемого дефицита электроэнергии на Дальнем Востоке. Причём не только за счёт проведениях новых конкурсов, но и за счёт переноса уже отобранных проектов. «В отношении объектов ВИЭ с момента распространения на ОЭС Востока правил конкурентного ценообразования должна быть рассмотрена возможность переноса в ОЭС Востока части ещё нереализованных проектов ВИЭ, отобранных в рамках ранее проведённых отборов ДПМ ВИЭ в ценовых зонах оптового рынка, а также проведении новых отборов ДПМ ВИЭ на территории ОЭС Востока», – говорится в доработанном проекте СиПР.

«СКМ Маркет Предиктор» начала публиковать на своём сайте ежемесячные отчёты о работе РСВ. В прошлом месяце спрос в обеих ценовых зонах ОРЭМ оказался на 3% выше показателя октября 2022 года, выработка в 1 ЦЗ прибавила 2%, в 2 ЦЗ – 6%, указано в отчёте за октябрь. Производство энергии на сибирских ГЭС год к году выросло на 21%, и на их долю в октябре пришлось 14,9 ГВт•ч из 26,4 ГВт•ч суммарной выработки во второй ценовой зоне.

Материалы к СиПР весьма объёмны, но познавательны. Из сводки предложений участников рынка к проекту документа выяснилось, что «РусГидро» хочет до конца апреля 2025 года вывести из эксплуатации Восточную ТЭЦ, введённую во Владивостоке в 2018 году.

«Включить вывод из эксплуатации ГТУ ст. №№ 1, 2, 3 Восточной ТЭЦ со сроком – 30.04.2025», – предложила компания.

Восточная ТЭЦ – это три газотурбинные установки LM 6000 PF Sprint производства GE суммарной мощностью 139,5 МВт. Турбины этого типа (и ещё трёх) невозможно поддерживать в работоспособном состоянии из-за отсутствия запчастей и сервиса, говорили в «Совете производителей энергии» в конце сентября. Восточная ТЭЦ входит в перечень станций, имеющих право на экономию ресурса импортных ПГУ с момент запуска этого механизма на ОРЭМ в октябре прошлого года.

Предложение «РусГидро» было отклонено, так как «основания для включения в СиПР предлагаемого мероприятия отсутствуют», указано в обосновании позиции разработчика документа. У «Системного оператора» нет информации о приказах Минэнерго, согласующих вывод блоков Восточной ТЭЦ. При этом «в соответствии с первичным заключением субъекта оперативно-диспетчерского управления», направленным СО в Минэнерго 5 сентября, «вывод из эксплуатации ГТУ-1, ГТУ-2, ГТУ-3 Восточной ТЭЦ с 30.04.2025 невозможен».

Ещё одна новость по теме импортных газовых турбин, на этот раз позитивная. Компании «Газпром энергохолдинга» смогли самостоятельно провести главную инспекцию блока №11 (ПГУ-450 на базе турбины Siemens SGT5-4000F) ТЭЦ-20 «Мосэнерго», и в сентябре он вернулся на рынок. ГЭХ обошёлся без привлечения иностранных специалистов благодаря опыту, полученному в ходе первой инспекции в конце 2018 года. Тогда же были оптимизированы алгоритмы управления, за счёт чего расчётный межремонтный интервал импортной турбины был увеличен с базовых трёх лет до четырёх – шести, а фактически составил 4,5 года. На сентябрьской конференции генераторов Михаил Булыгин из ГЭХ сетовал, что компания летом не могла найти в РФ предприятие, которое взялось бы за сервис турбин GE и Siemens F-класса. Но выход из ситуации, очевидно, был найден.

В рубрике «Советы бывалого» поговорили с представителем «Т Плюс» – одной из энергокомпаний, получивших финансирование для своих концессий из средств ФНБ. Спросили главу департамента по коммерции и развитию тепловых узлов «Т Плюс» Анну Федосееву о ситуации в концессионном сегменте, доступности госфинансирования под 3% годовых и дополнительных обременениях при использовании таких денег.

Увеличение на треть в мае – октябре выработки сибирских ГЭС привело к снижению индекса РСВ во второй ценовой зоне ОРЭМ на 29%, до 1 023 рубля за 1 МВт•ч. Однако несмотря на это, по итогам года энергоцены в Сибири вырастут на 7–8% из-за высоких расценок в январе – мае, отмечают эксперты Центра экономического прогнозирования «Газпромбанка».

В начале года «Совет рынка» на фоне санкционных проблем разрешил ВИЭ-инвесторам по проектам, отобранным до 2021 года, менять площадку для строительства не позднее чем за 24 месяца до начала поставки мощности. Сообщалось, что норма действует до 30 ноября. Инициатором поправки тогда выступил «Фортум» (сейчас – «Форвард Энерго»). Теперь та же компания предлагает сократить срок до 13 месяцев, норма должна заработать с 1 декабря, говорится в материалах «Совета рынка», с которыми ознакомился «Переток».

«Интерфакс» примечательно упомянул эту инициативу в новости о том, что «Форвард Энерго» заказало услуги по анализу рисков и возможностей логистики оборудования для ВЭС на Дальнем Востоке. Компания просит исполнителя, который будет выбран до 19 декабря, определить до пяти перспективных площадок; окончательный срок исполнения контракта – до конца 2024 года.

Напомним, «Системный оператор» в доработанном проекте СиПР на 2024–2029 годы предложил перенести на Дальний Восток часть проектов, уже отобранных в рамках ДПМ ВИЭ.

С начала года прирост энергопотребления составил 1,2%, в отопительный сезон прогнозируется увеличение показателя до 1,8%, сообщил глава Минэнерго РФ Николай Шульгинов на всероссийском совещании об итогах подготовки к ОЗП 2023–2024.

На основании приказа Минэнерго паспорта готовности к ОЗП получили 97% субъектов энергетики – 492 компании из 506, сообщил министр Николай Шульгинов на всероссийском совещании об итогах подготовки к отопительному сезону. Оставшиеся три генкомпании и 11 сетевых организаций должны предоставить в Минэнерго планы мероприятий по выполнению условий готовности.

При этом г-н Шульгинов отметил, что при оценке готовности к зиме в министерстве увидели примеры несоответствия отраслевой отчётности, предоставляемой отдельными компаниями, фактическому положению дел. Отчётность по техсостоянию несопоставима с объёмами технических мероприятий, заявленных в инвестиционных и ремонтных программах, а также с показателями аварийности, пояснил он.

«В связи с этим принято решение совместно с Ростехнадзором и прокуратурой провести проверочные мероприятия в отношении 71 объекта электроэнергетики. Такие проверки уже идут и по их результатам мы дадим оценку реального положения дел с готовностью энергкомпаний к зиме и с возможность корректировки приказа о выдаче паспортов готовности, который уже вышел. В случае неисполнения компаниями своих обязательств по ремонтам, модернизации и обновлению генерации, Минэнерго будет отзывать паспорта готовности с информированием контрольно-надзорных органов о фактах и причинах снижения системной надёжности», – заявил глава Минэнерго.

Генераторы на сегодняшнем всероссийском совещании об итогах подготовки к ОЗП официально попросили Минэнерго перенести КОМ-2027, только что отложенный до февраля, ещё на полгода. Глава набсовета «Совета производителей энергии» Александра Панина привела уже называвшуюся причину – неясность ситуации с частью импортных ПГУ. Если блоки будут заявлены в КОМ, но не смогут работать, то помимо лишения платы за мощность рискуют получить 25-процентный штраф. Каждый месяц отсрочки делает ситуацию более понятной, а к февралю с Минпромторгом ещё не будет согласована дорожная карта сервиса и эксплуатации иностранных ПГУ.

«Есть другая версия: что вы хотите отложить введение новой модели КОМ с учётом вероятностных резервов, – сказал глава Минэнерго Николай Шульгинов. – Модель поддержали все, кроме некоторых генераторов, так что нужно находить решение, лишние резервы нам не нужны».

Генераторы, конечно, не согласны с вероятностной оценкой, пишут замечания и предложения, но она никак не связана с предложением о переносе сроков КОМ, ответила г-жа Панина. В ходе дальнейшей дискуссии выяснилось, что потеря выручки энергокомпаний от пересмотра норм резервирования мощностей в 2027 году составит 63 млрд рублей, снижение цены КОМ – 18% от текущих показателей. Для генераторов это много, особенно с учётом более значительного, чем на 18%, роста затрат, отметила Александра Панина.

Помимо переноса КОМ на осень будущего года «Совет производителей» предложил включить в протокол по итогам сегодняшнего совещания ещё четыре пункта:
• Рассмотреть возможность перехода на технологически-нейтральный конкурс в целях определения оптимальной структуры генерации;
• С учётом опережающего роста затрат рассмотреть возможность актуализации ценовых параметров модели КОМ и капитальных затрат по проектам КОММод;
• Оформить решениями правительства РФ возможность отказа от проектов КОММод;
• С учётом дорожной карты Минпромторга актуализировать процедуру вывода из эксплуатации ПГУ и определить условия их дальнейшего функционирования на ОРЭМ.

​​Потребители, работающие в секторах IT и телекоммуникаций, к которым относятся и майнеры, увеличили спрос на электроэнергию по итогам десяти месяцев 2023 года на 66,4%, следует из презентации главы «Системного оператора ЕЭС» Фёдора Опадчего на всероссийском совещании об итогах подготовки к ОЗП. По данным участников ОРЭМ, их доля в суммарном потреблении (0,4%) приближается к показателям машиностроения, где спрос по итогам десяти месяцев вырос на 10,1% (доля – 0,5%). Третьими по динамике прироста спроса стали химпром и нетфепереработка: +5% при доле в потреблении в 5,6%. ГП и ЭСК, на которые приходится 48,6% от общего потребления, снизили спрос на 0,2% относительно января – октября 2022 года.

Ниже представлена динамика потребления в ЕЭС в разрезе энергосистем по состоянию на 15 ноября.

Минэнерго РФ обсуждает сокращение на год срока перехода к максимально жёстким техническим требованиям для территориальных сетевых компаний (ТСО). По действующим нормам, с 2024 года каждая ТСО должна иметь минимум 50 км сетей и сетевое оборудование мощностью 30 МВА, а с 2025 года – 300 км и 150 МВА. Теперь максимальные параметры могут быть введены уже с будущего года.

Минэнерго РФ и «Системный оператор» считают, что в трёх объединённых энергосистемах отопительный сезон предстоит пройти на предельных параметрах из-за роста энергопотребления и аварийности. Чего очень ждут в «Системном операторе», но «видят риски», а также какие цифры в регуляторе сочли пугающими – в обобщающем материале по итогам сегодняшнего совещания Минэнерго.

«Трактебель» уже близко

Обновлённый «калькулятор «Ламайера» (теперь оценщик переименован в «Трактебель инжиниринг»), необходимый для определения ориентировочной стоимости проектов модернизации ТЭС в рамках КОММод, практически готов. Игроки сектора – члены ассоциации «Совет рынка» его пока не получили, но уже подписали соглашение о неразглашении (NDA) этих данных, сообщили два наших источника. Расчёты пока ещё в работе, сказал третий собеседник. Будут ли они опубличены и в каком объёме, пока не решено.

Впрочем, примерные параметры проектов по обновлённому «калькулятору» уже озвучивались. В конце сентября глава набсовета «Сообщества потребителей энергии» Владимир Тупикин, говоря о перспективах закрытия прогнозного дефицита в Сибири (1,2 ГВт), отмечал, что, исходя из «цифр «Ламайера», газовая ПСУ обойдётся в сумму до 260 млрд рублей, ПГУ – до 410 млрд, АЭС – 630 млрд, ГЭС – до 1,5 трлн рублей.

Получаем отклики на предыдущий пост о «калькуляторе «Ламайера/Трактебеля». Коллеги уточняют, что оценки, приведённые г-ном Тупикиным в конце сентября, в части АЭС и ГЭС экспертны и базируются на бенчмарках, в части газовых ПСУ и ПГУ – на черновом варианте «калькулятора», который затем дорабатывался. Другой источник, знакомый с сентябрьским вариантом расчётов, говорит о пятикратном подорожании котлов при среднем росте стоимости проектов примерно на 50%, что сопоставимо с экспертными оценками, ранее звучавшими на рынке, в том числе от генкомпаний.

Интересное продолжение истории с резким ростом котировок и ежедневными дискретными аукционами. «ТНС энерго» не хочет платить дивиденды из фактически «бумажной» прибыли и раздумывает о делистинге, «учитывая наличие признаков необоснованного роста стоимости акций».

Самое интересное, на наш взгляд, в интервью замглавы Минэнерго Павла Сниккарса «Коммерсанту» – тема «калькулятора Ламайера» (который теперь «ЛМР Инжиниринг»).

«Стоимость (строительства новой генерации на юго-востоке Сибири – ред.) будет определена на конкурсе. Но мы уже сейчас видим кратный рост цен на оборудование, причём и на оборудование для генерации, и для электросетей. Энергомашиностроители, в свою очередь, ссылаются на рост стоимости металла, меди, стали. Операционные издержки на сервисное обслуживание и на ремонты тоже кратно выросли. По новым оценкам в калькуляторе модернизации некоторые мероприятия выросли в два – три раза, а средняя удельная стоимость мероприятий на 1 кВт установленной мощности увеличилась на 22–27% относительно 2019 года», – сказал г-н Сниккарс.

10-процентное повышение цен на газ для промышленных потребителей и «плата за выход из ЕЭС» для бизнеса ухудшают экономику промышленных электростанций и создают проблемы в части сокращения выбросов. Работу собственной промгенерации, в том числе вопросы импортозамещения, вторичный рынок мощности и перспективы ВИЭ обсудили с директором «Сообщества потребителей энергии» Валерием Дзюбенко.

Гендиректор «КрымТЭЦ» Тарас Целый, этапированный сейчас в Москву в рамках уголовного дела бывшего замглавы Минэнерго РФ Петра Нидзельского, освобождён от своей должности с 24 ноября. Три дня у компании, видимо, не было руководителя, а с 27 ноября им, согласно сегодняшнему сообщению пресс-службы «КрымТЭЦ», назначен Алексей Пономарёв, ранее работавший замом по техполитике у г-на Целого.

Г-ну Нидзельскому, бывшему замглавы Минэнерго в 1994–2004 годах, а сейчас являющемуся бенефициаром «КрымТЭЦ», инкриминируют покупку акций этой компании по заниженной цене. По данным Ъ, уголовное дело возбуждено по факту фиктивного заключения об убыточности «КрымТЭЦ». «Южная энергетическая компания» (ЮЭК) приобрела 37% акций генкомпании за 150 млн рублей при реальной стоимости более 1 млрд рублей.