Сегодня на лентах появились новости о дифференциации бытовых тарифов на электроэнергию в Республике Алтай и Брянской области. В середине января представитель ФАС говорил, что на дифференциацию согласились 53 региона, которые не захотели покрывать превышенные объёмы перекрёстного субсидирования из своих бюджетов. Не хотим утомлять читателей полусотней новостей, так что благодарим источники и публикуем полный список регионов, где уже приняты решения о переходе к дифференцированным бытовым тарифам. Здесь же перечислены 14 субъектов Федерации, в которых принятые тарифные решения отменены приказами ФАС из-за превышения объёмов «перекрёстки» при отсутствии дифференциации. Новые тарифы должны быть приняты до 1 мая.

Кратковременное отключение света в начале выступления директора департамента развития электроэнергетики профильного министерства Андрея Максимова, рассмешившее участников заседания, оказалось не единственным примечательным событием на сегодняшнем энергетическом форуме в рамках Недели российского бизнеса РСПП.

Г-н Максимов сообщил, что Минэнерго и ФАС разошлись в оценках роста цен на энергооборудование. По данным ФАС, удорожание составило 37–47%. Министерство оценивает рост затрат на ремонты в 30–180%, на сервис газотурбинного оборудования – в 45–177%. Рост цен на угольные котлы в последние два года составил 240%, на газовые – 120%, замена паровой турбины подорожала на 77%. Говорить о снижении цен на электроэнергию в этой ситуации, мягко говоря, опасно, заявил представитель Минэнерго. «Чтобы снизить цену на электроэнергию, надо и оборудование произвести дешевле», – указал г-н Максимов. По данным «Совета производителей энергии», в 2020–2023 годах рост энергоцен на ОРЭМ составил 16%, официальная инфляция – 30%.

Директор департамента развития электроэнергетики также рассказал, что сейчас Минэнерго анализирует обращения энергокомпаний об отказе от реализации 17 проектов модернизации ТЭС мощностью 2,13 ГВт. Среди основных причин отказа – невозможность своевременного получения нового оборудования и рост цен, в ряде случае делающий проекты убыточными для генераторов.

Подписанный на прошлой неделе закон, разрешающий ФАС с 2030 года требовать принудительного разделения компаний, совмещающих транспортировку и производство, сбыт электроэнергии, активизировал разговоры о продаже сетей крупными генераторами – структурами «РусГидро» на Дальнем Востоке, «Иркутскэнерго» и т. д. Однако, он касается и «Россетей», которые, как стало известно сегодня, продали ГП Екатеринбурга и Псковской области группе «Интер РАО». Последняя в результате увеличит свою долю на розничном энергорынке до 19,2% и намерена наращивать её и дальше.

По сути, сетевой холдинг продал две из трёх ликвидных сбытовых компаний – в руках «Россетей» пока остаётся калининградский «Янтарьэнергосбыт». Ещё одним источником продаж привлекательных активов может стать холдинг «ТНС энерго», сбыты которого работают в 11 регионах. Сейчас экс-совладельцы и руководители группы обвиняются в создании преступного сообщества и хищении средств у «Россетей», а фактическое руководство приняли на себя кредиторы «ТНС энерго» – те же «Россети» и банк ВТБ.

Пока маловероятным представляется сценарий, при котором «Россети» во исполнение норм законодательства смогут полностью выйти из сбытового сегмента. На структуры сетевого холдинга фактически принудительно были возложены функции гарантирующих поставщиков в наиболее проблемных с точки зрения собираемости платежей регионах – Тыве, Калмыкии и республиках Северного Кавказа. Все они вошли в периметр соглашения о реструктуризации долгов, подписанного «Россетями» с генераторами в 2020 году. С тех пор собираемость платежей здесь выросла, но по-прежнему значительно отстаёт от среднероссийских показателей – уровень расчётов на розничных рынках в СКФО по итогам 2023 года составил лишь 92,1% при 99,7% в целом по стране.

Несмотря на то, что сегодняшний День энергетики – уже второй за месяц в рамках выставки-форума «Россия», без примечательных новостей не обошлось. Впервые о проблемах с согласованием включения Дальнего Востока в периметр оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ) с 1 июля глава Минэнерго Николай Шульгинов рассказал во время первого энергодня форума в конце января. Сегодняшний комментарий министра выглядит более мрачным: «Если мы несколько дней ещё будем обсуждать, то может быть, и наступит такая ситуация, когда нужно будет признавать, что с 1 июля он (рынок – ред.) не заработает и нужно будет думать, что с этим делать». Стоит отметить, что одновременно стало известно о поручении президента рассмотреть возможность продления действия механизма субсидирования энерготарифов в ДФО за счёт ОРЭМ – «дальневосточная надбавка» может быть продлена после 2028 года.

Одновременно Минэнерго впервые назвало срок, на который может быть продлена программа модернизации ТЭС, рассчитанная пока до 2031 года. «Точно нужно её продлевать. До конца года мы такое решение примем. А срок примерно, я думаю, лет 10 нужно, это большие объёмы», – сказал г-н Шульгинов.

Ещё одну примечательную цифру в ходе выступления на ВДНХ озвучил вице-премьер Александр Новак. По его словам, власти ставят перед собой задачу к 2035 году увеличить установленную мощность ВИЭ в стране (прежде всего, ВЭС и СЭС) с нынешних 6 ГВт до 20 ГВт. Ориентир превышает озвучивавшиеся ранее прогнозы как минимум на 3 ГВт. В октябре 2022 года г-н Новак говорил о 15 ГВт ВИЭ к 2035 году. Профильная ассоциация (АРВЭ) летом прошлого года прогнозировала, что по итогам 2035 года суммарная установленная мощность ВИЭ может приблизиться к 17 ГВт, что даст шестипроцентную долю ВИЭ. О тех же 6% в энергобалансе ранее говорили и в «Совете рынка».

И ещё одна достаточно неожиданная новость с мероприятия на ВДНХ. Минэнерго настаивает на проведении конкурса для выбора проекта строительства генерации в энергодефицитной части ОЭС Юга. По информации источников «Коммерсанта», глава «Ростеха» Сергей Чемезов попросил передать эти проекты госкорпорации без конкурса, на письмо была получена виза главы государства «согласен для Крыма и Тамани».

У Минэнерго есть технические вопросы к предложению «Ростеха»: на каком виде топлива будет работать генерация и где его взять, «есть ли оборудование, насколько это оборудование является российским и, по крайней мере, импортозамещённым», пояснил г-н Шульгинов. Кроме того, при строительстве новых энергоблоков «Ростехом» на площадках Ударной и Таврической ТЭС возникнут проблемы с выдачей мощности, добавил он. «Мы считаем, что конкурс нужно проводить, потому что пока не все вопросы решены», – резюмировал Николай Шульгинов.

Общее число регионов, где в этом году бытовые тарифы на электроэнергию будут дифференцироваться по объёмам потребления, достигнет 73, сообщил представитель ФАС на расширенном заседании думского комитета по энергетике под председательством Павла Завального. 53 региона уже приняли решения о дифференциации, ещё в шести территориях действует социальная норма потребления, напомнил он.

«Ещё 20 тарифных решений мы (ФАС – ред.) отменили и ещё 20 регионов в дополнение к 53 дифференцируют бытовые тарифы по объёмам потребления с 1 мая 2024 года», – заявил он.

Таким образом, число регионов, где бытовое электропотребление по минимальным тарифам будет ограничено, достигнет 79.

Эксперты в сегодняшнем «Коммерсанте» разошлись во мнениях относительно перспектив распространения электроавтомобилей в России. Дальнейшая динамика во многом определит эффективность вложений в расширение зарядной инфраструктуры, в которую в последние годы инвестирует ряд крупных энергокомпаний, в частности «Россети» и «РусГидро».

По данным ГИБДД, в прошлом году число электрокаров в стране выросло на 76,4%, до 39,7 тыс. штук. Основная причина роста парка – увеличившийся в 4,7 раза (до 14,1 тыс. штук) объём продаж новых автомобилей, среди которых лидируют китайские Zeekr и Evolute (последние собирают в Липецкой области), считает Сергей Удалов из «Автостата». Он добавляет, что в 2024 году вполне возможен рост ещё в 1,8–2 раза, «примерно такими, может быть, чуть ниже могут остаться темпы в следующем году».

Кратные темпы роста электромобилей в РФ в последние четыре года – эффект «низкой базы». По тем же данным ГИБДД, в 2019 года в стране насчитывалось 2,8 тыс. электрокаров, в 2020 году – 7,5 тыс. (рост в 2,68 раза), в 2021 году – 14 тыс. (+87%), в 2022 году – 22,5 тыс. (+61%). При этом по итогам 2023 года доля электромобилей в легковом парке достигла мизерных 0,07%. Согласно планам правительства, к 2030 году показатель должен вырасти до 10%.

Расширение зарядной инфраструктуры не является определяющим, считает главред журнала «За рулём» Максим Кадаков. Электромобили на 30–40% дороже авто с ДВС, так что потенциала для взрывного роста их популярности не видно, полагает он. Вице-президент Национального автомобильного союза Антон Шапарин также прогнозирует сокращение продаж электрокаров в РФ в последующие годы, особенно на фоне закрытия с 1 апреля возможности экономить на пошлинах при реэкспорте электрокаров, например, через Киргизию, и ужесточения правил ввоза из Японии одного из самых популярных на вторичном рынке электромобилей – Nissan Leaf.

К вопросу о перспективах газификации Дальнего Востока. Власти китайского города Хэйхэ, отапливающегося преимущественно российским газом, жалуются властям Амурской области на выбросы угольной ТЭЦ Благовещенска, расположенного на противоположном берегу Амура, рассказал сегодня в Совете Федерации губернатор региона Василий Орлов. На заседании обсуждался вопрос газификации Нерюнгринской ГРЭС в Якутии и Благовещенской ТЭЦ (обе подконтрольны «РусГидро»), соответствующие поручения ранее давал президент РФ.

По данным наших источников, перевод ГРЭС на газ предварительно оценивается в 4,6 млрд рублей; ТЭЦ, как сообщает «Интерфакс», – в 2,8 млрд рублей. Но, как говорится, есть нюанс. Расширение газопровода «Сила Сибири – 1», необходимое для газификации двух электростанций, обойдётся в 54 раза дороже модернизации ТЭС – расходы оцениваются в 400 млрд рублей, сообщил директор департамента развития газовой отрасли Минэнерго Артём Верхов.

Член правления «Газпрома» Владимир Марков в ходе заседания заявил, что в программе газификации на 2021–2025 годы Благовещенская ТЭЦ не была учтена, и предложил предусмотреть вопрос в программе 2026–2030 годов.

Пока же власти Амурской области к 15 мая должны просчитать тарифные последствия от перевода Благовещенской ТЭЦ с угля на газ.

«Помимо оценки последствий перехода с угля на газ необходимо оценить тарифные последствия по электричеству и теплу. Приемлемо ли это будет для потребителей Благовещенской ТЭЦ, это тоже важно посчитать», – отметил директор департамента Минэнерго.

Несмотря на прекращение высокомаржинального энергоэкспорта в Европу в мае 2022 года, чистая прибыль группы «Интер РАО» в 2023 году выросла на 15,7%, до 135,9 млрд рублей, свидетельствует раскрытая сегодня отчётность по МСФО. EBITDA группы снизилась на 0,5%, до 182,4 млрд рублей, при этом в сегменте «Трейдинг» она сократилась с 31,8 млрд рублей до 4,7 млрд. Но эффект был нивелирован ростом показателя в блоках «Инжиниринг» (18,2 млрд рублей, +52,9%), «Сбыт в РФ» (50,9 млрд рублей, +33,1%) и «Энергомашиностроение» (4,1 млрд рублей «за счёт компаний, вошедших в периметр группы в октябре 2022 года и июле 2023 года»).

Отчёт также раскрыл суммы недавних приобретений «Интер РАО». До конца первого квартала генератор планирует закрыть сделку по покупке «Уральского турбинного завода» (УТЗ) за 10,8 млрд рублей. Кроме того, прошлой осенью группа за 1 млрд рублей купила ИТ-компанию, производящую специализированное программное обеспечение для предприятий ТЭК и ЖКХ, а также – за 800 млн рублей – структуру, «занимающуюся предоставлением услуг по досудебному взысканию задолженности с физических лиц – потребителей ЖКХ-услуг», сообщается в отчётности.

Приобретение в начале 2024 года производителя трансформаторов «СМТТ. Высоковольтные решения» (создано в 2011 году как СП «Силмаша» и японской Toshiba) обошлось «Интер РАО» в 2,4 млрд рублей, покупка у «Россетей» двух гарантирующих поставщиков – Екатеринбурга и Псковской области – в 5,95 млрд рублей. За два российских актива Siemens, купленные в 2022 году, группа «Интер РАО» заплатила чуть более 1,6 млрд рублей: за 65% СТГТ – €18,3 млн (1,028 млрд рублей), за 100% «Воронежского трансформатора» – €6,5 млн (354 млн рублей) и отложенное вознаграждение в размере 313 млн рублей.

Отчёт по МСФО дополнил информацию о цене прошлогодних покупок группы. В середине февраля из отчётности по РСБУ стало известно, что «Интер РАО – Электрогенерация» выкупила долю «Нордэнергогрупп» (аффилирована с «Силовыми машинами») в СП «Каширская ГРЭС», которое будет обкатывать газовые турбины «Силмаша» ГТЭ-170, за 6,4 млрд рублей. Тогда же «Интер РАО» раскрыло цену покупки 28,93% в проекте «Морской порт Геленджик» – 2,3 млрд рублей.

Санкции и отсутствие отечественных газовых турбин большой мощности, серийно производимых в России, вынудило кабмин пересмотреть целевые показатели топливных расходов в действующей Энергостратегии до 2035 года. Опубликованное сегодня распоряжение правительства повысило целевой УРУТ на текущий год с ранее прописанных 285,4 г у. т. на 1 кВт•ч выработки до 313,1 г у. т. При этом в течение следующих 11 лет, по расчётам кабмина, ситуация не изменится: на 2035 год установлен тот же ориентир в 313,1 г у. т. вместо 255,6 г у. т., ранее прописанных в Энергостратегии.

По итогам 2019 года фактические топливные расходы в российской энергетике составляли 306,2 г у. т. на 1 кВт•ч. Летом прошлого года генераторы попросили власти пересмотреть целевой УРУТ из-за санкционных ограничений, проблем с сервисом импортного оборудования и отсутствия серийного производства газовых турбин средней и большой мощности в РФ.

По результатам КОМ НГО для покрытия дефицита в юго-восточной части Сибири отобраны три проекта ТЭС суммарной мощностью 525 МВт: это проект ТГК-14 на Улан-Удэнская ТЭЦ-2 мощностью 65 МВт (капзатраты – 405 млн рублей за 1 МВт), а также два блока по 230 МВт (423 млн рублей за 1 МВт) на Иркутской ТЭЦ-11, которые построит «Байкальская энергетическая компания» (БЭК, аффилирована с «Иркутскэнерго»).

Первоначально в отборе принимали участие четыре генкомпании с проектами суммарной мощность 3 357 МВт, следует из сообщения регулятора. В период подачи ценовых заявок 28–29 февраля они были поданы двумя участникам – БЭК (четыре объекта) и ТГК-14 (один объект) суммарной мощностью 855 МВт. Как сообщил СО, два проекта БЭК не подлежали отбору, так как заявки по ним поданы с превышением предельной величины капзатрат и даты начала поставки мощности (31 декабря 2028 года).

Перед проведением КОМ НГО плановый дефицит мощности на юго-востоке ОЭС Сибири составлял 1 225 МВт. После отбора 525 МВт непокрытый дефицит составляет 700 МВт, в том числе 395 МВт на территории южных частей энергосистем Забайкальского края и Бурятии, из которых 175 МВт – на территории южных частей энергосистем Забайкальского края, говорится в сообщении СО.

Конкурсный отбор мощности новой генерации, итоги которого сегодня подвёл «Системный оператор ЕЭС» (СО), позволит закрыть менее 43% дефицита на юго-востоке Сибири. Согласно утверждённым Схеме и программе развития энергосистем на 2024–2029 годы, прогнозный дефицит мощности в регионе к концу периода составит 1 225 МВт, тогда как отобрано лишь два проекта БЭК на 460 МВт и один проект ТГК-14 на 65 МВт. Ещё два проекта БЭК (330 МВт) отклонены из-за превышения предельных капексов и сроков строительства.

Первоначально в конкурсе участвовали четыре компании, но до финальной стадии подачи ценовых заявок добрались только две из них, следует из сообщения СО. Отсутствие интереса – следствие низкого потолка цен, говорит один из наших источников на рынке. Отобранные проекты будут востребованы майнерами, работающими в ровном графике потребления, что гарантирует окупаемость инвестиций, поясняет он. Строить по заниженному капексу «в рынок», без гарантий подобного спроса, генкомпании оказались не готовы. Его слова отчасти подтверждают параметры проектов, отобранных на КОМ НГО: КИУМ новых мощностей Улан-Удэнской ТЭЦ-2 составит 70%, Иркутской ТЭЦ-11 – 80%.

Пока не ясны дальнейшие действия властей по расшивке оставшегося объёма энергодефицита в 700 МВт, из которых 395 МВт должны быть построены на юге Забайкальского края (не менее 175 МВт) и Бурятии. Регуляторы закрыли наиболее острый объём дефицита, который необходим для прохождения ОЗП 2028–2029 годов, остальное пока терпит, предполагает ещё один собеседник в секторе. Но комментарий, полученный нами в СО, скорее свидетельствует об озабоченности регулятора.

«Сроки принятия решения о повторном проведении КОМ НГО действующей нормативной базой не определены. В тоже время мы понимаем, что решения, обеспечивающие возможность полного покрытия прогнозируемого дефицита, необходимо принять в минимально возможные сроки», – заявили в СО.

Теоретически, проведение нового конкурса с повышенными капексами является не единственным вариантом решения проблемы. Альтернативой может стать волевое назначение одной или нескольких генкомпаний ответственными за реализацию проектов на спецусловиях, например, по аналогии с госпрограммой строительства четырёх ТЭС на Дальнем Востоке силами «РусГидро» или с желанием «Ростеха» получить без конкурса проекты в ОЭС Юга. Кроме того, для строительства мощностей могут быть задействованы новые инструменты, в частности, инвестдоговоры, обсуждающиеся в регуляторах уже несколько лет. Интриги добавляет комментарий одного из информированных собеседников, заявившего, что «ситуация сложнее, чем может показаться», но отказавшегося говорить подробнее.

Запросили позицию Минэнерго, опубликуем её по мере поступления.

Получили комментарий Минэнерго о результатах КОМ НГО в Сибири.

«Минэнерго подводит результаты отбора мощности для покрытия дефицита в Сибири. Существует два варианта покрытия дефицита – строительство генерации или строительство сетей. Оба они рассматриваются каждый раз при проведении конкурса. Решение о проведении дополнительного отбора может быть принято правительством по результатам рассмотрения на правкомиссии по вопросам развития электроэнергетики».

«Poстeх» сегодня сообщил о вводе первого блока ТЭС «Удapнaя» в Тaмaни на 227 МВт и начале поставки мощности на ОРЭМ с 1 марта. В этом году выяснилось, что в состав этого (а также второго) блока входят нелокализованные ПГУ на 150 МВт иранской компании Марnа, чьё оборудование базируется на разработках Siemens. В середине января «Poстeх» заявил о завершении комплексного опробования первого блока и намерении ввести его в эксплуатацию до конца января. Таким образом, заявленный срок ввода, первоначально запланированный на 2021 год, а затем перенесённый на конец октября 2023 года, по факту оказался сдвинут ещё на один месяц.

Напомним, в конце декабря кабмин постановил, что если к 1 июня какое-либо оборудование ТЭС «Удаpная» (в том числе третий блок на отечественной турбине ГТД-110М) не будет аттестовано, то плата за мощность станции будет равна нулю вплоть до полной аттестации, а уже полученные компанией средства необходимо будет вернуть.

К вопросу роста цен в электроэнергетике. Коллеги обратили внимание на заявление властей Коми: к следующему отопительному сезону регион намерен удвоить количество котельных, переведённых с угля и мазута на биотопливо (пеллеты и брикеты) – с 63 до 126.

«В том числе за счёт федерального бюджета планируем перевести 25 котельных – 18 угольных и семь мазутных. На перевод угольных выделено 1,103 млрд рублей, на перевод мазутных – 693 млн рублей», – заявил зампред правительства региона Андрей Чибисов. Глава региона Владимир Уйба уточнил, что Коми получила 1,8 млрд рублей специального казначейского кредита на перевод 25 котельных на биотопливо, передал ТАСС.

Примечательно, что в апреле прошлого года пресс-служба губернатора сообщала об отборе 23 действующих в республике котельных (15 угольных и восьми мазутных) для перевода в 2023–2024 годах на пеллеты за счёт федеральных денег. С тех пор число объектов увеличилось на два (+8,7%), а вот ценник вырос кратно: прошлой весной речь шла об ориентировочной стоимости в 730 млн рублей, из которых 370 млн должны были составить средства специального казначейского кредита. Таким образом, расходы федерального бюджета при небольшом увеличении объёмов работ выросли в 4,9 раза, а общий ценник, озвученный в апреле 2023 года – в 2,5 раза.

Плановое потребление электроэнергии в первой ценовой зоне ОРЭМ (европейская часть РФ и Урал) в феврале выросло на 7% к февралю 2023 года, накопленным итогом за два первых месяца года – на 6%, говорится в еженедельном бюллетене «Совета рынка». Во второй ценовой зоне (Сибирь) показатели составили 10,6% и 7,8% соответственно. Напомним, февраль в этом году был на один день длиннее прошлогоднего.

«Коммерсант» сегодня раскрыл имя «непрофильного руководителя», который тормозит включение Дальнего Востока во вторую ценовую зону ОРЭМ с 1 июля. Им, по сведениям собеседников газеты, является вице-премьер, полпред президента в ДФО Юрий Трутнев, который опасается всплеска цен на электроэнергию для бизнеса в регионе.

В конце января глава Минэнерго Николай Шульгинов сообщил, что распространение энергорынка на Дальний Восток столкнулось с «трудностями, связанными с согласованием этого изменения в законодательстве одним непрофильным руководителем». 20 февраля он добавлял, что решение вопроса затягивается: «К сожалению, при практически полном согласии всех федеральных органов власти и большинства правительства, пока есть ещё недосогласованные наши предложения по срокам и вообще по модели… Если мы уйдём ещё дальше (по времени с запуском энергорынка в ДФО – ред.), это означает, что мы будем задерживать в том числе развитие энергетики Дальнего Востока». Источники Ъ сомневаются, что энергорынок в ДФО удастся запустить в середине этого года.

На годовом собрании акционеров «ТНС энерго», назначенном на 11 апреля, «Россети», вероятно, оформят полный контроль над сбытовым холдингом: совет директоров покидают представители ВТБ. Банк вошёл в капитал сбыта в 2017 году, тогда же были заключены четыре беспоставочных форвардных контракта суммарно на 19,9% акций «ТНС энерго». Третий форвард истёк прошлым летом, после чего доля ВТБ в капитале «ТНС энерго» снизилась до 3,32%, четвёртый контракт истекает в июне.

Включение с 2023 года в дальневосточные тарифы на электроэнергию топливной компенсации (из-за фактического роста цен на уголь с 2011 года) повысило ставки для региональной промышленности на 50%, но позволило вчетверо сократить убытки ТЭС «РусГидро».

Согласно опубликованной сегодня отчётности по РСБУ, входящая в «РусГидро» ДГК сократила чистый убыток с 33,83 млрд рублей в 2022 году до 8,414 млрд рублей в прошлом году при росте выручки на треть. Реструктуризация долгов на 29 млрд рублей за счёт внутригруппового займа «РусГидро» позволила сэкономить 1,2 млрд рублей на обслуживании долга.

Утром «Коммерсант» поднял тему вводов энергообъектов, рассказав о трудностях уже готового блока Владивостокской ТЭЦ-2 «РусГидро». Завершим день новостями о выводах генмощностей. То же «РусГидро» в конце февраля подало заявку на вывод блока Якутской ГРЭС-2 мощностью 40 МВт на базе импортной газовой турбины GE LM-6000. В прошлом году компания просила согласовать остановку двух аналогичных блоков этой электростанции, но получила отказ регуляторов; решение по текущей заявке пока не вынесено.

Одновременно выяснили, что срок вывода из эксплуатации четырёх блоков Заинской ГРЭС, первоначально установленный на 1 января 2023 года, вновь продлён, теперь до начала 2025 года. В 2020 году проект замены четырёх паровых турбин ГРЭС суммарной мощностью около 800 МВт на надстройку конденсационной турбины (274 МВт) газовой турбиной GE (576 МВт) был внесён в программу модернизации ТЭС по квоте правкомиссии. После ухода американской компании «Татэнерго» принципиально договорилась с Минэнерго о переносе проекта на Набережночелнинскую ТЭЦ с уменьшением мощности до 236 МВт, сообщил в декабре прошлого года гендиректор энергокомпании Раузил Хазиев. Наши источники указывают, что дискуссия пока продолжается. Стоит отметить, в декабре г-н Хазиев рассказывал, что ещё предстоит согласовать цену переносимого проекта, относительно которой стороны, мягко говоря, разошлись – Минэнерго говорило о 6–8 млрд рублей, «Татэнерго» – о 23 млрд. При этом речь идёт о ПГУ-проекте, который предлагается реализовать, вероятнее всего, на базе турбины Siemens, купленной «Татэнерго» ещё в первой половине 2010-х годов (в 2020 году источники говорили, что это оборудование лежит на складе «в масле»). Рассчитывая на положительный исход этих переговоров с Минэнерго, «Татэнерго» одновременно хочет подать на предстоящий отбор КОММод новую заявку на обновление Заинской ГРЭС, рассматривая в качестве базы отечественные газовые турбины наряду с китайскими и иранскими.

Минэнерго, обеспечивающее нормативную базу для воплощения в жизнь инициативы «Россетей» по консолидации электросетевого комплекса, недовольно ходом процесса и полагает, что независимые сетевые компании занимаются фиктивным объединением.

«Недобросовестные собственники адаптировались к новым правилам и предпринимают меры по фиктивному объединению активов для соответствия новым критериям. За последние два года было создано порядка 40 новых территориальных сетевых организаций. Это, конечно же, вынуждает нас идти на дальнейшее ужесточение критериев», – заявил замглавы Минэнерго РФ Евгений Грабчак, выступая на расширенном заседании думского комитета по энергетике.

Он сообщил, что из примерно 1 700 ТСО, действовавших в 2022 году, к 2025 году должно остаться не более 400 – это соответствует целевой модели, предусматривающей наличие в каждом регионе трёх – пяти ТСО. Из 988 ТСО, получивших тариф на 2024 год, по оценкам Минэнерго, 37% (474 ТСО) не удовлетворяют минимальным требованиям по обеспечению надёжности функционирования сетей.