Москва и Минск урегулировали все принципиальные разногласия по созданию единого рынка электроэнергии, заявил прибывший в Белоруссию замглавы Минэнерго РФ Павел Сниккарс. Рынок планируется запустить с 1 января, после этого энергия достраиваемой «Росатомом» Белорусской АЭС сможет поставляться на российский рынок, говорил в марте глава профильного думского комитета Павел Завальный.

Одновременно в Минэнерго «сдержанно и с осторожностью» относятся к идее строительства второй АЭС в Белоруссии. Нужно понимать, кто будет потреблять эту электроэнергию, а «задачи просто что-то построить, чтобы оно стояло, нет», отметил г-н Сниккарс.

«Энергосистемы как Белоруссии, так и РФ, они по своей сути избыточны. У нас тоже есть свои атомные станции, которые расположены в центральной части России. Поэтому если вы спрашиваете: «Будете ли вы останавливать собственные атомные стации, чтобы потреблять электроэнергию, производимую на Белорусской атомной станции?» – пока мой ответ – нет», – отметил замглавы Минэнерго РФ.

Пример информационной путаницы, вероятно, случился сегодня в энергосекторе. «Ведомости» со ссылкой на комментарий пресс-службы Минэнерго сообщили, что министерство «выступает против инвестиционных договоров в энергетике – обсуждающегося с 2022 года механизма привлечения частных инвестиций в строительство новой генерации», так как фактически речь идёт о «новом виде перекрёстного субсидирования».

Такая позиция Минэнерго оказалась для сектора неожиданностью. Ещё на прошлой неделе в ходе РЭН-2023 готовность к обсуждению механизма инвестдоговоров выражали представители всех регуляторов, в том числе Минэнерго.

«Один из серьёзных инструментов и направлений, в котором можно поискать возможности для дополнительных инвестиций, это синергия потребителей и генераторов, которые бы не «размазывали» затраты на всех потребителей, а индивидуально бы их компенсировали под те задачи, которые хотите. И тогда можно выбирать и тип генерации, и условия», – цитировала 13 октября пресс-служба Минэнерго заместителя министра Павла Сниккарса.

Проблема, возможно, в интерпретации слов операционного директора En+ Михаила Хардикова, приведённых газетой. Издание напоминает, что цена мощности содержит ряд нерыночных надбавок и приводит следующую цитату г-на Хардикова: «Для крупных потребителей в Сибири, например для расширения Тайшетского алюминиевого завода (входит в UC Rusal, у En+ 56,88% акций), можно сделать инвестиционный договор, по которому дополнительные мощности производства, которые будут там построены, при оплате электроэнергии освободят от этих надбавок». Газета отмечает, что «согласно условиям инвестдоговора, предприятие будет обязано инвестировать в строительство ГЭС сумму, которую сэкономит на оплате надбавок за мощность уже после ввода предприятия (речь про вторую очередь Тайшетского завода – прим. «Ведомостей»)».

Приведённая формулировка может быть истолкована как предложение освободить потребителя от оплаты надбавок к цене мощности, перенаправив средства напрямую на оплату заказанной им генерации, сохраняя их при расчёте для прочих участников рынка. Это, действительно, может увеличивать «перекрёстку».

Но сейчас при обсуждении механизма инвестдоговоров речь идёт о том, чтобы вовсе не «размазывать по рынку» стоимость новой генерации через надбавки к цене мощности, пояснил нам глава «Сообщества потребителей энергии» Валерий Дзюбенко. Новый потребитель сможет заключать инвестдоговор на строительство необходимой генерации напрямую с энергетиками без привязки к месту потребления. Затраты с учётом доходности будут оплачиваться заказчиком в течение периода окупаемости проекта, при этом объём новой генерации не будет учитываться в цене мощности, формируемой на КОМ, как это происходит по всем проектам ДПМ. Помимо платежей генератору потребитель будет вносить на рынок цену КОМ в объёме построенной генерации и «социальную» часть надбавок к цене мощности: по договорам ДПМ начислений не будет, но расходы, связанные с надбавками в пользу регионов со спецусловиями (Дальний Восток, Калининградская область, Крым и т.д.) должны оплачиваться. Объём социальной части предварительно оценивается в 13% от всех надбавок к цене мощности, но конкретные параметры ещё предстоит согласовать, отметил г-н Дзюбенко. После завершения периода окупаемости мощность будет выводиться на ОРЭМ на общих основаниях. С одной стороны, такая конструкция позволит не перекладывать на весь рынок расходы по строительству новой генерации для крупных потребителей. С другой, важно создать экономически эффективные, но сбалансированные условия, с тем чтобы ЕЭС не превратилась в хаотичный набор двусторонних инвестдоговоров, добавляет глава партнёрства.

Коллеги, приносим извинения, запутались в цитатах Павла Сниккарса по теме и случайно вставили в предыдущий пост его слова, сказанные на РЭН в прошлом году. Исправляемся и даём цитату с РЭН-2023. Смысл предыдущего поста это, впрочем, не меняет.

Павел Сниккарс: «Кто инвестор? Инвестор тот, кто верит в отрасль – раз. Второе – инвестор всё-таки сейчас будет многофакторный. Это будет не только генератор. Может быть, это будет генератор и потребитель вместе с учётом низкоуглеродности, с учётом зависимости от его товара, энергомашиностроения. Самое страшное (мне б хотелось – не знаю, может быть, это фантазия), чтобы это было трио: банк, потребитель и генератор. Вот это было бы, наверное, максимально интересно… И частному бизнесу: мы открыты к диалогу и к предложениям».

Попросили пресс-службу Минэнерго уточнить позицию по поводу инвестдоговоров на строительство новой генерации. Если коротко – в министерстве их считают в принципе нецелесообразными:

«При анализе данного механизма в Минэнерго пришли к выводу, что такое действие нецелесообразно применительно не только к проекту Крапивинской ГЭС, а в принципе, так как затронет не производителя, а потребителя и это будет фактически новый вид перекрёстного субсидирования. Однако поскольку в правительстве данный механизм не обсуждался, окончательное решение по нему не принято».

Всероссийская тарифная конференция в Сочи добавила новую главу в теперь уже многолетнюю историю дифференциации бытовых энерготарифов по объёмам потребления, что должно решить проблему «серого» майнинга в стране. После вступления в силу в августе прошлого года методических указаний ФАС казалось, что мяч перешёл на сторону регионов, которые и должны были принимать решения о переходе к дифференцированным тарифам. Однако процесс забуксовал: механизм заработал только в Кемеровской области, но и в ней тарифная сетка повторно корректировалась после введения, а Хакасия пообещала перейти к дифференциации в 2024 году. Летом крупные промпотребители, фактически доплачивающие за «серых» майнеров, которые рассчитываются за энергию по бытовым тарифам, начали обсуждать с регуляторами возможность и условия обязательного внедрения дифференцированных расценок в регионах.

То, что решение остаётся за региональными властями, следует из заявлений замглавы ФАС Геннадия Магазинова на тарифной конференции. Как говорится в пресс-релизе службы, он «обратил внимание региональных регуляторов на целесообразность введения дифференцированных по уровням напряжения тарифов для населения, что в конечном итоге позволит снизить «перекрёстку» в сетях». Г-н Магазинов отметил, что «существует возможность рассчитывать размер ставки перекрёстного субсидирования в особом порядке в зависимости от наличия внедрённой дифференциации тарифов, что позволит предотвратить риски бюджетной ответственности субъекта РФ».

Однако позднее глава «Совета рынка» Максим Быстров признал, что препятствием на пути дифференциации остаётся возможное превышение предельного индекса роста платы граждан за ЖКУ, принципы расчётов которого устанавливаются на федеральном уровне.

«Совет рынка» неоднократно предлагал ограничить возможности использования майнерами электроэнергии, предназначенной для бытовых нужд населения, с помощью тарифа, дифференцированного по объёмам потребления. Но для того, чтобы применение данного метода не приводило к росту индекса изменения платы граждан за ЖКУ сверх допустимых пределов, имеет смысл рассмотреть вопрос об исключении из расчёта этого индекса второй ступени дифференцированного тарифа на электроэнергию», – говорится в релизе регулятора со ссылкой на слова г-на Быстрова.

В общем, из заявлений руководителей регуляторов в Сочи мы так и не поняли, на чьей стороне мяч в вопросе введения дифференциации бытовых тарифов.

Новость дня: по информации источника «Коммерсанта», 83% акций ТГК-2, изъятые в пользу государства по иску генпрокуратуры, перешли под контроль «Газпром энергохолдинга».

«По информации ТГК-2, никаких изменений в руководстве компании не произошло», – сообщили Ъ в пресс-службе генкомпании. Между тем, в качестве исполняющего обязанности гендиректора ТГК-2 на сайте компании указана главный бухгалтер Юлия Иванова. При этом об отставке гендиректора Александра Симановского, назначенного в ноябре 2021 года, не сообщалось, но ещё в конце августа на сайте ТГК-2 он числился главой компании. Также он больше не числится среди членов правления компания, хотя занимал пост его председателя. Кто сейчас является председателем правления, на сайте компании не указано.

Двойной удар сегодня был нанесён по надёжности механизма «альткотельной» в глазах рынка, в обоих случаях руками ФАС. Сначала «Коммерсант» сообщил, что антимонопольщики, ссылаясь на жалобы регионов о резком росте цен на тепло и претензии прокуратуры, хотят разрешить региональным властям в одностороннем порядке разрывать инвестсоглашения с энергокомпаниями о внедрении «альткотельной». При этом формулировка вчерашнего комментария ФАС выглядит чрезвычайно осторожно: исходя из неё, речь идёт лишь о признаках злоупотребления в одном случае. Предлагаемое решение направлено «на защиту интересов промышленных потребителей и граждан, так как есть пример с признаками установления монопольной высоких цен на услуги по теплоснабжению», говорится в комментарии ФАС.

Упомянутый пример сегодня, вероятно, стал новостью Хакасского управления ФАС, признавшего Абаканскую ТЭЦ СГК виновной в завышении цен на тепло. Спор начался после индексации тарифов с 1 декабря прошлого года (на 9% по РФ): энергетики подняли ставки на 11%, тогда как мэрия полагала, что по соглашению об «альткотельной» от 2021 года они могут расти только на 8,2% в год. После обращения муниципальных властей и «по многочисленным жалобам жителей» УФАС возбудило дело, по которому Абаканская ТЭЦ теперь признана виновной в злоупотреблении доминирующим положением и должна пересчитать плату за отопление в Абакане и Черногорске до 29 декабря.

Возгорание на ТЭЦ-16 в Москве ликвидировано без последствий для потребителей, сообщает пресс-служба «Мосэнерго». Пожар начался сегодня около 15:30 (мск) в районе котла № 6.

«По состоянию на 16:20 возгорание ликвидировано. Обрушения кровли не было. В результате происшествия никто не пострадал, эвакуация персонала не проводилась. Электро- и теплоснабжение потребителей не нарушено. Причины произошедшего выясняются», – говорится в сообщении генкомпании. В «Системном операторе» нам подтвердили, что последствий для потребителей не было.

Ранее СМИ сообщили, что на ТЭЦ-16 «Мосэнерго» горят три котла, в котельной частично обрушилась кровля. По данным Telegram-канала Shot, на территории ТЭЦ-16 горит газопровод: «у здания обвалилась крыша, внутри наблюдается факельное горение».

Установленная электрическая мощность ТЭЦ-16 – 651 MВт, тепловая – 1 408 Гкал•ч, в 2014 году на станции установлена ПГУ-420 (Siemens).

Чистая прибыль «ТНС Энерго» по РСБУ по итогам января – сентября достигла 85,55 млрд рублей против убытка в 8,59 млрд рублей годом ранее. Причина – во взрывном росте прочих доходов компании, которые к концу сентября составили почти 106,4 млрд рублей, тогда как годом ранее показатель был на уровне 1,1 млн. В третьем квартале объём прочих доходов вырос более чем втрое – по итогам полугодия они составляли 29,6 млрд рублей. Чем вызвано стремительное увеличение показателя, из отчётности неясно – запросили компанию, надеемся на ответ.

Рост чистой прибыли у «ТНС Энерго», в основном, оказался «бумажным». В компании объяснили его переоценкой в сторону увеличения финансовых вложений, обращающихся на организованном рынке ценных бумаг, и напомнили, что переоценка носит неденежный характер. Без учёта переоценки чистая прибыль «ТНС Энерго» составила 24,6 млн рублей, передал «Интерфакс» со ссылкой на компанию.

Вероятно, сказывается летнее ралли на бирже, когда капитализация ряда энергокомпаний второго – третьего эшелона выросла в разы, а Мосбиржа из-за резких скачков котировок регулярно объявляла дискретные аукционы.

«Газпром» пока не может найти покупателей углеродных единиц от своего климатического проекта по сокращению эмиссии метана в атмосферу при проведении ремонтных работ на газопроводах.

«Для принятия решения о регистрации (в Реестре углеродных единиц – ред.) необходимо иметь если не гарантии, то хотя бы намерения, что углеродные единицы кто-то купит. Пока мы не нашли в России желающих купить. Речь идёт не о пиаре – 10-20 тыс. тонн (CO2-эквивалента, что равно 10-20 тыс. УЕ – ред.), а о масштабном проекте в объёме нескольких миллионов тонн СО2-эквивалента», – сказал замначальника департамента «Газпрома» Александр Ишков.

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.