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.

Борис Ковальчук, возглавлявший «Интер РАО» около 15 лет, покидает компанию. С завтрашнего дня на посту генерального директора его сменит Сергей Дрегваль.

Второй энергоблок ТЭС «Ударная» мощностью 230 МВт прошёл комплексные испытания и подтвердил заявленные характеристики, сообщил сегодня «Ростех». «В настоящий момент готовятся документы для выхода на ОРЭМ, это произойдёт в ближайшее время», – сообщил нам представитель «Технопромэкспорта» (ТПЭ, структура «Ростеха»).

Как отмечает один из собеседников «Перетока» в регуляторах, комплексные аттестационные мероприятия пока не проведены. При этом три источника говорят, что ориентируются на данные «Ростеха», не обладая всей полнотой информации о ситуации на площадке. Компания же объявила, что два первых блока готовы к работе. При этом инвестор подтверждает готовность запустить и третий блок на базе турбины ГТД-110М (разработка «Ростеха») в заявленные сроки, то есть в мае. Об этом же говорит представитель ТПЭ: «Работы на третьем энергоблоке идут в графике, о сроках его запуска мы сообщим дополнительно».

Первый запуск ГТД-110М в промэксплуатацию остаётся знаковым для сектора событием. Если к 1 июня 2024 года какое-либо оборудование ТЭС «Ударная» не будет аттестовано, плата за мощность станции будет обнулена вплоть до полной аттестации, постановил кабмин в конце декабря.

Включить Дальний Восток во вторую ценовую зону ОРЭМ и распространить на макрорегион рыночные механизмы с 1 июля уже не удастся, признал сегодня глава Минэнерго Николай Шульгинов. Первоначально энергорынок в ДФО планировалось запустить с 1 января, затем срок был перенесён на 1 июля. Но Минэнерго столкнулось с «трудностями, связанными с согласованием этого изменения в законодательстве одним непрофильным руководителем», говорил г-н Шульгинов в конце января. В начале марта источники «Коммерсанта» раскрыли имя чиновника: им оказался вице-премьер, полпред президента в ДФО Юрий Трутнев, который опасается всплеска цен на электроэнергию для бизнеса в регионе.

«Есть противодействие, скорее всего, от недопонимания, как работает рынок и что мы теряем, если вовремя не запускаем процесс конкурентного отбора мощности и ускорения процессов модернизации и строительства электростанций на Востоке. Плохо, конечно, совсем плохо. Формально мы уже упустили время для запуска с 1 июля», – сказал сегодня министр.

В конце прошлого года в Минэнерго решили поддержать предложение генераторов об очередном переносе сроков проведения КОМ, чтобы включить в него дальневосточные территории, рассказывал замминистра Павел Сниккарс. В итоге КОМ и КОММод были отложены до 1 августа и 20 декабря соответственно. Учитывая поджимающие сроки, ещё одна отсрочка в проведении конкурентных отборов мощности маловероятна, так что Дальний Восток сможет перейти на общие правила игры не ранее чем в рамках КОМ на 2028 год. И то при условии, что к моменту его проведения макрорегион всё же будет включён в состав второй ценовой зоны.

Активное публичное сопротивление добытчиков криптовалют инициативе Минэнерго о повышении сетевых тарифов для майнеров в энергодефицитных регионах привело к противоположному результату. Если в декабрьском проекте постановления правительства, разработанном министерством, тарифы на передачу предполагалось поднять в 2–5 раз, то в проекте, опубликованном вчера, речь идёт уже о росте в 5–10 раз. При этом в Минэнерго, очевидно, осознают, что такие изменения подтолкнут майнеров к уходу в серую зону. Проект предполагает, что в случае сокрытия майнингового характера спроса или превышения согласованных параметров потребления скидка от губернаторов (по их решению повышающий коэффициент 10 в тарифах может снижаться до 5) применяться не будет. Правда тут, вероятно, возникнет вопрос эффективности выявления серых майнеров и возвращения их в легальное поле на 10-кратные сетевые тарифы.

Интересны первые итоги внедрения в Казахстане спецторгов по продаже электроэнергии майнерам, которые стартовали в середине прошлого года. За восемь месяцев средний объём покупки в рамках механизма составил 80 МВт•ч, в отдельные часы достигая 250 МВт•ч. Средняя цена этой энергии для майнеров в переводе на рубли составила 3,63–3,67 рубля за 1 кВт•ч, но показатель не включает тариф на передачу.

В конце прошлого года белорусское «Белэнерго» презентовало тарифную линейку для добытчиков криптовалют, предлагая им отпускные цены на электроэнергию на уровне 4,1–4,9 рубля за 1 кВт•ч. В интервью «Перетоку» директор российской Ассоциации промышленных майнеров Сергей Безделов говорил, что для операторов дата-центров стоимость электроэнергии в России при сбалансированной норме прибыли не должна превышать 3,9 рубля за 1 кВт•ч.

Игроки сектора возобновляемой энергетики и регуляторы на конференции «Коммерсанта» сегодня обсудили дальнейшее развитие ВИЭ в России. Резюмируя ключевые заявления: перспективы хорошие, вводы вернулись в график после отставания на фоне санкций, но на среднесрочном горизонте ожидать резких рывков не стоит. Наиболее радужные перспективы у ВИЭ на Дальнем Востоке, но вопрос упирается в проблему включения макрорегиона во вторую ценовую зону, без чего нельзя распространить на него рыночные инвестмеханизмы. О том, что возможность для включения Дальнего Востока в ценовую зону с 1 июля уже упущена, на прошлой неделе сообщил глава Минэнерго Николай Шульгинов.

Говоря о планах развития ВИЭ, директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго Андрей Максимов отметил, что сейчас министерство обновляет на уровне правительства Энергостратегию до 2050 года и Генсхему размещения объектов энергетики до 2042 года. По его словам, какие-то нововведения по итогам этой работы будут, «но мы понимаем, что никаких резких рывков не предполагается, просто потому что промышленные объёмы (производства ВИЭ – ред.) не позволяют сильно куда-то подвинуться».

В 2030 году объёмы вводов СЭС, ВЭС и малых ГЭС в рамках программы ДМП ВИЭ нарастающим итогом должны составить 12 ГВт. «Мы сейчас идёт ровно по намеченному плану. Была небольшая сдвижка сроков ввода объектов, о которых компании просили после известных событий, плюс перенастройка логистических цепочек», – сказал г-н Максимов.

По итогам 2023 года низкоуглеродная выработка в РФ составила 37%, «так что баланс уже хороший и чистый; и многим странам ещё предстоит к такому стремиться», отметил он.

Кроме того, энергокомпании начали детальную проработку проектов строительства восьми ГЭС суммарной мощностью 4,7 ГВт и четырёх АЭС (6,5 ГВт). Возможно не все из них будут реализованы, но для того и нужен детальный анализ, в том числе экономической целесообразности, отметил Андрей Максимов.

Минэнерго рассчитывает, что в ближайшее время на уровне правительства будет принято решение об увеличении квоты малых ГЭС в рамках ДПМ ВИЭ 2.0 на 30 млрд рублей. Кроме того, министерство и компании «договорились немножко подвинуть сроки вводов: часть инвесторов уверены, что смогут запустить некоторые объёмы малых ГЭС даже к 2026 году».

Сейчас максимальная эффективность ВИЭ просматривается на Дальнем Востоке, где формируется не только дефицит мощности, но и электрической энергии, напомнил глава «Системного оператора ЕЭС» Фёдор Опадчий. Впервые сложилась технически и экономически обоснованная потребность в ВИЭ в регионе. Анализ площадок показал, что «там помещается от 1 ГВт ВЭС и СЭС без каких-либо значимых затрат на регулировку системы». Решение выглядит очень привлекательным с учётом существенно более низкой одноставочной цены ВИЭ и дефицита киловатт-часов: туда можно перенести уже отобранные проекты, что будет более эффективным и быстрым решением, либо проводить новые конкурсы.

«Но Андрей (Максимов – ред.) правильно напоминает. Понятно, как реализовывать эту конструкцию с того момента, когда правила работы ценовых зон будут распространены на Дальний Восток. Поэтому очень важно это решение принять, потому что проблему надо решать. И чем раньше начинать её решать, тем лучше», – сказал г-н Опадчий.

ТГК-2, которая в прошлом году после иска Генпрокуратуры перешла под контроль Росимущества и, вероятно, будет передана в ГЭХ, по итогам года показала убыток по РСБУ почти в 11 млрд рублей. Годом ранее компания была, пусть и в небольшом, но плюсе – прибыль в 2022 году составила 85,5 млн рублей. Причина убытка – статья «восстановление/создание резерва по обесценению финансовых вложений», расходы по которой превысили 10,3 млрд рублей против 1 млн рублей годом ранее.

Замглавы Минэнерго Павел Сниккарс в кулуарах энергофорума в Казани порадовал журналистов парой интересных новостей. Фактически он сообщил, что регулятор услышал жалобы генкомпаний на низкий уровень цен на февральском КОМ НГО для покрытия дефицита в Сибири, а также на слишком длинные сроки поставок оборудования российскими машиностроителями. Напомним, на конкурсе удалось отобрать лишь три проекта новых энергоблоков суммарной мощностью 525 МВт, дефицит в 700 МВт остался непокрытым.

Генераторы должны искать компромисс, дал понять замминистра, сообщив, что параллельно запущен вариант «альтернативного технического возможного сетевого решения» (цитата по ТАСС). В материалах СиПР на 2024–2029 годы «Системный оператор ЕЭС» указывал, что строительство новой генерации в Сибири необходимо, в том числе для минимизации расходов на сетевую инфраструктуру.

«Как только состоится выбор оптимального решения, будут подведены итоги, что делаем, то будем инициировать заседание правительственной комиссии», – подчеркнул Павел Сниккарс и добавил, что речь идёт именно о новом конкурсе, а не дополнительном отборе. Это может быть косвенным свидетельством намерения министерства всё же пересмотреть ценник на КОМ НГО.

Одновременно Минэнерго торопится подготовить отбор новой генерации для Дальнего Востока, где в те же сроки, что и в Сибири, прогнозируется дефицит в 1,35–1,48 ГВт. Министерство рассчитывает, что правительство в ближайшие дни примет решение о включении Дальнего Востока во вторую ценовую зону ОРЭМ и рынок заработает там с начала 2025 года.

«В Минэнерго имеется ряд возможных вариантов решения. Надеемся, что удастся совместить прохождение нормативно-правовых актов по запуску рынка на Дальнем Востоке с определением оптимальных технических решений возможными отборами», – сказал г-н Сниккарс.