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.

Коллеги из Teplovichok сегодня выпустили, по сути, программный пост о том, почему нет смысла включать Дальний Восток во вторую ценовую зону ОРЭМ, на чём настаивают профильные регуляторы – Минэнерго, «Совет рынка» и «Системный оператор ЕЭС». Информация о том, что конкурентный отбор мощности (КОМ) не позволяет энергокомпаниям строить новую генерацию, новостью не является. При этом на ОРЭМ внедрены дополнительные инструменты, в том числе КОМ НГО и вариации ДПМ, которые, надо признать, являются «костылями», но существенно увеличивают процент «рыночности» на российском энергорынке. Лучший тезис коллег выглядит так: «на Дальнем Востоке тоже есть рынок, но только он регулируемый». Однако в целом пост ценен тем, что позволяет понять логику противников включения Дальнего Востока во вторую ценовую зону.

Закрытие угольной генерации и перевод электростанций на газ в Пекине привели к сокращению количества дней с превышением ПДК по углекислому газу со 180 в 2014 году до 40 в 2022 году, подсчитали в Shell.

​​Для того, чтобы превысить объёмы бытового потребления по минимальным ценам, устанавливаемые сейчас в 57 регионах в рамках дифференциации электротарифов, население в среднем в расчёте на одно домохозяйство должно потреблять в пять раз больше электроэнергии, чем сейчас. Такие выводы содержатся в исследовании Института экономики и регулирования инфраструктурных отраслей НИУ ВШЭ. Тезисы доклада изложили сегодня «Ведомости», а затем он был презентован на площадке «Вышки».

Из 57 регионов, решившихся на дифференциацию, только Калининградская область установила потолок спроса по низким тарифам, близкий к реальному потреблению, – 130 кВт•ч в месяц. Среднероссийский спрос на одно домовладение сейчас составляет 206 кВт•ч в месяц, но больше половины регионов, дифференцирующих тарифы, определили границу первого объёмного диапазона бытового потребления по минимальным ставкам на уровне 10–11 тыс. кВт•ч в месяц, Хакасия и Башкирия – по 20 тыс. кВт•ч, остальные ограничились 1 тыс. кВт•ч.

Главная причина, по которой федеральные власти подталкивают регионы дифференцировать бытовые электротарифы, – борьба с серым майнингом и, как следствие, снижение объёмов перекрёстного субсидирования. О том, что нормативы завышены, свидетельствуют и благодарности «Иркутскэнергосбыта», которые получают бытовые потребители в столице российского серого майнинга – Иркутской области, где тарифы пока не дифференцированы. 99% из 1,2 млн клиентов-физлиц потребляют менее 12 тыс. кВт•ч в месяц. Таким образом, пока чисто психологический порог превышают 12 тыс. клиентов с суммарным годовым спросом не менее 1,728 млрд кВт•ч.

Изменения в корпоративной структуре «Русэнергосбыта», о которых стало известно вчера вечером, весьма интересны, но не до конца понятны. Собственники компании – итальянская Enel (49,5%) и «Группа ЕСН» Григория Берёзкина (50,5%). 9 апреля доля в 49,5% перешла под контроль самого «Русэнергосбыта». Первоначально «Интерфакс» сообщил, что это пакет Enel, но позднее изменил формулировку на «долю в капитале, аналогичную пакету Enel». Так что не исключён вариант, что сбыту передана часть пакета г-на Берёзкина, оставившего у себя 1%. При этом, комментируя ситуацию «Коммерсанту», председатель совета директоров «Русэнергосбыта» Александр Линников (он номинирован Enel), заявил, что «изменения в корпоративной структуре не связаны с изменениями в составе акционеров».

Источники «Коммерсанта» утверждают, что переговоры о выходе Enel из российской сбытовой компании шли не один месяц. Передача доли в собственность «Русэнергосбыта» может быть лишь формальной, чтобы затем передать актив стратегическому инвестору. Ранее о продаже пакетов компании думали оба собственника: в 2021 году появлялась информация о том, что 100% «Русэнергосбыта» хотел выкупить «Газпром энергохолдинг».

Топливные расходы электромобилей в России примерно вдвое ниже, чем у легковушек с ДВС. Аналитики 2ГИС подсчитали, что 100 км пробега наиболее распространённого в стране электрокара Nissan Leaf (18 кВт•ч) обойдутся в Санкт-Петербурге в 344 рубля, в Москве – в 302 рубля, а в Красноярске – всего в 189 рублей. Расчёты приведены для быстрых ЭЗС, где цена в зависимости от города колеблется от 10,5 до 18,9 рубля за 1 кВт•ч. Медленная зарядка от обычной розетки по бытовым тарифам обойдётся ещё дешевле. Для сравнения, в столице топливные расходы бензиновой легковушки (со средним расходом 10 литров на 100 км) в текущих ценах составят 500–570 рублей в зависимости от марки бензина, но пока сами электромобили дороже традиционных на 20–30%. По прогнозам ряда экспертов, паритет в стоимости авто может быть достигнут к 2027 году за счёт удешевления производства аккумуляторов.

При мартовской стоимости биткоина около $71 тыс. доля расходов на электроэнергию от выручки майнинга на асиках составляет около 20%, что в случае повышения тарифа в два раза позволяет сохранить устойчивую сверхмаржинальность данного вида деятельности, рассказал старший консультант группы аналитики в электроэнергетике Kept Роман Перминов в колонке для журнала «Энергия без границ».

Новый номер ЭБГ уже в свободном доступе. Среди прочих интересных материалов выделим интервью главы «Совета рынка» Максима Быстрова, ответившего на вопросы о готовящихся изменениях в программу модернизации ТЭС.

«Я сделаю всё возможное, чтобы сохранить для жителей региона самый низкий тариф на электрическую энергию и самую возможно высокую норму потребления», – заявил сегодня губернатор столицы российского майнинга – Иркутской области – Игорь Кобзев и добавил, что региональные власти намерены установить объём первого ценового диапазона при дифференциации бытовых электротарифов на уровне 25 тыс. кВт•ч в месяц.

Энергетики считают подобные решения формальными, так как они не позволяют достичь целей внедрения нового механизма – ликвидации серого майнинга и сокращения объёма перекрёстного субсидирования. В заявленный г-ном Кобзевым объём способны уложиться не только домашние майнеры «на видеокартах», но и обладатели десятка специальных майнинговых машин (асиков). При этом глава региона фактически признал, что решение принимается под давлением новых требований в РФ – отказ обошёлся бы областному бюджету в 2,3 млрд рублей.

Впрочем, федеральные регуляторы уже заявили о намерении ужесточать требования для дифтарифов и даже называют ориентировочные показатели нормативов для первого (2,3 тыс. кВт•ч в месяц) второго (4,5 тыс.) и третьего (9,4 тыс.) ценовых диапазонов.

После ареста в Дагестане 26 энергетиков, включая руководителя «Дагэнерго» Магомедхабиба Мухумаева, «Россети Северный Кавказ» заявили, что не исключают новых задержаний по делу о хищении 2,8 млрд рублей, выделявшихся из бюджета на создание системы учёта электроэнергии. По данным компании, в ближайшее время будет возбуждено ещё одно уголовное дело по ст. 210 УК РФ (организация преступного сообщества и участие в нём), которая предусматривает наказание вплоть до пожизненного.

Минэнерго опубликовало долгожданный рынком проект изменений в правила проведения КОМ. Ключевые правки:

🔹Обещанное введение вероятностной модели расчёта спроса на мощность

🔹Учёт роста цен на оборудование и его сервис в КОМ на 2027 год

🔹Оплата мощности «с учётом дифференциации в зависимости от востребованности генерирующего оборудования»

🔹Снижение стоимости электроэнергии и мощности для розничных потребителей при отказе генкомпаний от проектов модернизации ТЭС

Проект на regulation.gov.ru

ТГК-14, в прошлом году заплатившая дивиденды своим акционерам впервые с 2006 года, в этом году решила фактически утроить выплаты: совет директоров сегодня предложил потратить на них почти 1,75 млрд рублей. Однако игрокам на Мосбирже такое решение почему-то не понравилось и бумаги генератора на новостях от совета директоров подешевели более чем на 3%, хотя к концу дня начали отыгрывать падение – сейчас просадка составляет около 2,4%.

Минэнерго опубликовало проект постановления правительства, устанавливающего базовый предельный уровень капзатрат для атомных блоков с вводами после 2024 года на уровне 184,1 тыс. рублей за 1 кВт (в ценах 2021 года). Почти те же параметры (плюс срок окупаемости 25 лет и доходность в 10,5%, включённые в проект) предлагались «Росатомом» два года назад. Тогда потребители требовали ценового аудита, а эксперты сектора называли предложенный уровень цен «сверхамбициозным», так как он был в 2–2,5 раза ниже среднемировых расценок строительства АЭС: в качестве примера Владимир Скляр приводил CAPEX планируемой «Росатомом» АЭС в Египте, который оценивался в $6,25 тыс. (470 тыс. рублей) за 1 кВт.

Уменьшение количества обязательных и отмена устаревших норм без возможности их обновления в электроэнергетике в рамках внедрения «регуляторной гильотины» создали перекос в пользу экономического анализа и не позволяют учитывать технические особенности отрасли, заявил 26 апреля на совещании по итогам осенне-зимнего периода (ОЗП) 2023–2024 годов министр энергетики РФ Николай Шульгинов. Минэнерго предлагает вывести электроэнергетику из-под стандартного нормативного регулирования по аналогии с решением, уже действующим в отношении атомной отрасли. Исходя из слов министра, в росте аварийности отчасти виновато и вмешательство потребителей, которых интересует только экономическая составляющая в энергопроектах.

«По итогам прошедшего ОЗП необходимо извлечь ряд уроков. Причиной многих резонансных аварий с нарушением теплоснабжения потребителей явилась отмена ранее обязательных технологических требований по проектированию и эксплуатации как энергообъектов, так и оборудования. Уменьшение количества обязательных и отмена устаревших требований без возможности их обновления, доппроцедуры по оценке экономической эффективности, согласование с бизнес-сообществом обязательных требований, регулирующих принципы технологического функционирования энергосистемы, изменение схемы осуществления контрольно-надзорных мероприятий способствовали росту количества аварий с существенными последствиями. Главной задачей при внедрении «регуляторной гильотины» было создание чётких и понятных требований, снятие избыточной административной нагрузки, что должно было повысить экономическую эффективность предприятий без снижения надёжности. Но принятая процедура оценивает преимущественно экономику и совершенно не учитывает технологические особенности оборудования энергосистемы, включая требования к эксплуатации… С учётом особенностей техрегулирования, необходимости поддержания общности технологического режима в условиях преимущественно естественно-монопольного характера деятельности, считаю необходимым исключить электроэнергетическую отрасль из-под действия текущих регуляторных процедур, как это сделано для атомной отрасли. Применяемый риск-ориентированный подход нуждается в дальнейшей доработке и внедрении дополнительных инструментов оценки фактического состояния оборудования, полноты проведения ремонтов», – заявил г-н Шульгинов.

Одновременно министерство намерено усилить контроль за достоверностью сведений о техсостоянии и ремонтах, проводя выездные проверки, что приведёт к увеличению числа генобъектов, которые не получат или лишатся паспортов готовности к зиме, предупредил министр.

Ускоренное импортозамещение, правильность ставки на которое в текущих условиях сложно отрицать, одновременно обернулось трудностями для генераторов. У энергокомпаний возникают вопросы к машиностроителям по поводу сроков поставки оборудования, его цены и качества. Причём речь идёт не только об инновационных для российской промышленности газовых турбинах, но и о паросиловом оборудовании. Тему планируется вынести на обсуждение двух профильных вице-премьеров Александра Новака и Дениса Мантурова.

Минэнерго предлагает увеличить предельный уровень капзатрат на повторном КОМ НГО в Сибири на 39%, что повысит цену 700 МВт, которые предстоит дополнительно разыграть в Иркутской области, Бурятии и Забайкальском крае, до 412 млрд рублей. Помимо роста расценок регулятор предлагает увеличить доходность проектов на российском оборудовании с 12% до 14%.

Как пишет Ъ, в министерстве также не оставляют попыток разрешить использовать импортное (прежде всего, китайское) оборудование. CAPEX таких проектов на первом конкурсе предполагалось установить на уровне 273 тыс. рублей за 1 кВт, но зарубежное оборудование не было допущено к конкурсу. Теперь расценки могут быть повышены на 37,4%, до 375 тыс. рублей за 1 кВт, что в пересчёте на 700 МВт составит 262,5 млрд рублей. Базовую доходность проектов на импортном оборудовании в министерстве предлагают увеличить с 10,5% до 12%.

В марте директор по энергетическим рынкам и внешним связям «Системного оператора ЕЭС» Андрей Катаев рассказывал, что цена отобранных проектов на КОМ НГО в пересчёте на полную стоимость энергии на период жизненного цикла электростанции (LCOE) составила 12 рублей за 1 кВт•ч. По таким расценкам En+ Group согласилась построить 460 МВт с КИУМ 80%. LCOE других заявок компании, не прошедших ценовой отбор, составлял 16 рублей и 20 рублей за 1 кВт. При увеличении цен на 39% LCOE проектов ТЭС составит около 16,7 рубля за 1 кВт.

Гендиректор En+ Михаил Хардиков ранее уже заявил, что его компания намерена участвовать в повторном КОМ НГО с увеличенными ценовыми параметрами с проектами на 330 МВт, что покрывает всю доступную квоту для Иркутской области.

ТГК-2, более 83% акций которой в январе перешли под контроль Росимущества, испытывает финансовые трудности. По итогам 2023 года генкомпания получила чистый убыток по МСФО в размере более 15,4 млрд рублей против прибыли в 836 млн рублей годом ранее.

К концу 2023 года ТГК-2 не исполнила условия ряда нефинансовых ковенантов, установленных кредитными договорами, в результате чего «Промсвязьбанк» получил право потребовать досрочного погашения долгов, указано в аудиторском заключении к МСФО. К той же дате краткосрочные обязательства ТГК-2 превысили сумму оборотных активов компании на 20,4 млрд рублей. При этом в 2024 году наступает срок погашения краткосрочных обязательств на общую сумму 32,6 млрд рублей. Руководство компании считает, что данные обязательства будут погашены за счёт денежных потоков от операционной деятельности, а также привлечения внешнего финансирования в рамках утверждённых лимитов по возобновляемым кредитным линиям.

«Таким образом, приведённые выше факторы указывают на наличие существенной неопределённости, которая может вызвать значительные сомнения в способности группы продолжать свою деятельность непрерывно. Руководство группы в краткосрочной перспективе намеревается предпринять все необходимые действия, чтобы обеспечить способность группы непрерывно продолжать деятельность и своевременно погашать обязательства», – говорится в аудиторском заключении.

В октябре «Коммерсант» со ссылкой на источник сообщал, что изъятые в пользу государства по иску Генпрокуратуры акции ТГК-2 перешли под контроль «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ). 22 декабря гендиректор ГЭХ Денис Фёдоров заявил журналистам, что бумаги ещё не перешли под контроль компании и находятся в процессе передачи в Росимущество.

Чуть менее месяца назад правительство после длительных обсуждений одобрило законопроект о внедрении института системообразующих территориальных сетевых организаций (СТСО, держатель тарифного «котла») и направило его в Госдуму. Согласно документу, в каждом регионе должно появиться по одной СТСО. Единственное исключение было сделано для Москвы, где под давлением столичных властей статусом системообразующих планируется наделить сразу две компании – «Россети Московский регион» и принадлежащую мэрии «Объединённую энергетическую компанию» (ОЭК). Однако крупные сетевые структуры, подконтрольные региональным властям, есть ещё в нескольких территориях, которые право на вторую СТСО не получают, и это может осложнить принятие законопроекта, предполагала тогда корреспондент «Коммерсанта» Полина Смертина.

Один из таких регионов – Ленинградская область, где помимо «Ленэнерго» (структура «Россетей») есть и второй крупный игрок – ЛОЭСК. Но коллизия здесь, похоже, может быть разрешена не законодательным, а хозяйственным способом. Как пишет региональный портал 47news, «Россети» намерены выкупить не менее 75% ЛОЭСК – глава госхолдинга Андрей Рюмин написал соответствующее письмо президенту РФ Владимиру Путину, который поставил резолюцию «Согласен». Источники оценивают стоимость возможной сделки в 3–5 млрд рублей. При этом, согласно мировому соглашению с властями Ленинградской области, до 2028 года ЛОЭСК должна получить из регионального бюджета 10,2 млрд рублей в рамках механизма сглаживания сетевых тарифов. Выручка сетевой компании в 2023 году составляла 7 млрд рублей.

Ключевое оборудование для мусоросжигательной ТЭС «РТ-Инвеста» в Казани мощностью 55 МВт будет произведено в КНР «на заводе компании, которая уже успешно реализовала более 250 проектов в Китае и в мире», сообщил гендиректора «РТ-Инвеста» Андрей Шипелов. До санкционной волны партнёром по проекту была швейцарско-японская Hitachi Zosen Inova.

Согласно новому контракту, оборудование будет произведено и поставлено в ближайший год, сообщила пресс-служба «РТ-Инвеста». Все технологические параметры проекта останутся прежними, мощность завода будет сохранена и составит 550 тыс. тонн отходов в год. Вместе с тем, с учётом выбора нового техпартнёра, будут проведены повторные государственные и общественные экспертизы проектной документации. Запуск МТЭС, планировавшийся на конец 2022 года, сдвинулся сначала на 2023 год, а в октябре прошлого года, по решению кабмина, – на конец 2025 года.

Рост потребления электроэнергии в ценовых зонах ОРЭМ в апреле оказался существенно ниже, чем в первые три месяца 2024 года, следует из ежемесячного аналитического отчёта «СКМ Маркет Предиктор». Спрос в европейской части РФ и на Урале увеличился на 1% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года (выработка сократилась в среднем на 200 МВт в час); в Сибири – на 4%. В январе – марте прирост потребления, по данным СКМ, в первой ценовой зоне составлял 3–5%, во второй – 5–7%.