​​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.

Турбинам накручивают софт
Регуляторы опасаются резкого перехода иностранных машин на российское ПО

Как выяснил “Ъ”, отраслевые регуляторы опасаются возможных аварийных ситуаций на ТЭС с импортными турбинами при переходе на российские системы управления. «Системный оператор» предлагает заменять иностранный софт на ТЭС объемом 25 ГВт постепенно и только после тщательных испытаний. В Минэнерго утверждают, что все компании ТЭКа приступили к переходу на российское ПО. Аналитики согласны, что одновременная замена ключевых систем на турбинах может снизить качество их работы и даже привести к авариям.

«Системный оператор» (СО, диспетчер энергосистемы) обеспокоен резким импортозамещением программного обеспечения (ПО) на ТЭС с иностранными турбинами, рассказали “Ъ” источники в отрасли. По их словам, наиболее остро стоит вопрос о замене систем автоматического регулирования (САР) импортных турбин, которые контролируют технологические параметры работы машины через сбор данных с датчиков. В СО опасаются, что установка сторонних систем может негативно отразиться на работе оборудования. Среди возможных последствий: снижение скорости набора мощности турбины и ухудшение работы противоаварийной автоматики.
Президент Владимир Путин в марте 2022 года подписал указ №166 «О мерах по обеспечению технологической независимости и безопасности критической информационной инфраструктуры (КИИ) РФ», который должен ускорить переход промышленности на российский софт и радиоэлектронику. Переход может завершиться к концу 2029 года, следует из действующего постановления правительства №1912.
СО предлагает менять САР постепенно. Регулятор попросил генкомпании предоставить планы ремонтов и замены ПО, а также провести испытания российского софта для проверки его влияния на характеристики турбин, говорят собеседники “Ъ”.

kommersant.ru/doc/6635403

Расширенное заседание Комитета по энергетике на тему: "Возобновляемые источники энергии на оптовом и розничных рынках электрической энергии и мощности: реализация отобранных проектов, отборы 2024 года, вопросы локализации и импортозамещения"
Начало в 10:40 (трансляция на сайте)

#спрашивали_отвечаем

❗️В связи с просьбами пояснить ситуацию с переходом генерирующих объектов на отечественное программное обеспечение публикуем подробный ответ:

Замена иностранного программного обеспечения, используемого на генерирующих станциях, на отечественные разработки является одной из важнейших задач, решение которой необходимо для поддержания технологического суверенитета в сфере электроэнергетики и обеспечения энергобезопасности страны в долгосрочной перспективе.

Генерирующие компании в рамках своих производственных процессов используют множество программных комплексов, в отношении которых должны быть выполнены требования по замене иностранного программного обеспечения. Перевод большей части таких комплексов на новые платформы не оказывает непосредственного влияния на физические параметры работы генерирующего оборудования, и, соответственно, процесс перехода не требует системной координации графиков такого перехода. В то же время на электростанциях используются программные комплексы, непосредственно определяющие поведение генерирующего оборудования при его работе в составе энергосистемы – прежде всего, это системы автоматического регулирования.

Проведение испытаний генерирующего оборудования после замены программного обеспечения систем регулирования – не новое требование. Испытания – это действующая многие годы, стандартная, регламентированная процедура и обязательное условие ввода в работу для любого нового или модернизированного генерирующего оборудования. Точно так же, как после замены основных элементов – турбины или генератора энергоблока, проведение тестирования требуется после замены программного обеспечения систем автоматического регулирования. Сегодня все аттестованное генерирующее оборудование, работающее в составе ЕЭС России вне зависимости от страны происхождения его элементов, прошло через процедуру таких испытаний.

Программные комплексы систем регулирования энергоблоков являются технически сложными, и их замена может потребовать длительного времени по установке, пусконаладочным работам и настройке их корректной работы – и, как следствие, продолжительного периода вывода генерирующего оборудования из работы. Учитывая, что требование по переходу на российские программно-аппаратные комплексы затрагивает большое количество электростанций, объемы мощностей, одновременно планируемых компаниями к выводу в ремонт для проведения указанных работ, могут быть системно значимыми. Соответственно, графики проведения таких ремонтов могут требовать координации в целях обеспечения достаточного объема готовых к работе (не выведенных в ремонт) генерирующих мощностей для надежного энергоснабжения потребителей.

Генерирующие компании сейчас ведут активную работу по импортозамещению и формируют собственные графики вывода генерирующего оборудования в ремонт для замены ПО. Именно поэтому Системному оператору уже сейчас крайне важна информация о долгосрочных планах компаний по переходу на российские программно-аппаратные комплексы и предполагаемых сроках тестирования генерирующего оборудования для оценки необходимости их координации в целом по ЕЭС России.

Дифференциация тарифов не привела к снижению перекрестного субсидирования

Внедренный в России механизм дифференциации тарифов для населения ни в одном из регионов не привел к снижению перекрестного субсидирования. Об этом говорится в докладе, который представил Сергей Сасим 9 апреля в рамках Круглого стола НИУ ВШЭ «Перекрестное субсидирование и итоги дифференциации тарифов на электроэнергию для населения».

Чтобы снизить перекрестное субсидирование на 1% дополнительный к существующему прирост средневзвешенного тарифа для населения должен составить от 0,44% до 0,9%. Полная ликвидация перекрестного субсидирования потребует прирастить тариф от 49% до 90% в зависимости от региона. При этом увеличенный тариф должен действовать на весь объем потребления электроэнергии населением.

Широкие диапазоны потребления электроэнергии по низким тарифам, а также нежелание отдельных регионов с особо низкими тарифами внедрять механизм дифференциации приводит к злоупотреблению правом и росту предпринимательской активности, которая создает угрозу для развития энергосистемы, прежде всего речь идет о нелегальном майнинге.

Серьезными недостатками методики по дифференциации тарифов для населения с точки зрения эффективности снижения перекрестного субсидирования и ограничению деятельности «серого» майнинга являются:

❌ Отсутствие порядка расчета порога диапазона потребления

❌ Возможность установления минимальных темпов прироста тарифов при переходе в другой диапазон потребления

❌ Отсутствие нормативно установленной зависимости темпов снижения перекрестного субсидирования и параметров дифференциации тарифов для населения.

Очевидно, что требуется дальнейшая донастройка этого механизма по 2-м ключевым параметрам: диапазоны потребления и тарифные пороги. И без настойчивости на федеральном уровне проблему не решить - практика показала, что регионы в этом не заинтересованы.

📌 По результатам Круглого стола доступна видеозапись мероприятия, а также презентация доклада.

КАК … , ТАК И … , ТОЛЬКО ПИСАНИНЫ ПРИБАВИЛОСЬ

Круглый стол «Перекрестное субсидирование и итоги дифференциации тарифов на электроэнергию для населения», который прошел в стенах НИУ ВШЭ, в очередной раз доказал, что исследовательский университет про экономику у нас есть, а вот с самими решениями в экономике у нас пока не очень. Казалось бы, что такой простой вопрос как определение количества киловатт-часов, которыми нужно наделить одно домохозяйство, чтобы обеспечить его социальную защищенность уж точно будет легко решить регуляторам и, наконец, развернув стяги святой энергетической войны за экономически обоснованные тарифы, ринуться в бой к победе над злосчастным перекрестным субсидированием. Ведь ужасная перекрестка, ярмом висящая в тарифах высокого и среднего первого уровня напряжений, просто камнем на дно тянет вниз расправляющую крылья национальную промышленность. Казалось бы, что такая простая и в тоже время столь важная задача найдет сразу отклик и понимание в душах региональных энергетических комиссий, да так, что быть на этом свете перекрёстному субсидированию остаётся просто считанные дни… Но так только казалось…
Общая величина перекрестного субсидирования на 2024 год увеличилась по сравнению с 2023 годом на 6,4 млрд.руб. и составила 300,6 млрд.руб., что соответствует темпу прироста в +2%, что кажется более чем достойным относительно прироста прошлого года на 44,4 млрд.руб или +18%. Казалось бы уже можно радоваться, что механизм дифференциации сломал хребет перекрестке, да вот только на территориях, по которым введена дифференциация тарифов всех типов, наблюдается рост ПС в +5%, а на территориях без дифференциации происходит совокупное снижение ПС на -3%.
В 57 субъектах, где выявлено превышение ПС над предельным уровнем произошло увеличение фактического уровня перекрестного субсидирования на 14,2 млрд.рублей и возглавляет список лидеров у нас как не удивительно республика Дагестан с превышением фактического ПС на 240% относительно предельного. Ну, хоть в чем то смогли взять первое место.
И опять на ум приходит вопрос: а что же случилось? А случилась простая ситуация: в отсутствии в Методических указаниях правил определения параметров диапазонов потребления установленные значения были определены на уровне попадания 99,9% населения дабы не получить возмущение в сторону ЕТО или, не дай Бог, губернатора, от данных нововведений. И не просто так граница первого диапазона у многих регуляторов получилась 10950 кВт•часов. Простая арифметика: 15 кВт х 24 часа х 365 дней / 12 месяцев, которая дает возможность забрать максимальное количество киловатт-часов при стандартном подключении домохозяйства в 15 кВт. При этом, такой подход ну никаким образом не может изменить модель поведения домохозяйств, которые по данным ИЭиРИО НИУВШЭ потребляют в среднем 206 кВт•ч в месяц и точно не является стимулирующим для мероприятий по оптимизации и энергоэффективности. Таким образом, можно смело описать сложившуюся ситуацию цитатой зайца из знаменитого анекдота: «Как … так и …, только писанины добавилось», хотя весьма печально говорить это про рабочий инструмент борьбы с перекрестным субсидированием, а, самое главное, инструментом повышения энергоэффективности и оптимизации потребления населения.
Так что же нужно сделать, чтобы «и рыбку съесть и на велосипеде покататься»? Для начала необходимо определиться с целями которые мы хотим достигнуть и уже потом формировать программу действий для их достижения. Первой видимой целью является безусловная ликвидация перекрёстного субсидирования с последующей монетизацией первого диапазона для формирования рыночной стоимости электроэнергии для населения и адресного субсидирования малообеспеченных домохозяйств. Второй целью является создание условий для повышения стимулов к реализации мероприятий по энергоэффективности и формированию правильных профилей потребления с разгрузкой пиковых диапазонов и загрузкой часов пониженного спроса. Ну, и наконец, как возможный инструмент повышения культуры передачи показаний приборов учета до момента полной и безоговорочной реализации 522-ФЗ

продолжение

начало

И это именно те цели, которые определят вектор и зададут правильные интервалы снижения для определения субсидируемых интервалов потребления.
Сразу стоит оговориться, что в связи с суровостью нашего климата и отсутствия 100% газификации отдельно стоит дифференцировать направления потребления домохозяйствами электроэнергии на бытовое потребление, потребление для приготовление пищи на электроплитах и электропотребление на отопление жилых помещений в зимний период и, возможно, наличие электромобиля для собственных нужд. Очень хочется отдельно выделить объем потребления на бытовой майнинг цифровые сервисы, но видится, что некоторым ФОИВам может не понравиться такая идея. Таким образом одним из ключевых факторов определения размера отводимых кВт•ч для первого интервала должно послужить набор оборудования и доступность газового или теплового отопления. Для примера расчета общего уровня потребления первого диапазона можно взять пресловутые 1200 кВт•ч (40 кВт•ч ежедневно) для базового потребления, увеличивая на 600 кВт•ч ( 6,6 кВт х 3 часа х 30 дней) на потребление электроплит для приготовления пищи, а также 2400 кВт•ч в зимний период при электроотоплении (дом 100м2 с котлом 10 кВт х 8 часов х 30 дней) с добавлением 300 кВт•ч ежемесячно на ГВС. Таким образом граница первого диапазона будет находиться от 1200 до 2100 кВт•ч в летний период и от 1200 до 4500 кВт•ч в зимний. Отдельные киловатт-часы можно добавлять к границе при наличия электромобиля в размере 300-500 кВт•ч для стимулирования перехода домохозяйств на экологический вид личного транспорта. При этом, применение данного интервала для определения субсидированных киловатт-часов достаточно легко делается для однозонного тарифа, но при переходе к двух- или трехзонным тарифам уже возникают методологические сложности. Разберем в качестве примера возможное разделение объемов между зонами суток. Самое простое - это разделение данных объемов исходя из фактических долей потребления (допустим потребитель потребил 2400 кВт•ч из которых 1400 (58%) днем и 1000 (32%) ночью, то и первый интервал в 1000 кВт•ч, должен быть разделен в такой же пропорции 583 на 317. Или исходя из временных интервалов действия каждой из зон можно определить пропорцию в 2:1 (16 часов день и 8 часов ночь) для разделения дневной и ночной нормы в пропорции 667 на 333. Однако, это простая арифметика, которая не стимулирует потребителя к эффективному потреблению. Правилен был бы подход, который бы стимулировал потребителя к «выпрямлению» графика потребления: хочешь дешево заряжать электромобиль - делай это исключительно ночью, хочешь дешевого электричества для бытового потребления - включай стиральную и сушильную машину, а также посудомоечную машину по таймеру исключительно ночью. При этом, конечно киловатт-часы по приготовлению пищи на электроплитах должны войти исключительно в дневной интервал, а отопление помещений электрокотлом должно распределяться ровным графиком по всему суточному интервалу.
Ну, и вишенкой на торте, должно быть «наказание» потребителя, который не предоставляет показания прибора учета в сбытовую компанию через применение льготного интервала исключительно только к ночному периоду, тем самым стимулируя потребителя к ежемесячной подаче информации по своему потреблению. Возможно, это спорный тезис, но это будет достаточно хороший рабочий инструмент до момента реализации идей 522-ФЗ. Ну, а уж выбор срока «священной войны» будет определяться простой математикой и размером тестикул органов региональной власти и лояльности к ним электората.
Таким образом, на текущий момент, до момента выпуска соответствующих изменений в действующую методику можно только пожелать ФАС не замыкаться в себе и слушать мнение экспертного сообщества, чтобы добежать до финиша с победным результатом, а не заниматься изобретением условий для увеличения писанины…

«Русэнергосбыт» опровергает выход итальянской Enel из своего капитала

Итальянская Enel не выходила из капитала энергосбытовой компании «Русэнергосбыт», следует из заявления главы совета директоров ООО «Русэнергосбыт» Александра Линникова (он номинирован Enel). «Изменения в корпоративной структуре не связаны с изменениями в составе акционеров»,— заявил он «Ъ» через представителя.
Доля Enel в размере 49,5% перешла в собственность ООО «Русэнергосбыт» 9 апреля, следует из данных ЕГРЮЛ, на которые обратил внимание «Интерфакс». В Enel пока не комментировали ситуацию.
Однако источники «Ъ» утверждают, что переговоры о выходе Enel из российской сбытовой компании шли не один месяц. Передача доли Enel в собственность «Русэнергосбыта» может быть лишь формальной, чтобы затем передать актив стратегическому инвестору. Кроме того, о выходе из «Русэнергосбыта» ранее думал и второй крупный акционер — группа ЕСН Григория Березкина, владеющая 50,5% компании. Долю группы ЕСН и Enel еще в 2021 году хотел приобрести «Газпром энергохолдинг» (см. «Ъ» от 4 июня 2021 года).
Итальянская Enel вошла в капитал ООО «Русэнергосбыт» в 2006 году, заплатив за 49,5% компании $105 млн. Согласно отчетности по РСБУ, выручка «Русэнергосбыта» за 2022 год — 207,85 млрд руб. (рост на 3,8% год к году), чистая прибыль — 9,67 млрд руб. (рост почти на 25% год к году).

kommersant.ru/doc/6636209

#энергетикишутят

⚡️⚡️Особенности участия итальянской Enel в капитале ООО «Русэнергосбыт»

Брать в подсчет: в Минфине ждут принятия законодательства о крипте в 2024-м
Спустя полтора года власти достигли соглашения по основным условиям регулирования этого рынка

Криптовалюту и майнинг выведут из тени. В Минфине ожидают принятия законодательства о регулировании цифровых валют в этом году. Нормы могут одобрить уже в весеннюю сессию. ЦБ, Минфин и Росфинмониторинг достигли консенсуса по основным условиям, заявил «Известиям» директор департамента финполитики Минфина Алексей Яковлев. Эту информацию подтвердили и в Банке России. Ведомства согласны: нужно сосредоточиться на регулировании майнинга, а также использовании добытой в России крипты для расчетов во внешнеэкономической деятельности. Как принятие законодательства отразится на рынке — в материале «Известий».

Когда в России легализуют майнинг
В Минфине ожидают принятия законодательства о регулировании криптовалют в 2024 году. Нормы могут одобрить уже до августа, считает директор департамента финполитики Минфина Алексей Яковлев.
Он добавил: ЦБ, Минфин и Росфинмониторинг достигли консенсуса по основным условиям. Они придерживаются единой позиции: сфокусироваться следует на регулировании майнинга, а также использовании добытой в России криптовалюты для расчетов во внешнеэкономической деятельности.
По концептуальным вопросам регулирования цифровой валюты и майнинга все ведомства достигли консенсуса, подтвердили «Известиям» в пресс-службе Центробанка. Сейчас законопроект активно дорабатывается при участии регулятора. «Известия» направили запрос в Росфинмониторинг и Минэнерго.
Законопроект о регулировании майнинга внесли в Госдуму в ноябре 2022-го, но до сих пор он еще не прошел первое чтение. Документ предполагает легализацию добычи криптовалют и декларацию дохода от этой деятельности.
В нем планируется также прописать ответственность — например, если участники рынка не будут корректно фиксировать и отражать в документах оборот цифровой валюты, сообщал глава комитета Госдумы по финрынку Анатолий Аксаков.

iz.ru/1680187/mariia-kolobova/brat-v-podschet-v-minfine-zhdut-priniatiia-zakonodatelstva-o-kripte-v-2024-m

#энергетикишутят

⚡️⚡️ Максим Быстров формирует и высказывает свое мнение относительно методики установления уровня дифференциации тарифов для населения

Владимир Тупикин: «Обеспечивать энергоснабжение предприятий при текущих подходах к регулированию становится всё сложнее»

В ходе доклада «Умное и ответственное инвестирование в энергетике для роста экономики», прозвучавшего на проводимом ФАС России Практическом семинаре в сфере тарифного регулирования, Председатель Наблюдательного совета Ассоциации «Сообщество потребителей энергии», директор по энергетике и ресурсообеспечению СИБУРа Владимир Тупикин отметил что в энергетической отрасли накопился отрицательный заряд нерешённых проблем.

Основные тезисы доклада:

Платежи потребителей не смогут обеспечить необходимый объем инвестиций в электроэнергетику до 2050 года. Основные вводы генерации пришлись на 70-е годы прошлого столетия, значительная часть парка устарело и требует замены. До 2050 года стране потребуется порядка 90 ГВт новой генерации. Под это обновление нужно будет где-то найти и заплатить около 33 триллионов рублей сверх обычного платежа за мощность, растущего на 5% ежегодной индексации. Это стратегическая проблема. У промышленности нет таких «заначек».

К проблеме отсутствия источников для обновления генерации добавляется:
🔴 Рост оптовой цены на газ для промышленных потребителей - на 32,4 % за полтора года.
🔴 Рост объема перекрестного субсидирования в электросетевом комплексе - 26,9% за 3 года.
🔴 Фактический прирост тарифов на услуги по передаче электроэнергии для промышленности по сетям ЕНЭС - 39,2% за 3 года при накопленной инфляции 29,2%.

Темпы прироста непрозрачны и непредсказуемы. В этих условиях крупным предприятиям нужно строить инвестиционные программы, основа которых - корректный прогноз стоимости потребляемых энергоресурсов. В текущих реалиях регулирования обеспечить предсказуемость становится всё сложнее.

Об инициативах энергокомпаний:
❇️ Продление КОМмод - самый дешёвый для энергокомпаний способ модернизации парка теплоэлектростанций, выработавших свой жизненный цикл. Но продление КОМмод после 2031 года – это заход на второй круг, модернизация уже модернизированных в первые волны КОМмода объектов. Это контрпродуктивно. Такое оборудование нужно не модернизировать, а менять.
❇️ «Take-or-pay» в электросетях и в газе. Инициатива понятная, но несправедливая и односторонняя без возможности перераспределять излишки мощности.
❇️ Снижение порога мощности генерации для обязательной работы на опте с 25 до 5 МВт. Все ради того, чтобы перераспределить на розничных потребителей около 17 млрд нерыночных надбавок и около 38 млрд электросетевых платежей в год. Для этого промышленности придется доплачивать ещё около 55 млрд рублей в год только за работу на оптовом рынке, не считая расходов на доработку схем выдачи мощности, ПО для учета и телеметрии и т.п. затрат. При этом перевод собственной генерации в островной режим, без связи с ЕНЭС обойдется всего в 90 млрд рублей. Не хочу делать выводы за рачительных хозяев, но он напрашивается сам собой.

Предлагаемые подходы к решению проблем:

✅ Инвестиционный договор, аналог существующей в международной практике PPA (Power Purchase Agreement). Это возможность заключить договор, по которому потребитель оплачивает и CAPEX и OPEX и покупает всю выработку электростанции, а генератор эту станцию строит. Главное – они оба подчиняются правилам диспетчерского управления внутри энергосистемы, сетевые услуги оплачиваются полностью, требования по локализации оборудования не предъявляются. Это сделает правоотношения экономически оправданными и для генератора, и для промышленного потребителя. Инвестдоговор является более экономичным способом инвестирования, чем ДПМ. Актуальные проблемы дефицита на Дальнем Востоке, строительства ВИЭ могут решаться предложенным способом.

✅ Отмена запрета на перераспределение избытков мощности, которую потребитель «take» и за которую он должен «pay», то есть, вторичный рынок электрической мощности и балансирующий рынок газа. Это будет справедливый по отношению к потребителю подход к ресурсообеспечению.

✅ Независимая проверка обоснованности размера оплаты за присоединение к сети. Возврат к инвестиционной составляющей в плате за техприсоединение будет распространяться «по всей длине сети», и для ряда потребителей её многократный рост будет несовместим с эффективностью развития любого вида производства.

✅ Использование дополнительной эмиссии акций и бюджетных субсидий для финансирования масштабных федеральных инвестиционных проектов ПАО «Россети» (БАМ, Транссиб и др.)

✅ Возврат к единой оптовой цене на газ. Рост цены газа для промышленных производств существенно выше, чем для производителей тепловой и электрической энергии. При этом промышленные производства могут иметь в своём составе объекты тепловой генерации, используемые для нужд муниципалитетов, и повышенная цена газа для них является ещё одним видом скрытого перекрестного субсидирования.

✅ Установление реальных дифференцированных тарифов на электроэнергию для населения. Мы благодарны регуляторам за то, что они занимаются этим вопросом. Корректный расчёт уровней дифференциации позволит исключить случаи необоснованного обогащения за счёт низких субсидируемых тарифов.

ФСБ сообщила об аресте кавказских энергетиков за хищение 2,8 млрд рублей

Сотрудники ФСБ раскрыли организованную преступную группу бывших и действующих сотрудников «Россети Северный Кавказ». По информации спецслужбы, они похитили 2,8 млрд руб., выделенных на создание автоматизированной системы учета электроэнергии в Дагестане. Девять обвиняемых арестованы.
«ФСБ РФ совместно с МВД России выявлена и пресечена деятельность организованной преступной группы в составе бывших и действующих сотрудников ПАО "Россети Северный Кавказ", его филиала "Дагэнерго" и подрядных организаций, занимавшейся хищением бюджетных средств в особо крупном размере»,— говорится в сообщении ФСБ.
Обыски прошли в офисах и домах фигурантов дела в Московском регионе, Дагестане, Карачаево-Черкесской республике и на Ставрополье.
В начале апреля стало известно, что глава филиала «Россети Северный Кавказ» в Дагестане Магомедхабиб Мухумаев проходит по делу о хищении 2,8 млрд руб. в составе ОПГ. По данным следствия, Мухумаев на разных должностях (от начальника управления капитального строительства «Дагэнерносеть», гендиректора АО «ДЭРС» до руководителя строительной компании «Энергопрогресс») совместно с другими лицами в составе ОПГ похитил 2,8 млрд руб., принадлежащих «Россети» и «МРСК Северный Кавказ». Магомедхабиб Мухумаев работал в энергетике около 15 лет.

kommersant.ru/doc/6637202