Случившийся обвал на рынке криптовалют лишь обострил ситуацию с серым майнингом в Иркутской области. Как рассказал сегодня глава БЭК Олег Причко, объём незаконного майнинга на бытовых сетях в области продолжает расти. С 2017 года число домохозяйств, потребляющих более 6 тыс. кВт•ч в месяц, увеличилось втрое – до 18,4 тыс. Сейчас это 1,8% всех домохозяйств, на которые приходится 23% бытового потребления, так как каждое из них потребляет в среднем 11 тыс. кВт•ч в месяц. После падения цен на криптовалюты их добыча на бытовых тарифах (в Иркутской области – 1-1,3 рубля за 1 кВт•ч) осталась рентабельной, а вот часть легальных майнеров (подключены по коммерческому тарифу – 3-3,5 рубля за 1 кВт•ч) уже приостановили работу.

Сентябрьский прогноз генераторов о росте энергоспроса по итогам года на 1% и расчёты Минэнерго постепенно сближаются: сегодня Николай Шульгинов допустил, что рост потребления может быть «чуть ниже» ранее называвшихся 1,5%.

«Энел Россия» запустила 170 из 201 МВт Кольской ВЭС, хотя в октябре анонсировала ввод первой очереди ветропарка на январь. Суд с ушедшим из России техпартнёром компании – Siemens Gamesa – продолжается.

Замглавы Минэнерго Павел Сниккарс на криптовалютной конференции РБК посетовал, что законопроект о майнинге, внесённый в Госдуму, не учитывает загрузку энергетических мощностей в процессе добычи криптовалют, и предложил использовать опыт Казахстана, где этот вопрос урегулирован. Впрочем, экспертов волновали другие темы. Классический майнинг с использованием энергоёмкого оборудования в ближайшее время сохранится только для биткоина, предрёк основатель BlockGeeks Владислав Мартынов: «Майнинг – я вот вам всю вечеринку испорчу сейчас своим мнением, но я искренне говорю, что майнинг – это умирающая история».

«Мобильные ГТЭС», входящие в контур «Россетей» (ФСК), занялись энергоснабжением курильского острова Итуруп. В октябре 2020 года компания получила энергообъекты на соседнем Кунашире и стала на этом острове гарантирующим поставщиком.

Механизм финансирования находящегося в руках госкомпании мобильного резерва (в прошлом году – 19 МГТЭС мощностью 416,6 МВт) за счёт ОРЭМ через «вынужденный» тариф возмущал потребителей. Правительство думало над созданием особой инфраструктурной организации – федерального мобильного резерва, который будет финансироваться за счёт платы за услуги по размещению мобильного резерва, но дальше обсуждений дело не пошло. Пока финансирование деятельности «Мобильных ГТЭС» потребителями ОРЭМ продолжается. Как отмечает один из отраслевых экспертов, при размещении новых ГТЭС на Дальнем Востоке их операционные расходы будут, вероятно, покрываться за счёт увеличения дальневосточной надбавки, собираемой всё с тех же потребителей ОРЭМ. А что будет включать эта сумма – неизвестно, там могут оказаться и капитальные затраты, добавляет он. Справедливости ради стоит отметить, что сверхрасходы на энергетику, в частности, Курил, уже несколько лет покрываются в рамках дальневосточной надбавки. А консолидация энергообъектов в одних руках должна снизить, например, топливные расходы, что отмечается и в релизе «Мобильных ГТЭС». Однако размер дальневосточной надбавки, упавший с 38 млрд рублей в прошлом году до 33,6 млрд в этом, в 2023 году вновь вырастет на 1,8 млрд рублей.

Белоруссия планирует в следующем году ввести 800 МВт высокоманёвренных пиково-резервных ГТУ, которые не будут использоваться для генерации, но нужны для интеграции БелАЭС в энергосистему страны. Необходимое оборудование поставлено несмотря на санкционные и финансовые трудности, но вопрос сервисного обслуживания импортных газовых турбин остаётся открытым, и здесь республика рассчитывает на помощь российских предприятий.

«Всё, что касается сервиса оборудования в энергосистеме, не только этих газовых турбин, должно быть охвачено нашими предприятиями, входящими в систему Минэнерго. При необходимости могут привлекаться и другие организации. Параллельно ведутся переговоры о шеф-инженерном сопровождении ремонтов импортного оборудования с компаниями РФ и дружественных нам стран. С отдельными российскими заводами уже достигнуты конкретные договорённости как о поставках комплектующих, так и об участии в сервисном обслуживании», – заявил глава Минэнерго Белоруссии Виктор Каранкевич.

Перенесённый запуск второго энергоблока БелАЭС пока по-прежнему намечен на первый квартал 2023 года.

Цены на электроэнергию на европейских рынках настолько привлекательны, что в сектор заходят даже непрофильные игроки: сырьевой трейдер Trafigura Group организует спотовую торговлю энергией в Копенгагене.

Несмотря на подвешенное состояние из-за ожидания законодательного регулирования, жизнь в секторе «зелёных» сертификатов продолжается. Накануне Дня энергетика было объявлено, что «Кофемания» на 100% компенсировала углеродный след каждой чашки кофе, продаваемых в ресторанах сети с декабря 2021 года по август 2022 года. Коллеги из Bigpowernews смогли сформулировать к новости глобальный заголовок: «В РФ прошли первые сделки с углеродными единицами за рамками Сахалинского эксперимента и российскими зелёными сертификатами». Попытались разобраться как система работает на промежуточном этапе.

Выбросы парниковых газов, связанные с производством и приготовлением кофе, «Кофемания» компенсировала за счёт приобретения углеродных единиц, выданных по международному стандарту CDM (Clean Development Mechanism), и добровольных российских «зелёных» сертификатов. CDM был внедрён в рамках Киотского протокола (2007 год) и представляет собой управляемую ООН схему компенсации выбросов углерода. Реализуя проекты по сокращению выбросов, инвестор получает право на продажу высвобождающихся углеродных единиц. Поставщиком таких единиц для «Кофемании» выступила ГК «БерёзкаГаз», которая реализовала в ХМАО два проекта переработки попутного нефтяного газа, сертифицированных международным независимым валидатором Verico SCE (Германия). Ранее ГК продавала CDM в Европу, сейчас часть углеродных единиц, полученных в 2021–2022 годах, впервые продана российской компании.

Одновременно «Кофемания» для покрытия собственного энергопотребления приобрела «зелёные» сертификаты, выданные в отношении электроэнергии ВЭС «Фунтово». Посредником в обеих сделках – и по углеродным единицам, и по сертификатам – стала компания Carbon Zero, которая разработала собственный стандарт «зелёных» сертификатов. В последние годы в России наиболее распространённым были бумаги I-REC, но в марте на фоне британских санкций компания покинула РФ. На рынке остаётся ограниченный объём свободных «зелёных» сертификатов I-REC, оформленных ранее, однако интерес к этим «запасам» снижен из-за неясности перспектив их оборота. Разработать собственный общероссийский стандарт регуляторы не успели – ожидается, что соответствующие поправки в 35-ФЗ «Об электроэнергетике» будут приняты Госдумой в ходе весенней сессии.

В этой ситуации Carbon Zero приняла решение разработать собственный добровольный стандарт обращения «зелёных» сертификатов электроэнергии по аналогии с I-REC и с соблюдением общепринятых международных стандартов, но опираясь на положения проекта поправок в 35-ФЗ, с тем чтобы в дальнейшем безболезненно встроиться в создаваемую систему. Именно ими было закрыто потребление «Кофемании». Carbon Zero уже ведёт переговоры о присоединении к стандарту с несколькими крупными оптовыми и розничными генераторами, в портфелях которых есть ВИЭ (в т.ч. СЭС и ГЭС), рассказал нам директор по развитию компании Владислав Березовский.

Таким образом, официально утверждённая система «зелёных» сертификатов в РФ пока отсутствует, но спрос и продажи есть. Можно предположить, что главное сейчас для энтузиастов процесса, чтобы при финальном согласовании правок в 35-ФЗ в них не были внесены радикальные изменения (так иногда бывает).

«Силовые машины», как и обещали, к концу года завершили сборку одной из разрабатываемых турбин
https://peretok.ru/news/engineering/25690/

Инфляция есть, цены растут, фактическая стоимость техприсоединения новых потребителей окажется выше тарифных ставок минимум на 15%, говорит ФАС. Чтобы ТСО не остались в убытках, кабмин внёс в Госдуму законопроект, который позволит задним числом компенсировать допрасходы сетевиков на ТП. Сверять цифры поручат регионам: в следующем году – за этот год, в 2024-м – за 2023 год. При этом источник финансирования дополнительных затрат ТСО в документах не указан. Но сама поправка дополняет пункт, запрещающий включать в тарифы расходы сверх стандартизированных ставок – в нём предлагается сделать исключение для «экономически обоснованных расходов, возникших с 1 января 2022 года по 31 декабря 2023 года». Таким образом, инфляционный рост затрат ТСО на ТП в 2022–2023 годах, вероятно, будет компенсироваться за счёт увеличения тарифов в последующие периоды.

Сетевой паритет цен между ВИЭ и традиционной генерацией, формально достигнутый в России в прошлом году на первом отборе ДПМ ВИЭ 2.0 за счёт нескольких заявок «Фортума», отменили. Компания, демпинговавшая в расчёте на захват существенной доли рынка оптовой ветрогенерации, в этом году потеряла техпартнёра и сейчас отказалась реализовывать проекты с минимальной ценой.

ТГК-1 увеличила общую стоимость реконструкции Автовской ТЭЦ в Санкт-Петербурге на 500 млн рублей. Предыдущая смета, утверждённая в феврале, составляла 15,3 млрд рублей. Более показательна оценка стоимости аналогичных работ на турбоагрегатах №7 и №6. Обновление первого началось в 2020 году и обошлось в 3,8 млрд рублей, второго – в этом году, оно оценивается уже в 4,5 млрд рублей, то есть почти на 18,5% дороже.

Новый год в Якутии и Бурятии начался с отключений электричества и перебоев с теплоснабжением.

Несмотря на резкие скачки цен на основные энергоресурсы в 2022 году, а также по-прежнему актуальную в мире «зелёную» повестку, газ и уголь пока не сдают своих позиций в качестве топлива для электроэнергетики. Эксперты обращают внимание на рост газовой генерации в азиатских и африканских странах. Индия по-прежнему остаётся верна углю – его доля в выработке достигает 74%, и страна пока не готова отказываться от дешёвого, но неэкологичного источника энергии. При этом в Азиатско-Тихоокеанском регионе активно реализуются ВИЭ-проекты. Особенно выделяется Китай: в 2023 году здесь планируют ввести 160 ГВт ВЭС и СЭС, в итоге их суммарная мощность составит 920 ГВт, что почти вчетверо больше всей установленной мощности ЕЭС России. Впрочем, текущие ковидно-экономические трудности в КНР могут помешать достижению рекордных показателей.

Фонд «Газпромбанк – Фрезия», действовавший через доверительного управляющего «ААА Управление Капиталом», не долго (менее полугода) оставался акционером бывшей «Энел Россия». 56,43% акций генератора, принадлежавшие итальянской Enel, были проданы летом (сделка закрыта в октябре) за €137 млн: 26,9% получил «Лукойл», 29,5% перешли к «Газпромбанк – Фрезия». В ноябре энергокомпания была переименована в «ЭЛ5-Энерго». Сегодня «Лукойл» объявил о выставлении оферты миноритариям на 15,41 млрд акций по 48 копеек за бумагу. При этом в распоряжении нефтяной компании сейчас находятся 19,96 млрд акций, что составляет 56,43% уставного капитала. Из последовавшего раскрытия «ЭЛ5-Энерго» следует, что пакет фонда перешёл к «Лукойлу» 5 декабря. Текущая цена бумаг «ЭЛ5-Энерго» на Мосбирже составляет 54 копейки, после публикации новости об оферте цена опустилась примерно на 4 копейки.

Минэнерго сегодня сообщило, что министр Николай Шульгинов и глава Бурятии Алексей Цыденов на рабочей встрече «отдельно» рассмотрели вопрос перевода на электроотопление частных домов жителей Улан-Удэ. Никаких подробностей в релизе не приводится. При этом тема обсуждается не первый год – отказ от обогрева углём и дровами позволил бы улучшить экологическую обстановку в республиканской столице, которую зимой регулярно накрывает шапка смога. Вопрос как всегда упирается в деньги. В конце 2021 года тему перехода на электроотопление обсуждал региональный парламент – Народный Хурал. Тогда депутатов проинформировали, что «оптимальная цена» переоборудования каждого частного дома с заменой проводки составит около 50 тыс. рублей (что равно официальной средней зарплате в республике в 2022 году). На это можно тратить деньги, которые сейчас идут на компенсацию гражданам покупки твёрдого топлива, правда, по ставкам, которые ниже реальных розничных цен.

Впрочем, установка электрокотлов – не основная часть финансовой проблемы. Исходя из местного норматива выделения бесплатного топлива семьям мобилизованных (единоразовая выдача 10 кубометров дров или 3,81 т угля) и розничных цен, речь идёт о тратах на отопление на сезон в 13–17 тыс. и около 35 тыс. рублей соответственно. Электроотопление небольшого частного дома в Улан-Удэ, по открытым источникам, обходится примерно в 8–10 тыс. рублей в месяц, то есть при длительности отопительного сезона в девять месяцев (сентябрь – май) оно минимум вдвое дороже угля.

Экономическую непривлекательность перехода на обогрев электричеством признавали и депутаты Хурала. «Для добровольного выбора горожанами электроотопления необходимо обеспечить тариф на электроотопление в коридоре 1,2–1,3 рубля за 1 кВт•ч», – заявлял в декабре 2021 года председатель проектно-аналитического комитета администрации Улан-Удэ Вадим Имидеев. Проблема в том, что такой тариф есть в соседней Иркутской области, о присоединении к энергосистеме которой бурятские власти просят уже несколько лет. А стоимость энергии для жителей Улан-Удэ, чьи дома оборудованы электроплитами и электроотоплением, сейчас составляет 3,178 рубля за 1 кВт•ч (одноставочный тариф).

«Системный оператор ЕЭС» вечером раскрыл материалы проекта СиПР на 2023–2028 годы.

✳️В 2023 году потребление в ЕЭС прогнозируется на уровне 1,124 трлн кВт•ч при максимуме потребления в 166,8 ГВт, в 2028 году показатели вырастут до 1,233 трлн кВт•ч и 178,7 ГВт соответственно.

✳️Объём новых вводов за шесть лет составит 15,3 ГВт, в том числе ТЭС – 7,6 ГВт, АЭС – 2,7 ГВт; планируемый вывод генмощностей – 5,2 ГВт.

✳️В перечень регионов с прогнозируемым энергодефицитом вошли Иркутская область, Забайкальский край и Бурятия. Наиболее целесообразным решением проблемы в СО видят строительство не менее 460 МВт в южной части Забайкалья и не менее 230 МВт в южной части Бурятии. На соответствующие объёмы строительства могут быть объявлены конкурсы, следует из материалов регулятора.

Отдадим должное Полине Смертиной из «Коммерсанта», которой первой удалось достать и консолидировать данные о потреблении и выработке в ЕЭС – эти сведения к концу года оказались закрыты, «Системный оператор» перестал публиковать их с октября.

В обосновывающих материалах к проекту СиПР на 2023–2028 годы приведена оценка «Системным оператором» (а не факт) объёмов потребления в ЕЭС. Показатель в целом по ЕЭС за 2022 год – 1,106 трлн кВт•ч, что на 1,46% больше, чем в 2021 году. Отметим, что сведения СО фактически совпадают с прогнозами камбина и регуляторов, говоривших о росте потребления по итогам года на 1,5–1,6%. Данные по ценовым зонам ОРЭМ в материалах СиПРа отсутствуют, но есть оценка спроса в двух синхронных зонах ЕЭС. В первой (она включает ОЭС Северо-Запада, Центра, Юга, Средней Волги, Урала и Сибири) потребление увеличилось на 1,36%, до 1,06 трлн кВт•ч, во второй (ОЭС Востока) – на 3,86%, до 45,5 млрд кВт•ч. При этом максимум потребляемой мощности падал по всей стране: в ЕЭС показатель снизился на 1,58% (до 158,9 ГВт), в первой синхронной зоне – на 1,39% (до 152 ГВт), во второй – на 3,57% (до 7,23 ГВт).

«Коммерсант» также приводит непубличные оперативные данные о выработке в ЕЭС за прошлый год: производство энергии в первой ценовой зоне ОРЭМ (Центр и Урал) сократилось на 0,2% (выработку снижали ТЭС), примерно до 850 млрд кВт•ч. Во второй ЦЗ (Сибирь) показатель, по данным газеты, вырос более чем на 1%, превысив 219 млрд кВт•ч. На фоне низкой водности на ГЭС свою выработку на треть увеличили ТЭС.

И ещё немного о проекте СиПР. При корректировке системы перспективного планирования в энергетике много говорилось о повышении качества этого самого планирования, отражающегося в том числе на финансовых показателях рынка. Ознакомившись с материалами проекта СиПР на 2023–2028 год, можно убедиться, что они действительно содержат актуальную информацию. Например, указаны новые сроки реализации проектов модернизации ТЭС – в прошлом году генераторы получили право на нештрафуемый перенос ввода энергоблоков, и в проекте СиПР эти сдвижки прописаны. Документ актуализирован с учётом последних решений, в частности, он основывается на протоколе заседания правкомиссии по электроэнергетике от 7 декабря 2022 года.

Ежегодно, к 1 сентября, должен будет утверждаться новый СиПР на следующие шесть лет (2024–2029, 2025–2030 годы и т. д.; СиПР на 2023–2028 года формировался по упрощённой схеме). В них в том числе могут быть корректировки данных предыдущих документов, и они наверняка потребуются. Характерный пример – Загорская ГАЭС-2 (840 МВт) «РусГидро». Станция, строящаяся по ДПМ ГЭС, должна была быть введена в 2013–2014 годах, но накануне пуска первой очереди в 2013 году на стройке случилось ЧП – из-за размыва грунта произошли осадка здания станции, затопление машинного зала и пристанционной площадки. После этого срок запуска отодвигался, и в результате ГАЭС-2 была учтена в КОМ как генобъект, вводимый в 2024 году. Эта же дата сейчас прописана в проекте СиПР, хотя уже понятно, что в будущем году станция вряд ли заработает.

В минувшем сентябре член правления «РусГидро» Роман Бердников пояснял, что компания продолжает восстановительные работы на Загорской ГАЭС-2 и определится с планами по дальнейшей судьбе станции осенью 2023 года: достройка будет зависеть от результатов работ по подъёму осевшего здания. При этом 14 февраля прошлого года аналитики «ВТБ Капитала» по итогам встречи с топ-менеджментом «РусГидро» сообщали, что достройка ГАЭС может занять около 1,5 лет с момента принятия положительного решения (тогда предполагалось, что оно может быть принято в III–IV кварталах 2022 года). Исходя из этого, даже если работы на ГАЭС-2 пройдут успешно, запуск станции состоится не ранее 2025 года. Но не исключён вариант, при котором «РусГидро» и вовсе придётся отказаться от проекта, который уже учтён в СиПРе: 840 МВт Загорской ГАЭС-2 входят в суммарный объём новых вводов, которые в 2023–2028 годах должны составить почти 15,3 ГВт.

Стоит отметить, что в материалах к СиПРу в отношении, например, проектов модернизации Заинской ГРЭС (850 МВт) и строительства мусоросжигательной ТЭС в Татарстане (55 МВт) в качестве примечания указано, что сроки ввода этих объектов могут быть изменены. В отношении Загорской ГАЭС-2 такой отметки нет. Как говорит один из экспертов рынка, эту станцию «проще вычеркнуть», чем потом включать в СиПР.

Спрос на электроэнергию в Сибири в прошлом году вырос на 3%, в отличие от первой ценовой зоны ОРЭМ, где он сократился на 1%, рассказали в СГК (официальный данные по ЕЭС «Системный оператор» опубликовал только что). Причины повышения потребления за Уралом – запуск Тайшетского алюминиевого завода, спрос со стороны мигрировавших в Сибирь майнеров и холодная зима, пояснил корпоративному порталу начальник управления дирекции СГК по работе на энергорынках Александр Резюков. В его интервью есть интересный нюанс. Признав, что алюминиевое производство – одно из самых энергоёмких, г-н Резюков сообщил, что в этом январе в СГК «заметили снижение электрической нагрузки потребления на 200 МВт по одному из алюминиевых заводов Сибири – хакасскому». «Пока уточняем причины, чтобы понять, насколько снижение может быть долгим», – добавил он. Свои версии приводить не будем, подождём комментариев от «Русала», куда отправили запрос вслед за СГК.

У «Россетей» не сходится финмодель перевода удалённых сёл Томской области на гибридные энергоустановки: компания переоценит проект к 1 апреля из-за того, что «импортные детали стали ощутимо дороже».