«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».

Ростех изготовил и передал для ТЭС «Ударная» в Краснодарском крае первую серийную газовую турбину большой мощности ГТД-110М

Это первая «большая» отечественная турбина, которая вышла на стадию серийного производства. Производство осуществляет дочерний холдинг Ростеха - Объединенная двигателестроительная корпорация. Турбины ГТД-110М станут основой программ модернизации ТЭС и ГРЭС генерирующих компаний. С 2024 года предполагается выпуск двух таких силовых установок ежегодно.

История о том, как «Россети» и «РусГидро» поспорили за 827 млн рублей и теперь пытаются выяснить в арбитражах, кто первым был виноват в срыве сроков договора о техприсоединении (ТП) Верхнебалкарской МГЭС мощностью 10 МВт.

Станция, введённая летом 2020 года, стала для «РусГидро» первой малой ГЭС, построенной по ДПМ ВИЭ. Договор о её ТП был подписан с «Россети Северный Кавказ» в апреле 2018 года, первоначальный срок ввода МГЭС был запланирован на конец того же года. Сетевая инфраструктура не была готова вовремя и «РусГидро» обратилась в арбитраж Ставропольского края, который присудил выплатить генератору 827 млн рублей «за несвоевременное выполнение обязательств по договору ТП». Решение вступило в силу, был получен исполнительный лист, сообщили нам в «РусГидро».

После этого «Россети Северный Кавказ» решили вернуть деньги назад, руководствуясь условиями договора о ТП, предусматривающего зеркальную ответственность сторон. Сегодня стало известно, что арбитражный суд Кабардино-Балкарии постановил взыскать с ООО «Верхнебалкарская МГЭС» (принадлежит «РусГидро») те же 827 млн рублей неустойки за нарушение того же договора о ТП. Это решение пока не вступило в силу, подчеркнули в генкомпании.

Вопрос заключается в том, что судьям теперь предстоит разобраться, кто первым оказался не готов к ТП. В ходе разбирательства в Ставропольском арбитраже «РусГидро» признала срыв сроков выполнения мероприятий со своей стороны, но указывала, что он был обусловлен просрочкой со стороны «Россети СК». Без выполнения мероприятий «Россетями» было технически невозможно выполнение мероприятий Верхнебалкарской МГЭС, что было установлено по ранее рассмотренному делу, так что ответственность сторон не может быть равной, поясняют в «РусГидро». В генкомпании считают, что эта позиция была неправомерно отклонена арбитражем Кабардино-Балкарии и намерены оспаривать решение в пользу «Россетей» в апелляции.

Переносы конкурсных отборов в электроэнергетике (в том числе в последний момент, уже после старта формальных процедур) в последние годы стали привычными для сектора. В прошлом году власти на фоне санкционной неопределённости и ухода значительной части западных техпартнёров отложили проведение второго отбора в рамках ДПМ ВИЭ 2.0. В декабре «Фортум» отказался от части самых дешёвых проектов ВЭС, которые прошли первый отбор программы осенью 2021 года. В секторе были сомнения в проведении второго отбора ДПМ ВИЭ 2.0, который должен состояться до 1 мая. Поинтересовались этим у информированных источников: они утверждают, что пока всё идёт по плану и конкурс проектов ВИЭ, строящихся за счёт средств потребителей, готовится. Таким образом, в первой декаде февраля – за 60 дней до окончания срока приёма заявок (10 апреля) – регуляторы должны опубликовать информацию, необходимую для проведения отбора.

Центр экономического прогнозирования «Газпромбанка» пишет, что, по данным АТС, потребление электроэнергии в России за три недели января растёт относительно прошлогоднего уровня на 0,4%. При этом в Центре и на Урале оно снизилось на 0,2%, но средний показатель в плюс вытягивает Сибирь, где спрос растёт на 3%. Положительную динамику во 2 ЦЗ эксперты объясняют увеличением потребления со стороны новых алюминиевых производств (вероятно, Тайшетским заводом «Русала») и центрами обработки данных. Тут стоит напомнить, что ранее в январе СГК сообщила о сокращении Хакасским алюминиевым заводом потребления на 200 МВт. При этом в Сибири до сих пор стоят сильные морозы (ночные температуры в ряде крупнейших городов опускались ниже -40°C), которых в макрорегионе не видели более 20 лет.

Несмотря на возражения территориальных сетевых компаний (и даже прошлогоднее обращение в Верховный суд) инициатива Минэнерго и «Россетей» по сокращению количества независимых ТСО на рынке претворяется в жизнь. Правда в цифрах, которыми оперировало министерство в прошлом году, обосновывая необходимость сокращения числа ТСО, и в официальных данных ФАС, контролирующей процесс установления сетевых тарифов, обнаружились нестыковки.

ФАС опубликовала перечень сетевых организаций, для которых в этом году должен быть установлен тариф на передачу энергии – в списке 1291 компания. В аналогичном перечне на 2022 год было 1396 компаний. Таким образом, тарифа (и статуса ТСО) в этом году лишились 105 организаций.

Основанием для установления тарифа является соответствие собственника электросетевых объектов критериям ТСО, пояснили нам в Минэнерго. Если тарифным органом регулирования в регионе (РЭКом) выявлено несоответствие критериям ТСО, тариф на очередной период регулирования, с 1 января, не устанавливается. ТСО, которым не установят тариф на следующий период регулирования, считаются лишёнными статуса.

Технические критерии к ТСО были введены в 2015 году: компании обязали иметь не менее 15 км сетей и оборудование на 10 МВА. В результате к 2020 году количество действующих ТСО снизилось на 43%, до 1,62 тыс., сообщали 39 независимых сетевых компаний, комментируя «Коммерсанту» подачу административного иска в Верховный суд летом прошлого года.

За два месяца до этого кабмин увеличил количественные показатели критериев для сохранения статуса ТСО: согласно им, сетевая компания с 2023 года должна иметь минимум 20 км сетей и оборудование мощностью от 15 МВА, с 2024 года – 50 км и 30 МВА, а с 2025 года – 300 км и 150 МВА. Обосновывая необходимость сокращения числа ТСО, Минэнерго сообщало, что, по данным на 25 марта прошлого года, в России действовало 1683 ТСО (в октябре на РЭН называлась та же цифра). Это на 287 компаний больше, чем указано в перечне, опубликованном ФАС, для установления тарифов на 2022 год.

Данные, которыми оперирует Минэнерго, предоставляют министерству сами ТСО в рамках необходимой отраслевой отчётности; итоговой информацией обо всех установленных тарифах и количестве ТСО обладает ФАС России как тарифный орган регулирования, пояснили сейчас в министерстве.

Парламент Казахстана серьёзно осложнил жизнь майнеров, работающих в стране, и запретил им пользоваться электричеством из единой энергосистемы. Снабжение ферм возможно лишь при наличии профицита (которого в Казахстане не наблюдается), а покупка энергии должна осуществляться только через биржевые торги. При этом казахстанским майнерам разрешено питать оборудование за счёт собственной генерации, ВИЭ и импортируемой электроэнергии.

Механизм альткотельной, много лет популяризируемый федеральными властями, переживает серьёзный кризис. Естественно, причина – в ускоренном росте тарифов, что не устраивает уже местные власти. Эпицентром событий стал Абакан, где Хакасское управление ФАС возбудило дело против СГК, которая с декабря повысила тарифы на 11%, тогда как мэрия полагает, что по соглашению об альткотельной от 2021 года, они могут расти только на 8,2% в год. Мэр Абакана заявил, что договор с СГК может быть разорван, но в компании не видят правовых возможностей для такого шага, сказала в сегодняшнем интервью «Коммерсанту» директор по взаимодействию с госорганами СГК Екатерина Степина. При этом ситуация в Хакасии может спровоцировать проблемы с альткотельной и в других городах. «Все смотрят на Абакан. Алтайский край (СГК имеет соглашения по альткотельной в Рубцовске, Барнауле и Бийске) рассматривает возможность обратиться в местный регулятор», – признала г-жа Степина, отвечая на вопрос, возможны ли жалобы на тарифы альткотельной в иных муниципалитетах присутствия компании.

У ситуации в Абакане есть множество нюансов: первое соглашение по ценовой зоне теплоснабжения город заключил сначала с «Енисейской ТГК». Но в 2020 году СГК по просьбе властей Хакасии выделила Абаканскую ТЭЦ в отдельное юрлицо, зарегистрированное в регионе, для оплаты налогов в местный бюджет (с этим юрлицом было заключён новый договор). При этом в мэрии до сих пор полагают, что первое соглашение осталось действующим. Одновременно, в нормативке об альткотельной есть пробелы, вызывающие сейчас споры, отметила Екатерина Степина. Неясно, какой инфляционный показатель использовать: прогнозный (4,3% в 2022 году) или фактический (13,9%). Плюс к этому, СГК называет два негативных фактора, совпавших в конце прошлого года. Во-первых, никто не ожидал решения правительства РФ о дополнительной индексации тарифов на тепло в декабре. Во-вторых, декабрь в 2022 году в Сибири выдался очень холодным, а в Хакасии платят за тепло по факту потребления по приборам учёта, а не равными долями весь год, так что платёжки вызвали массовые жалобы граждан.

В сентябре, видя, что Госдума не успевает принять поправки, необходимые для запуска целевой модели управления спросом на оптовом энергорынке, кабмин хотел продлить действие пилотного проекта в рознице до середины 2023 года. До этого предполагалось завершить «пилот» в конце 2022 года и с января перейти к целевой модели на ОРЭМ. Но в декабре законодатели успели рассмотреть поправки в нормативную базу только в первом чтении. Видимо, не рассчитывая на их расторопность и в ходе весенней сессии, сейчас правительство своим постановлением продлило «пилот» сразу на год, до конца текущего года. Таким образом, сроки внедрения целевой модели на оптовом рынке также сдвигаются, теперь уже до 2024 года. Впрочем, источник в секторе отмечает, что решение кабмина разрешает, но не обязывает регуляторов продолжать пилотный проект. По мере готовности нормативной базы «пилот» может быть завершён досрочно (условно осенью), одновременно с запуском механизма на ОРЭМ, то есть ещё до 2024 года.