​​Участники проходящей сейчас конференции «Сообщества потребителей энергии» в самом начале запланированных дискуссий быстро нашли точку соприкосновения, задавшись вопросом «Можно ли «выкинуть» ДПМ ТБО?» с ОРЭМ. Идею зал встретил гулом одобрения.

«В ОЭС Востока будет дефицит в этом году (в ОЗП – ред.) в 300 МВт… Надо будет вводить ограничения в эту зиму», – заявил заместитель гендиректора по инвестициям и капитальному строительству «Россетей» Алексей Мольский, выступая на конференции «Сообщества потребителей энергии».

Стоимость создания электросетевой инфраструктуры в рамках второго этапа расширения Восточного полигона РЖД с конца прошлого года увеличилась вполовину и достигла 300 млрд рублей. По крайней мере, такой вывод можно сделать из выступления заместителя гендиректора по инвестициям и капитальному строительству «Россетей» Алексея Мольского на конференции «Сообщества потребителей энергии».

«Мы сейчас присоединяем одного крупнейшего клиента, не будем его называть. Стоимость двух этапов этого клиента для компании ФСК – 460 млрд рублей», – сообщил он.

Речь идёт об энергоснабжении Восточного полигона РЖД, который является одним из приоритетных инвестпроектов «Россетей». Первый этап электрификации почти завершён и ранее оценивался в 160 млрд рублей. Таким образом, на второй этап остаётся 300 млрд. В декабре, выступая в Совете Федерации, замглавы Минэнерго Евгений Грабчак оценивал инвестзатраты «Россетей» по этому проекту примерно в 200 млрд рублей. В марте вопрос финансирования второго этапа расширения обсуждался в правительстве. Тогда выяснилось, что 198,8 млрд рублей – это дефицит средств, а общая стоимость работ – около 250 млрд.

Загорской ГАЭС-2, видимо, всё-таки быть. В материалах к проекту СиПР на 2024–2029 годы прописан ввод в эксплуатацию в 2028 году всех четырёх агрегатов электростанции мощностью по 210 МВт каждый. Техническое решение, позволяющее «РусГидро» достроить аварийный объект, найдено, сообщил сегодня председатель правления «Системного оператора ЕЭС» Фёдор Опадчий.

«Она учтена (Загорская ГАЭС-2 в проекте СиПР на 2024–2029 годы – ред.) как вводимая в работу, потому что сейчас там идут работы по устранению возникших проблем. Пока они идут позитивно. В позитивном сценарии мы все надеемся. Найдено техническое решение, оно позволяет исправить ту ситуацию, которая произошла, и станцию всё-таки запустить. Мы ждём её, она нужна», – прокомментировал ситуацию г-н Опадчий в кулуарах конференции «Сообщества потребителей энергии».

«Системный оператор ЕЭС» предлагает покрыть часть прогнозируемого энергодефицита на Дальнем Востоке за счёт проведения технологически нейтральных отборов, в которых наряду с традиционной генерацией могли бы участвовать ВИЭ. ВЭС и СЭС, фактически не обладающие мощностью, могли бы покрывать дефицит самой энергии, возникающий в ДФО наряду с нехваткой мощности.

СГК пока не может принять решение, что ей делать с проектом модернизации новосибирской ТЭЦ-3, потому что котлы подорожали в 2,5 раза по сравнению с расчётными ценами КОММод. Ранее на утроение стоимости котлов публично жаловался экс-глава «Т Плюс» Андрей Вагнер.

«Компромиссного технического решения пока нет. Это означает: или делаем себе в убыток, или отказываемся со штрафами. Последний вариант дешевле для нас, но он неправильный по сути, от проектов ДПМ отказываться нельзя», – заявил технический директор СГК Сергей Пушкин.

С большой долей вероятности информация о возможном лишении «Хакасэнерго» (филиал «Россетей») статуса ТСО является одним из элементов предвыборной борьбы в Хакасии. Наш источник в правительстве РФ говорит, что конфликт спровоцирован разногласиями между местной РЭК и региональными властями, а шансы на лишение статуса ТСО для «Хакасэнерго» ничтожны.

Многолетние попытки решить энергопроблемы Дагестана, где отрасль хронически недофинансируется, похоже, пока не дают результата. На это указывают не только массовые отключения, но и динамика потерь в сетях, за которыми часто скрывается безучётное потребление (воровство). В интервью РИА «Новости» министр энергетики РФ Николай Шульгинов сообщил, что показатель потерь достиг 46% при уровне платёжной дисциплины лишь 71%. В 2018 году «Россети» оценивали объём потерь в 37%, с тех пор потребление в республике выросло более чем на 30%.

Проблема выдачи мощности ВИЭ из-за сетевых ограничений была особенностью юга России, однако с вводом Кольской ВЭС компании «ЭЛ5-Энерго» тема стала актуальна и для севера – Мурманской области. Причём здешнюю ВЭС, достроенную с трудностями из-за санкционного ухода Siemens Gamesa, можно считать рекордсменом по ограничениям.

Команды на снижение выдачи все ВЭС и СЭС получают в ручном режиме от «Системного оператора». За восемь месяцев этого года (5832 часа) СЭС работали практически без ограничений: выдача сокращалась лишь на 6 часов, максимальная запертая мощность составила 48 МВт, следует из данных, опубликованных сегодня СО. Показатели ВЭС чуть хуже, но также малозначительны: 43 часа, 347 МВт. Из них на долю Кольской ВЭС пришлось 5 часов и 58 МВт.

Однако станция стала единственным объектом ВИЭ, где ограничения в этом году вводились также автоматической системой регулирования частоты (ЦС АРЧМ). Их продолжительность оказалась почти втрое дольше, чем у «ручных» команд диспетчеров СО всем другим ВИЭ-станциям страны, и составила 941 час (более 16% всего времени с начала года, без учёта того, что ещё часть времени ВЭС не работают из-за отсутствия ветра), максимум запирания – 95 МВт из 201 МВт мощности Кольской ВЭС. Причина такой ситуации – ёмкость Кольско-Карельского транзита. Проект был завершён в январе 2022 года и объединил энергосистемы Мурманской, Ленинградской областей и Карелии, хотя север макрорегиона по-прежнему энергоизбыточен: при исчерпании резервов перетока (615 МВт) диспетчеры сначала ограничивают сверхплановую мощность, а затем – пропорционально мощность всей генерации.

Особая ситуация, в которой находится Кольская ВЭС, не мешает ей показывать среднероссийскую эффективность. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) российских ВЭС в январе – августе составил 30%, станция «ЭЛ5-Энерго» показала такой же результат, сообщили нам в СО. В августе КИУМ Кольской ВЭС при 113 часах автоматических ограничений и максимуме запирания в 69 МВт составил 26%, что выше, чем в среднем по ЕЭС.

Ситуация с возможным лишением статуса ТСО «Хакасэнерго» развивается. Пока ждём позиции федеральных ведомств, ознакомились со свежим интервью главы Госкомтарифэнерго Манука Данданяна. В нём перечислены основные претензии к региональному подразделению «Россетей» и описаны четыре варианта развития событий.

Заодно посмотрели предысторию, которая проливает свет на формальное основание для лишения статуса ТСО. Ещё в апреле правительство Хакасии в своём пресс-релизе указывало на несоблюдение показателей надёжности и напоминало, что это влечёт использование понижающих коэффициентов при определении НВВ и тарифа. Если такие коэффициенты устанавливаются три года подряд, сетевая компания может быть лишена статуса ТСО (пункт 3 Критериев отнесения владельцев объектов электросетевого хозяйства к ТСО).

Одни сутки в энергетике Казахстана:
✅ Делегации энергетиков Казахстана посещает Главный диспетчерский центр ЕЭС России, где обсуждает вопросы повышения надежности параллельной работы энергосистем двух стран.
✅На заседание правительства Казахстана предупреждают о возможных перебоях с энергоснабжением на юге страны: Жамбылская ГРЭС из-за сокращения подачи воды снизила выработку.
✅Президент Казахстана Касым-Жомарт Токаев в Нью-Йорке обсуждает с вице-президентом корпорации Amazon Сьюзан Пойнтер возможность размещения дата-центров компании на территории республики.

ОГК-2, участвующая в программе КОММод-ПГУ, размещает допэмиссию на 17,5 млрд рублей в пользу аффилированного «ГЭХ Инжиниринга».

Строительство первой СЭС в Ростовской области (24,9МВт, проект Unigreen Михаила Сиволдаева отобран по региональной программе развития ВИЭ) отложено до «решения ряда стратегических и организационных вопросов».

В Сочи началась конференция «Совета рынка» – одно из важных отраслевых мероприятий. Telegram-канал регулятора обещает информировать, а мы, пожалуй, уже начнём. 1 июля в Казахстане был запущен энергорынок, 16 июля «Интер РАО» начало первые масштабные коммерческие поставки электроэнергии в соседнюю страну. В летние месяцы на фоне ремонтов геноборудования в Казахстане экспорт превышал 2 ГВт, в сентябре показатель составляет около 1,5 ГВт, рассказала нам перед началом конференции Александра Панина из «Интер РАО». Покупателем выступает единый оператор экспорта/импорта, которым в Казахстане назначен «Расчётно-финансовый центр по поддержке ВИЭ». Подробности об расширении экспорта в Казахстан последуют.

«Совет рынка» устал от постоянных просьб компаний, реализующих ДПМ-проекты, простить штрафы, перенести сроки или разрешить отказ от проекта, заявил на конференции регулятора его глава Максим Быстров. Трудности по сути являются предпринимательскими рисками компаний, которые не должны перекладываться на регуляторов. Г-н Быстров призвал замглавы Минэнерго Павла Сниккарса вмешаться в ситуацию, а генераторам предложил хеджировать свои риски по ДПМ, КОММод и КОМ НГО на страховом рынке. Впрочем, проблема аномального роста цен у поставщиков геноборудования при наличии заранее сформированного отраслевого заказа тоже существует, признал глава «Совета рынка». Далее – часть его сегодняшнего выступления на конференции в Сочи:

«Всегда считалось, что все проекты ДПМ bankable (прибыльны – ред.): банки довольны, платежи собираются, потребители платят. Несколько лет назад система начала давать сбои; стали видеть это в системе сдержек и противовесов, которая была неплохо придумана в ДПМ и в похожих системах – КОММод и КОМ НГО. В какой-то момент компании стали обращаться – давайте отменим штрафы, не будем сокращать сроки окупаемости при задержках вводов и т. д. Лично мне стало понятно, что система начинает работать не очень правильно, потому что предпринимательские риски – «чёрный лебедь» в виде санкций; форс-мажоры из-за сноса моста, по которому везли оборудование для одно из проектов ВИЭ; поднятие цен поставщиков – почему-то стали перекладываться на регуляторов. Павел Николаевич (Сниккарс – ред.) не даст соврать, и в «Совете рынка», и в Минэнерго мы постоянно сталкиваемся с тем, что приходят люди (и говорят – ред.): «нам не хватает доходности», «а у нас срок полетел», «мы в принципе не можем построить объект, так как у нас всё подорожало»… И тогда возникает вопрос – почему вы эти риски перекладываете на регуляторов? Давайте эти риски как-то страховать рыночным образом: через страховые компании страхуйте, перестраховывайте. Почему мы как рынок гарантируем на 10-15-летний срок возврат инвестиций с доходностью, которая хеджирована через доходность ОФЗ, но со стороны компаний, реализующих энергетические проекты, мы постоянно слышим просьбы подкрутить регуляторику, простить задержки, не штрафовать. И нас, если честно, это не очень устраивает.

И теперь система ДПМ, и похожие на неё, уже не такие bankable, потому что точно есть несколько кейсов, не буду называть компании, с которыми банки попали. Зависшее в Атланте оборудование, изменившаяся ситуация с поставками другого оборудования, и т. д. И кстати, прежде всего, возросшие цены поставщиков оборудования. И это нас тоже сильно волнует. С одной стороны, мы сформировали серьёзные заказы для промышленности, а с другой, мы ждали поставок по тому же КОММоду по каким-то фиксированным ценам. Весьма довольные поставщики оборудования забыли, что этот заказ был сформирован правительством и рынком, и стали доблестно поднимать цены. Причём такими темпами, что много проектов принесли и сказали «мы их не будем реализовывать, давайте их отменим», обосновывая это возросшими ценами поставщиков.

Над этим надо серьёзно думать, и, Павел Николаевич, мне кажется уже надо государству вмешиваться и формировать систему гарантий, которая бы не перекладывала риски на регуляторов, то есть на нас с вами: «Совет рынка» как рыночный регулятор и Минэнерго – как государственный регулятор отрасли».

«Россети», испытывающие трудности с финансированием второго этапа расширения Восточного полигона РЖД, рассчитывают на запуск в сетевом сегменте инвестиционного механизма, сходного с ДПМ в генерации, заявил заместитель гендиректора по инвестициям и капитальному строительству «Россетей» Алексей Мольский на конференции «Совета рынка» в Сочи.

«Нужны новые механизмы финансирования не только генерации, для которой очень хорошие модели, ДПМ, которые и банкам нравятся, и генераторам нравятся. Давайте что-то придумаем и в сетях: сетевой ДПМ к примеру. Или овербукинг, как в авиации, для малых потребителей он применим (для крупных нельзя). Можно применять, например, механизм бронирования как в гостиницах: забронировал мощность и получаешь её по определённой цене. Не забронировал, приходишь и её нет – значит, или номера совсем нет, или получишь маленький номер (меньшую мощность) или становись в очередь и жди. Всё-таки какие-то механизмы привлечения (инвестиций – ред.) в сети в виде ДПМ, например, мы будем рассматривать и энергетическому сообществу в дальнейшем предлагать», – сказал он.

В продолжение экспортной темы. Казахстан по итогам года окажется крупнейшим покупателем российской электроэнергии, на него придётся почти половина (4,7–4,9 млрд кВт•ч) прогнозного экспорта (10,5 млрд кВт•ч). Впрочем, прогноз может скорректироваться под влиянием экспортных пошлин, вводимых с 1 октября: они затронут поставки электроэнергии в Китай и Монголию. Вторым по объёмам экспорта покупателем станет КНР, но поставки сюда сокращаются с августа на фоне низкой водности, ремонтов и высокой аварийности в ОЭС Востока. По итогам восьми месяцев в Китай поставлено меньше, чем в прошлом году.

​​И напоследок с конференции «Совета рынка» – справочно: слайд из презентации замглавы Минэнерго Павла Сниккарса о показателях инвестиций в секторе электроэнергетики. Динамика очищена от инфляции.

В продолжение темы страхования предпринимательских рисков (переслушали, уточнили цитаты с конференции «Совета рынка»). Снизить свои риски за счёт регуляторных решений пытаются и контрагенты энергокомпаний.

«Есть случаи, когда не генераторы приходят, а энергомашиностроители и говорят "ваши энергетики нам такие штрафные санкции выставили, что мы обанкротимся, переносите им сроки"», – рассказал журналистам замглавы Минэнерго Павел Сниккарс.

«А почему мы должны их подстраховывать регуляторными методами? Это же неправильно», – посетовал предправления «Совета рынка» Максим Быстров.

К вопросу о росте стоимости модернизации ТЭС. В начале 2021 году СГК оценивала проект глубокого обновления крупнейшей на Дальнем Востоке Приморской ГРЭС в 15 млрд рублей, спустя семь месяцев стало известно, что ценник вырос почти вдвое – до 28 млрд рублей. Год назад в генкомпании заявили, что стоимость окажется ещё выше, но не озвучивали финальную сумму. Сегодня, сообщая о подписании СПИК по Приморской ГРЭС и Лучегорскому угольному разрезу, зампред правительства Приморского края Николай Стецко сообщил, что привлечённые инвестиции составят 80,4 млрд рублей, в том числе в проект модернизации ГРЭС – 51 млрд рублей. Увеличение составляет 340% – именно на такой рост цены (342%) жаловался En+, комментируя проект модернизации Автозаводской ТЭЦ.

Напомним, в середине сентября федеральным штабом по подготовке к ОЗП в Дальневосточном федеральном округе был «отмечен срыв сроков модернизации Приморской ГРЭС СГК: работа электростанции в отопительный сезон будет осуществляться как минимум без двух (из девяти) энергоблоков, а также с ограничением мощности на работающих блоках».

Вышел свежий номер журнала «Энергия без границ», один из материалов которого – интервью с директором по энергетическим рынкам и внешним связям «Системного оператора ЕЭС» Андреем Катаевым. Полная версия беседы опубликована на «Перетоке». Вот некоторые интересные моменты:

✳️О запуске рынка на Дальнем Востоке

С технологической точки зрения мы полностью готовы. На сегодняшний день вопрос остаётся только в сроках принятия необходимой нормативной базы... КОМ на 2028 год, согласно проекту постановления правительства, который уже прошёл общественное обсуждение, должен быть проведён с участием дальневосточных электростанций.

✳️О переходе на новую систему перспективного планирования

СиПР на 2024–2029 годы полностью формируется по постоянной процедуре и выйдет в декабре. Понятно, какие-­то шероховатости мы сейчас видим, но оснований для принципиальных изменений подходов к разработке документов перспективного планирования, для каких­-то существенных корректировок нет. А то, что сами процедуры будут донастраиваться, – это точно.

✳️О дефиците на юго-востоке Сибири

Потребители, не имеющие пока договоров на техприсоединение, заявили о намерении реализовать масштабные проекты в данном регионе с суммарным объёмом потребления почти 3 ГВт. Понятно, что эта цифра выглядит, мягко скажем, несколько оптимистичной, но какая­-то часть из этих объёмов – это реальные, готовые к реализации проекты… По нашей текущей оценке, в данном энергорайоне требуется около 1,2 ГВт новой генерации. Сейчас цифры уточняются, и в ближайшее время параметры нового КОМ НГО должны быть определены.

✳️О необходимости строительства в Сибири нескольких электростанций

Размещение в одной точке 1,2 ГВт новых мощностей повлечёт за собой необходимость слишком большого сетевого строительства для передачи энергии в соседние регионы. Также важно, что единичная мощность новых энергоблоков не должна существенно превышать единичную мощность действующих блоков, иначе это создаст проблемы при резервировании.

✳️О работе механизма экономии ресурса ГТУ/ПГУ

Вывод в резерв в среднем нескольких сотен мегаватт ежемесячно – это не тот уровень, которого мы опасались на этапе запуска механизма. Существующий механизм позволяет экономить ресурс за счёт полного перевода в резерв всей установки ГТУ/ПГУ. За прошедшие месяцы у нас появился запрос на менее радикальную экономию. По мнению генераторов, существенная экономия ресурса может быть достигнута за счёт перевода турбины на более низкие параметры работы. Тогда в резерве останется только часть её мощности. Мы считаем перспективным доработку механизма в этом направлении.

✳️О принципах доработки КОММод

Ранее обсуждалось достаточно много разных инициатив, в том числе проведение КОММод для модернизации только ТЭЦ или только ПГУ. Решение, которое сейчас будет принято, во многом будет зависеть от готовности наших машиностроителей предложить энергетикам газовые турбины, которые смогут работать уже не в экспериментальном, пилотном режиме… Будут понятны потенциальные объёмы поставки газовых турбин – можно будет говорить о параметрах КОММод в части квоты, устанавливаемой для ПГУ. Если не будет уверенности в своевременной поставке и работоспособности газовых турбин, тогда можно рассматривать иные приоритеты и другие решения.

✳️О перспективах майнинга

Можем ли мы рассматривать криптофермы как долгосрочных потребителей? Ответ – вряд ли. Во­-первых, майнеры могут исчезнуть так же быстро, как и появиться, если конъюнктура рынка – соотношение цены криптовалюты и необходимой для её добычи электроэнергии – будет неблагоприятна. Во­-вторых, изменения внутри самой отрасли. Яркий тому пример – криптовалюта Ethereum. Её перевод с одного протокола на другой привёл к снижению электропотребления на порядки. Перейдёт на такой протокол биткоин – потребление в Иркутске сократится на сотни мегаватт просто в один день, и сама тема «майнеры» с точки зрения влияния на электропотребление просто перестанет существовать.