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.

❗️Минэнерго допускает перенос срока запуска энергорынка в неценовых зонах (территории Дальнего Востока, Коми и Архангельской области) с 1 января на 1 июля 2024 года, если Госдума не успеет принять соответствующий закон в этом году, сообщил замминистра энергетики Павел Сниккарс на проходящей сейчас конференции «Совета производителей энергии».

​​Генераторы вслед за регуляторами признали технические проблемы при эксплуатации в России четырёх типов импортных газовых турбин – LM-6000, LM-2500, LMS100PB и SGT-700. Их невозможно поддерживать в работоспособном состоянии по техническим причинам: нет запчастей, сервиса и т. д., указано в презентации главы набсовета «Совета производителей энергии» Александры Паниной, представленной на сегодняшней конференции Совета.

Для решения проблемы с перечисленными ПГУ генераторы предлагают разрешить их вывод из эксплуатации, для чего надо отменить норму об обязательной работе ДПМ-мощностей на рынке в течение 25 лет. Ещё производители просят отменить штрафы КОМ до 2026 года включительно, решить вопрос с замещением мощностей через КОММод или КОМ НГО, а также «перенести сроки проведения КОМ на 2027 год».

В отношении прочих типов газовых турбин в РФ могут возникнуть экономические проблемы: эксплуатировать их возможно, но очень дорого, указано в презентации г-жи Паниной. Необходимо определить источники финансирования, а при решении вопроса о выводе из эксплуатации надо сравнивать стоимость продолжения «дорогой работы» ГТУ с ценами сетевого строительства и новой стройки.

Ситуация с аномальным ростом стоимости энергооборудования привела к вопросу о необходимости контроля цен: тема сегодня обсуждалась на конференции партнёрства генераторов.

«Просим обеспечить контроль за ценами производителей энергооборудования, потому что для нас это очень важная вещь. Когда у нас оборудование сильно растёт (в цене – ред.), мы не можем переложить это на потребителей», – заявила глава набсовета «Совета производителей энергии» Александра Панина.

Тему продолжил замминистра энергетики Павел Сниккарс: «Готовы ли мы платить за эффективность? Мы провели инновационный КОММод и ждём отечественные газовые турбины. Даже не отечественные, даже не эффективные турбины сейчас почему-то выросли в стоимости. С точки зрения роста стоимости электротехническое и энергомашиностроительное оборудование бьёт все рекорды. Я до сих пор предлагаю тот же самый обмен: коллеги–энергомашиностроители, вы нам – долгосрочный контракт со стабильными ценами на 10 лет по поставкам оборудования, мы вам – стабильные контракты на такую же цену на электроэнергию… Новость, которую мы с трудом пережили – отказ от проведённого КОММода, 1,5 ГВт мощностей. Опять-таки по причине, как коллеги–генераторы говорят, роста стоимости оборудования и гигантских изменений технико-коммерческих предложений, которые они получали на входе при проведении конкурса и которые потом были обновлены производителями».

Напомним, на конференции «Совета рынка» на прошлой неделе г-н Сниккарс рассказывал, что помимо генераторов просьбы о переносе проектов в министерство поступают также от машиностроителей, которые хотят избежать штрафов в рамках контрактов с энергокомпаниями.

Попытка быстро разобраться в ситуации и оперативно донести информацию до читателей иногда доводит до греха перепутанных окон в Telegram: наши извинения всем, кто был фраппирован ошибочно опубликованной внутренней перепиской (админа уже записали на курсы повышения внимательности и телеграмоведения, а также культуры речи).

Ситуация вновь касается сроков проведения КОМ (на 2027 год) и КОММод (на 2028 год). Сегодня два источника «Интерфакса» в секторе сообщили, что КОМ может пройти в феврале (текущий нормативный срок – ноябрь), отбор проектов модернизации – до апреля (октябрь). Эти же сроки фигурировали в июльском проекте Минэнерго, который вскоре может быть принят, подтвердила председатель набсовета «Совета производителей энергии» Александра Панина в кулуарах конференции «Новая Россия - новая энергетика».

Однако из-за проблем с импортными ПГУ генераторы намерены просить власти о дальнейшей отсрочке, рассказала г-жа Панина. Эксплуатация части турбин невозможно из-за санкционного отсутствия запчастей и сервиса. При этом генераторы не понимают до конца ситуацию по конкретным ПГУ, и если заявят их в КОМ, то помимо лишения платы за мощность рискуют получить 25-процентный штраф за неработающее оборудование.

«Поэтому для нас чем правее отодвигается КОМ в нынешней ситуации со сложными типами оборудования, тем лучше. Сейчас выйдет постановление, сдвигающее КОМ на февраль. К февралю мы посмотрим по ситуации, но планируем предлагать (дальнейший перенос – ред.), потому что если ты не знаешь, как ты будешь эксплуатировать, подавать заявку трудно, а каждый месяц (отсрочки – ред.) делает ситуацию более понятной», – пояснила г-жа Панина.

По её словам, речь может идти о переносе КОМ-2027 на осень 2024 года.

По итогам конференции «Совета производителей энергии», прошедшей на прошлой неделе, появилось пониманием ещё по одной важной теме – рисков возникновения энергодефицита в столичном регионе.

В материалах к проекту СиПР на 2024–2029 годы, общественное обсуждение которого закончилось в субботу, указано, что в настоящее время в энергосистеме Москвы и области работает более 1,7 ГВт газовых турбин типа «FA», «обслуживание которых затруднено». «В случае невозможности продления срока эксплуатации газовых турбин и последующего их вывода из эксплуатации» в ОЭС Центра и энергосистеме Московского региона в ремонтных схемах «возникают риски непокрываемого дефицита мощности», ликвидация которых потребует ввода до 1,5 ГВт новых мощностей.

Покрыть этот дефицит можно за счёт строительства как генерации, так и сетей. Окончательные решения необходимо принимать с учётом анализа возможности продления срока работы импортных газовых турбин, динамики энергопотребления в регионе и на основании технико-экономического сравнения разных вариантов, сказано в документе.

Наиболее громкие опасения о работе газовых турбин звучали весной – летом 2022 года, но в итоге для большей части оборудования были найдены сервисные решения. В сентябре выяснилось, что проблемным пока остаётся обслуживание нескольких типов турбин. Минэнерго, «Совет производителей» и «Системный оператор» говорили о LM-6000, LM-2500, LMS100PB (все три – GE) и SGT-700 (Siemens).

Директор по работе на рынке электроэнергии «Газпром энергохолдинга» (ГЭХ) Михаил Булыгин на конференции генераторов говорил о проблемах энергокомпаний с сервисом турбин Siemens и GE F-класса. В ГЭХ входит «Мосэнерго», электростанции которой поставляют более 50% электроэнергии для Московского региона. В ходе программы ДПМ компания сообщала об установке турбин F-класса на ПГУ мощностью по 420 МВт каждая на ТЭЦ-16, ТЭЦ-20 и ТЭЦ-26. Кроме того, турбина F-класса работает в составе ПГУ-400 Шатурской ГРЭС «Юнипро» в Подмосковье.

Собственная генерация становится менее привлекательной

Одним из основных способов сокращения затрат на электроэнергию для промышленных потребителей является строительство собственной электростанции на территории предприятия. Такая схема позволяет отказаться или снизить закупки электроэнергии из сети. Цена электроэнергии, как правило, у таких проектов ниже, что является стимулов их реализации.

Большинство проектов собственной генерации состоят из электростанций на природном газе, цена на который на сегодняшний день одинаковая для всей промышленности, в том числе крупных электростанций. Однако, в соответствии с прогнозом Министерства экономического развития, с декабря цены на газ для отдельных категорий промышленных потребителей будут проиндексированы на 10%, а тарифы для предприятий электроэнергетики и организаций ЖКХ останутся без изменений. Это значительно повышает себестоимость производства электроэнергии собственной генерации при неизменной цене электроэнергии из сети, что, безусловно, снижает привлекательность таких проектов.

«Зарубежнефть», которая вслед за «Лукойлом» наращивает своё присутствие в секторе возобновляемой энергетики и намерена к концу десятилетия довести мощность ВИЭ до 1 ГВт, вероятно, может стать партнёром ветродивизиона «Росатома» «Новавинда» в компании «ВетроОГК-2». Сейчас 49,5% её акций контролирует структура «Газпромбанка». На этой неделе «Новавинд» заказал оценку рыночной стоимости 49,5% и 50% обыкновенных акций «ВетроОГК-2» «для использования в целях осуществления сделок» с ними. В августе «дочка» «Зарубежнефти» заказала комплексную проверку (due diligence) и оценку рыночной стоимости 50% акций компании, по параметрам сходной с «ВетроОГК-2».