Минэнерго опубликовало проект постановления правительства, предполагающего проведение в этом году залпового отбора проектов модернизации ТЭС с использованием локализованных газовых турбин суммарной мощностью 3 ГВт (по 1 ГВт в 2028–2030 годах). В конце июля источник «Коммерсанта» говорил, что Минэнерго хочет провести отбор ПГУ-проектов на три года вперёд с квотой 2 ГВт на один год.

Проект в целом вносит поправки в программу модернизации ТЭС. В частности, он предусматривает увеличение предельных затрат на модернизацию в среднем в 2,9 раза (без повышения минимальной величины). Кроме того, для регионов с прогнозным дефицитом мощности будут утверждены особый порядок и условия отбора модернизационных проектов.

В продолжение вчерашнего поста: подробный обзор повышающих коэффициентов для конкретных типов работ в рамках модернизации ТЭС и увеличение ставок по разным видам генерации в зависимости от мощности – в новости на «Перетоке».

Ценник в 299 тыс. рублей за 1 кВт установленной мощности на КОМ НГО для ОЭС Юга не устроил генкомпании, говорят источники «Перетока», комментируя сегодняшний несостоявшийся отбор. На конкурс была подана только одна ценовая заявка, которая не соответствовала требованиям, установленным распоряжением правительства, сообщил «Системный оператор ЕЭС».

При подготовке КОМ НГО два участника ОРЭМ зарегистрировали четыре условные группы точек поставки (ГТП), соответствующих генерирующим объектам, — отдельным энергоблокам суммарной мощностью 1 435 МВт. Заявка по одному из блоков подана не была, так что в реестр участников КОМ НГО включены три условные ГТП суммарной мощностью 1 105 МВт, говорится в пресс-релизе регулятора.

27–28 августа «Системный оператор» будет принимать заявки на повторный КОМ НГО для ОЭС Сибири. На первом конкурсе в этом регионе удалось отобрать проекты на 525 МВт, а 700 МВт остались неразыгранными, так как ценовые заявки оказались выше установленного потолка. В мае правкомиссия согласовала повышение ценника для повторного отбора в Сибири почти на 40%: предельные капзатраты на 2029 год установлены на уровне 591 тыс. рублей за 1 кВт, что вдвое выше, чем на КОМ НГО для ОЭС Юга.

«Интер РАО» завершило сделку по приобретению у СУЭК 98,4% акций НПО «Элсиб». Как пояснили в «Интер РАО», это позволит группе в рамках среднесрочной стратегии сформировать полностью интегрированный энергомашиностроительный бизнес с лидирующими позициями в сегменте энергоблоков средней мощности и тем самым укрепить положение в отрасли.

Поздравляем АРВЭ с пятилетием в Telegram. С интересом читаем и всем рекомендуем 👍

Конкурентный отбор мощности (КОМ) на 2027 год больше переносить не будут и он состоится до 1 октября, уверены два источника в секторе. Финальную версию проекта постановления правительства с поправками в процедуру КОМ вице-премьер Александр Новак может согласовать уже на этой неделе, надеется один из них. Ранее в числе причин переноса срока отбора с 1 августа на 1 октября глава «Совета рынка» Максим Быстров называл «сложные споры» о масштабах индексации цен сверх инфляции. По словам одного из наших собеседников, сейчас нерешённым остался единственный вопрос – о коэффициентах дифференциации для ГЭС и АЭС, снижающих плату за мощность при невыполнении базовых показателей востребованности геноборудования.

Этот механизм будет внедрён на КОМ впервые и в пилотном режиме, в последующем его предполагается донастраивать. В апрельском проекте постановления правительства о корректировке КОМ Минэнерго прописало формулу, по которой единый коэффициент для ГЭС и АЭС составит 0,9, указывало «Евросибэнерго» в материалах общественного обсуждения. Показатель не устроил атомщиков и гидрогенераторов, так как его применение может привести к снижению необходимой валовой выручки. В частности, в замечаниях к проекту «РусГидро» отмечало, что для обеспечения работоспособности ГЭС в средне- и долгосрочном периоде «объёмы выручки не должны снижаться относительно объёмов выручки, определяемых по действующим правилам». Указывая на существенный рост цен по основным расходным статьям, «РусГидро» предлагало «зафиксировать показатель дифференциации ГЭС на уровне 0,96 для первой ценовой зоны ОРЭМ и 0,93 для второй ценовой зоны ОРЭМ», то есть снижать плату за мощность на 4% и 7% соответственно при недозагрузке мощностей до планового уровня. «Евросибэнерго» для «сохранения действующего механизма финансирования проектов модернизации и реконструкции ГЭС в рамках КОМ» предлагало вообще не снижать платёж для гидростанций, установив коэффициент 1.

Поправки были отклонены, следует из материалов общественного обсуждения. Представители гидро- и атомной генерации обратились в правительство, после чего процесс согласования проекта застопорился, а срок отбора был перенесён. Сейчас профильному вице-премьеру предстоит согласиться с доводами одной из сторон, но так или иначе, решение будет принято и КОМ-2027 проведён в срок, резюмирует один из источников.

Из 91,2 ГВт новой генерации, которая должна появиться в России до 2042 года, на долю ТЭС придётся 36,67 ГВт, АЭС – 28,5 ГВт, ГЭС и ГАЭС – 9,16 ГВт, ВЭС и СЭС – 17,39 ГВт. После этого установленная мощность энергосистем страны достигнет 302,1 ГВт. Для реализации плана потребуются серьёзные инвестиции – 41 трлн рублей, а недостаточность выручки сектора при текущем регулировании оценивается в 37,5 трлн рублей.

Прочитали и собрали для вас ключевые цифры из проекта Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года, опубликованного сегодня вечером «Системным оператором». Общественное обсуждение документа продлится до вечера 18 сентября.

К 2030 году в Московском регионе прогнозируется дефицит мощности в объёме почти 1,6 ГВт, но он может быть снижен до 564 МВт за счёт сетевого строительства, следует из проекта Генсхемы-2042. К этому времени «Системный оператор» предлагает построить здесь крупную ТЭС мощностью 1 ГВт на базе паросилового цикла.

​​Ещё немного интересной справочной информации из обосновывающих материалов проекта Генсхемы-2042, опубликованных вчера. Как напоминают собеседники в отрасли, на этапе подготовки документа расчётные показатели LCOE для отдельных типов генерации вызывали вопросы у профильных компаний.

Как выяснилось сегодня, уже через сутки после подписания президентом РФ федерального закона о майнинге, наделяющего правительство правом запрещать этот вид деятельности на отдельных территориях, первый губернатор обратился в кабмин с просьбой реализовать это право во вверенном ему регионе. 9 августа глава центра российского майнинга – Иркутской области – Игорь Кобзев написал письмо премьер-министру, попросив запретить майнинг в энергодефицитном Иркутско-Черемховском энергорайоне.

По состоянию на июль объём майнинговой нагрузки в Иркутской области оценивался в 938 МВт, из которых 69% – легальный, сообщил г-н Кобзев и попросил кабмин не затягивать с разработкой и принятием подзаконных норм.

Из чего формируется и каков текущий углеродный след атомной генерации, ради которой зелёные сертификаты переименовали в низкоуглеродные? Почему в ряде случаев косвенные выбросы электромобилей могут превышать прямую эмиссию от авто с ДВС? Каковы причины снижения прогнозной доли «Росэнергоатома» на рынке электрозаправок? Об этом и многом другом поговорили с заместителем генерального директора – директором по сбыту концерна Александром Хвалько.

​​Интервью с замглавы «Росэнергоатома» вышло в свежем номере журнала «Энергия без границ». Главная тема – текущая динамика и перспективы роста бытового энергопотребления в России и в мире. Текстовый обзор можно прочитать в PDF-версии на сайте «Перетока», там же собрали ключевые цифры в рубрике «Инфографика».

После июльского энергокризиса на юге Росси стало понятно, что прогнозный энергодефицит в регионе уже воплотился в реальности. В августе на отбор проектов новой генерации в ОЭС Юга была подана одна заявка: по данным источника «Перетока», ГЭХ предложил построить ТЭС по 633 тыс. рублей за 1 кВт при предельном капексе в 299 тыс. рублей. Безрезультатность этого конкурса может привести к изменению принципов ликвидации дефицита. Действие механизма КОМ НГО после повторного конкурса для ОЭС Сибири (итоги подведут 29 августа) может быть временно приостановлено. Далее проекты ТЭС в проблемных энергоузлах и ответственные компании правительство может определять директивно, а капзатраты – устанавливать «по факту». Кроме того, для «антидефицитных» проектов могут быть сняты локализационные ограничения. Впрочем, есть и альтернативные варианты. Так, СГК предлагает отказаться от потолка капзатрат на КОМ НГО и рассмотреть допуск проектов с использованием иностранного оборудования.

Сложившаяся ситуация в целом подтверждает актуальность тематики, выбранной «Сообществом потребителей энергии» для своей конференции, которая открывает традиционную череду осенних отраслевых форумов. 11 сентября ассоциация, в частности, предлагает обсудить, сколько и каких инвестиционных инструментов необходимо отрасли, как определить наиболее оптимальные из них для конкретных задач, способна ли существующая конфигурация рынка справляться с возникающими задачами и надо ли совершенствовать её под новые экономические условия. Более подробная программа и детали участия – по ссылке.

Правительство после многолетних отраслевых споров всё же согласилось с предложением потребителей и создало вторичный рынок сетевой мощности. Право перераспределять подключённую, но невостребованную мощность предоставлено поправками в Правила техприсоединения, утверждёнными кабмином 26 августа.

В начале года «Россети» выступили против свободной продажи электросетевой мощности между потребителями. Инициатива могла бы помочь снизить объёмы неоплачиваемого «сетевого резерва», чего «Россети» добивались много лет. Но в госхолдинге признали, что некоторым потребителям нечего будет продавать, поскольку к недозагруженным центрам питания подключились другие клиенты.

«Газпром энергохолдинг» заказал предпродажную оценку двух своих компаний, занимающихся добычей угля на Экибастузском месторождении в Казахстане и его поставкой, в частности, на Троицкую и Серовскую ГРЭС ОГК-2.

«Системный оператор ЕЭС» в установленный срок – 1 сентября – опубликовал проект Схемы и программы развития электроэнергетических систем России (СиПР) на 2025–2030 годы. Один из ключевых параметров – прогнозируемые к 2030 году точки дефицита мощности. В действующем СиПР на 2024–2029 годы прописаны три энергодефицитных узла – в ОЭС Востока, Сибири и Юга; в проекте до 2030 года их уже восемь.

Юго-восток Сибири. Непокрываемый дефицит мощности в 2030 году составит 2 480 МВт в нормальной схеме в существующей сети и 2 885 МВт – в единичной ремонтной схеме. Для решения проблемы предполагается строить и сети, и генерацию. Из центральной в юго-восточную часть ОЭС Сибири планируется построить линию передачи постоянного тока пропускной способностью около 1,5 ГВт. Для покрытия остающейся части прогнозного дефицита предлагается построить не менее 1 385 МВт новой генерации (помимо отобранных в этом году на КОМ НГО 1 305 МВт).

Дальний Восток. В ОЭС Востока к 2030 году «с учётом рисков останова геноборудования иностранного производства» прогнозируется нехватка электроэнергии в объёме 10,7 млрд кВт•ч, что эквивалентно не менее 1 647 МВт гарантированной генерации. С учётом ввода Свободненской ТЭС на 450 МВт (сейчас введены 160 МВт) необходимо построить не менее 1 350 МВт гарантированной генерации, ещё 867 МВт можно закрыть за счёт ВЭС и СЭС, но их установленная мощность должна составить 2,8 ГВт.

Юг России. В ОЭС Юга дефицит прогнозируется сразу в нескольких энергоузлах, в том числе при реализации рисков останова импортного геноборудования. Здесь планируется построить не менее 2 423 МВт гарантированной генерации.

Юг Москвы и Московской области. Дефицит мощности в единичной ремонтной схеме оценён в 796–1 564 МВт. Расширение электросети снизит его до 564 МВт, которые будут покрыты за счёт строительства новой генерации. С учётом перспектив развития этот объём может вырасти до 1 ГВт к 2030 году, также будет построена линия постоянного тока от Нововоронежской АЭС.

Анадырский энергоузел (Чукотка). Прогнозный дефицит в 7,8 МВт планируется закрыть за счёт строительства резервных генмощностей – ДЭС, ГПА и других, указано в проекте СиПР.

Чаун-Билибинский энергоузел (Чукотка). Непокрываемый дефицит мощности составит 47–58 МВт, для его покрытия предлагается построить не менее 23 МВт гарантированной генерации и не менее 35 МВт резервной.

Центральный энергорайон Сахалина. Прогнозная нехватка мощностей составляет 133–169 МВт с ростом до 317–353 МВт при выбытии импортного геноборудования. На острове предлагается построить 109-293 МВт базовой генерации и не менее 60 МВт резервных мощностей.

Центральный энергорайон Камчатки. В энергосистеме полуострова к 2030 году будет не хватать 26-31 МВт, потребность предлагается закрыть за счёт резервной генерации.

Генерация, подлежащая строительству в ОЭС Юга, Востока, Сибири и в столичном энергоузле, должна быть отобрана на КОМ НГО, говорится в проекте СиПР.

В 16 регионах РФ выявлены энергорайоны с рисками ввода графиков аварийных ограничений энергопотребления, в которых определена необходимость развития электросети.

Потребность в инвестициях для развития генерации в 2024–2030 годах оценивается в 4,3 трлн рублей (с НДС), для развития электросетей напряжением 220 кВ и выше – 1,3 трлн рублей.

Общенациональный референдум о строительстве АЭС в Казахстане состоится 6 октября, сообщил сегодня президент республики Касым-Жомарт Токаев. Один из четырёх претендентов на подряд – «Росатом».

Основным энергетическим событием стартовавшего сегодня Восточного экономического форума станет совместное заседание Минэнерго, Минвостокразвития и комиссии Госсовета по направлению «Энергетика». 4 сентября на нём будут обсуждаться сценарии удовлетворения энергоспроса на Дальнем Востоке до 2050 года, а также перспективы макрорегиона в развитии низкоуглеродной генерации. Модератором дискуссии станет министр энергетики Сергей Цивилёв.

Его заместитель Евгений Грабчак в тот же день выступит на круглом столе «Кристалл роста строительной отрасли: как строить больше, быстрее, дешевле». 5 сентября замгендиректора по инвестициям и капстроительству «Россетей» Алексей Мольский поучаствует в сессии «Современные синтетические материалы: новые возможности для Дальнего Востока», а гендиректор En+ Group Владимир Колмогоров – в бизнес-диалоге Россия – Китай.

Читая программу ВЭФ, наткнулись на пару известных в электроэнергетике имён. Бывший первый замгендиректора «РусГидро» Джордж Рижинашвили теперь является директором по энергетическому бизнесу «Русала», а экс-руководитель «Юнипро» Максим Широков возглавляет совет директоров ГК «Росводоканал».

На сессии ВЭФ «Новая энергия Дальнего Востока» первый замглавы Минвостокразвития Гаджимагомед Гусейнов предложил продлить действие дальневосточной надбавки после 2028 года, но перестать субсидировать неэффективную генерацию в ДФО, а тратить деньги потребителей ценовых зон на её модернизацию.

«У нас благодаря решению президента предусмотрена (дальневосточная – ред.) надбавка, которая позволила обеспечить стоимость электроэнергии для прочих потребителей на уровне среднероссийской. Сейчас есть решение, что эта надбавка будет постепенно уходить к 2028 году. Вопрос в том, что мы раньше по сути субсидировали старую генерацию с низким КПД за счёт потребителей первой и второй ценовых зон. Ежегодно это 30 млрд рублей, и это тоже ресурс. Я предлагаю рассмотреть возможность направить часть этих денег или весь объём на модернизацию электроэнергетики на Дальнем Востоке, в том числе в изолированных территориях, – сказал г-н Гусейнов. – Это небольшой объём в тарифе ценовых зон – меньше 2%, 7–8 копеек (в ставке за 1 кВт•ч – ред.). Я предлагаю продлить действие дальневосточной надбавки, но переформатировать механизм: не субсидировать неэффективную генерацию, а модернизировать её, что позволит повысить эффективность и снижать тариф».

Глава Якутии Айсен Николаев заявил, что при сохранении текущих тенденций республика к 2030 году будет тратить на субсидирование выработки электро- и теплоэнергии более четверти собственных доходов – около 50 млрд рублей в ценах 2024 года.

«И это проблема не только Якутии. Сегодня, чтобы сбалансировать котловые тарифы, заключаются договоры «последней мили» с ФСК в Бурятии, Забайкальском крае, Еврейской автономной области, Амурской области. Но это временное решение до 1 июля 2029 года. Потом в данных регионах наступят аналогичные проблемы, если не будут приняты комплексные решения. Здесь надо смотреть комплексные решения: или возвращать базового потребителя, или компенсировать из бюджета накопленный убыток, распространять механизм выравнивания энерготарифов на территории ценовой и неценовой зон. Есть и другие методы, но это надо обсуждать, а не замалчивать», – сообщил г-н Николаев.

Вслед за чиновниками о ситуации с недофинансированием энергетики Дальнего Востока на ВЭФ высказался практик – глава «РусГидро», контролирующей основные генерирующие и распредсетевые активы в макрорегионе, Виктор Хмарин.

«Когда была ещё реформа РАО ЕЭС 20 лет назад, уже тогда были вопросы по сложности работы энергетиков на Дальнем Востоке: большие расстояния, тяжёлые погодные условия, небольшое количество потребителей – всё это ведёт к сложностям как в строительстве всех видов энергетики и сетевом строительстве, так и к большому влиянию и давлению этих факторов на тарифы. Я в компании 10 лет работаю уже скоро и все 10 лет компания говорит на всех уровнях: коллеги, не хватает тарифа, необходимы какие-то варианты финансирования энергетики Дальнего Востока. Если мы не вкладываемся в модернизацию должным образом, к чему это в итоге приведёт? Вначале пойдёт рост аварийности, дальше пойдут веерные отключения, дальше – самые негативные последствия… На сегодняшний день до сих пор все наши обращения..., к сожалению, к ним относятся как к плачу Ярославны. При этом даже то, что я сейчас слышу: в бюджете нет денег – понятно, тариф поднимать не можем – тоже понятно. Где взять деньги? Деньги взять в новом облике энергетики. Знать бы ещё телефон этого нового облика, потому что мне как раз сейчас к зиме надо 11 млн тонн угля закупить, может быть, там я смогу найти помощь в этом», – сказал г-н Хмарин.