​​В начале года квоты на эмиссию CO2 в европейской системе торговли выбросами (EU ETS) стоили €33 и большинство экспертов прогнозировали постоянный рост их стоимости в течение текущего десятилетия с выходом на уровень €90-100 за 1 тонну к 2030 году. За пять недель с момента старта климатической конференции ООН в Глазго (COP26) ценник на эмиссию CO2 в ЕС вырос на 56% и вчера вплотную приблизился к €90. Две пятилетки за год получается.

Пока основными сторонниками «альткотельной» в тепловом сегменте являются «Т Плюс» и СГК. Именно они подталкивают региональные власти к необходимым нормативным решениям и подписывают соглашения о миллиардных инвестициях в крайне изношенные теплосети. Остальные крупные игроки, по большей части, предпочитали анализировать ситуацию в ожидании первого опыта коллег и указывали на недостатки (риски) предложенной модели. Так, претензии к новому методу «с цифрами в руках» на страницах министерского журнала «Энергетическая политика» прошлой весной высказывал первый замглавы ГЭХа Павел Шацкий.

Но сейчас к процессу привлекают новых участников. В ноябре о планах перевести на альткотельную Благовещенск и два посёлка сообщила «РусГидро». Теперь ГЭХу предстоит обновлять «Тверскую генерацию»: проблемный актив передан в оперативное управление «Газпрому», заявил сегодня губернатор Игорь Руденя. Разработать план модернизации системы теплоснабжения Твери осенью получил вице-премьер Александр Новак; среди прочего он предписал проработать и вопрос перевода областного центра на альткотельную: нужна ли она ГЭХу в минимальном тестовом объёме (269 МВт и 2,1 тыс. Гкал•ч), станет понятно в ближайшее время.

Рост выработки энергии в Китае, остававшийся в первом полугодии двузначным, кажется, завершился. По итогам ноября прибавка составила символические 0,2%, тогда как в октябре – 3%, в январе-мае – 14,9%.

Сегодняшнее онлайн-заседание экспертного совета при думском комитете по энергетике вышло весьма сумбурным. Темой заседания было заявлено манипулирование энергоценами. Госдума заинтересовалась вопросом из-за претензий ФАС к компании «Т Плюс». Представители потребителей и генераторов на заседании привычно сбились на сравнение энергоцен в России и в мире. Выступление начальника управления регулирования электроэнергетики ФАС Дмитрия Васильева ясности по делу «Т Плюс» не добавило. Напомним, ФАС пришла к выводу, что структуры «Т Плюс» с февраля по апрель 2019 года намеренно подавали на торги на рынке «на сутки вперёд» (РСВ) заявки с завышенными ценами. Речь шла о пяти ТЭЦ в ЗСП «Вятка».

Но на заседании первый развёрнутый комментарий по делу дала «Т Плюс», топ-менеджеры которой не понимают сути обвинений и не согласны с ними. «Правила подачи заявок, обоснования цены и другая нормативка не отражают конкретики (не знаю, умышленно или не умышленно). В итоге и разбор ситуации происходит также расплывчато», – заявил глава «Т Плюс» Андрей Вагнер. Все попытки компании обосновать топливные затраты натыкаются на «произвольный аргумент»: расходы почему-то определяются по усреднённому («из ниоткуда взявшемуся») показателю, который никак не соотносится с конкретным оборудованием и его параметрами, сказал он.

Как пояснил замгендиректора «Т Плюс» Александр Вилесов, в рамках прописанных процедур генератор подаёт ценопринимающую заявку на 75% мощности блока ТЭЦ: он готов работать по любой цене на электроэнергию, так как это оборудование задействовано в теплоснабжении в режиме когенерации. Примерно 25% заявки подаётся на оборудование, которое не используется для теплоснабжения и может быть востребовано только в электросегменте. В конденсационном режиме топливные расходы увеличиваются вполовину: 361 г на 1 кВт•ч против 238 г, привёл показатели конкретной (неназванной) станции Александр Вилесов. Это, естественно, поднимает цену таких заявок. В 90% случаев дорогая мощность не проходит отбор, не включается и не оплачивается, потому что на рынке есть более привлекательные предложения. Но иногда на фоне ремонтов, ограничения перетоков и т. п. заявка проходит – мощность становится нужна системе и по такой цене. При этом цена более дорогого предложения фактически не меняется, в подтверждение топ-менеджер «Т Плюс» представил график за последние четыре года. В итоге «Т Плюс» признаётся манипулятором, хотя и не является активным участником процесса, принята заявка или нет – определяет рынок, ориентируясь на состояние системы и имеющиеся ограничения, указал он.

«Тепловая генерация не является сектором рынка, где мы зарабатываем. Это сектор рынка, где мы пытаемся предотвратить убытки при работе в конденсационном режиме», – заявил г-н Вилесов, отметив, что работа по усреднённой цене для этой мощности невыгодна генератору: он получает 113 рублей убытков на каждом МВт•ч выработки.

«Мы приводим свои аргументы, в ответ нас признают манипуляторами. Какой смысл в таком разборе и системе так называемого рынка в целом, где нет ни системы координат, ни внятной нормативки? В итоге сейчас мы просто не понимаем в чём нас обвиняют… Теперь в суде, наверное, с ФАС разбираться будем. Но разговор не об этом. Проблема в том, что всё это сформулировано невнятно. Если отнормировать ещё и эту надбавку, получается уже запрос на обоснование цены, это уже не рынок. Но давайте назовём это «нерынок» и мы будем понимать, что превышение цены в условные три копейки будет нарушением и мы в чём-то виноваты. А в текущей конструкции у нас такого понимания нет», – резюмировал Вагнер.

​​Минобороны, долги которого перед энергетиками стали притчей во языцех, в этом году стремится исправиться. «Очень радует нас в этом году Минобороны. Оно практически погасило просроченную задолженность и обещает в декабре частично оплатить даже авансовый платёж. Такое на моей памяти впервые», – рассказал в интервью журналу ЭБГ заместитель гендиректора, руководитель блока розничного бизнеса «Интер РАО» Дмитрий Орлов.

По его словам, в целом в 2021 году компания рассчитывает снизить дебиторскую задолженность на 8 млрд рублей, до 58 млрд, что позволяет говорить о фактическом нивелировании прошлогоднего влияния пандемии.

Подробнее об энергосбытовом бизнесе «Интер РАО», планах его роста и M&A-сделок, интеллектуальном учёте и многом другом читайте в интервью Дмитрия Орлова журналу ЭБГ.

Также в шестом номере – прогнозы развития отрасли от Николая Посыпанко и Владимира Скляра, традиционные обзоры и новости.

Привычное переругивание потребителей и генераторов по поводу ценовой динамики на ОРЭМ в конце года неожиданно переросло в реальную угрозу существования самого рыночного сегмента – РСВ. После попытки отменить механизм повышения энергоцен в ночные часы (1,5 Pуст.) и претензий ФАС к ценовым заявкам энергетики предложили радикально пересмотреть методику ценообразования на РСВ. Впервые эту идею эмоционально озвучил глава «Т Плюс» Андрей Вагнер, затем она была изложена в официальных письмах глав крупнейших генкомпаний в «Совет рынка», о которых на прошлой неделе рассказал «Коммерсант». Среди прочего энергетики просят при изменении методологии предусмотреть предпринимательскую норму прибыли.

Сейчас доходность прописана только в проектах ДПМ и им подобных, при этом потребители всегда находят её завышенной. Например, по их мнению, в случае с дальневосточными проектами «РусГидро» госкомпания могла бы работать и вовсе с нулевой маржой, так как реализует государственную задачу. При этом в ответ на жалобы на стремительный рост цен на металл те же крупные потребители трактуют ситуацию как обычные предпринимательские риски энергетиков. Как выглядит ситуация с точки зрения финансистов энергокомпаний, сегодня в интервью «Российской газете» впервые «с цифрами» рассказал директор «Совета производителей энергии» Дмитрий Вологжанин. Только в этом году из-за подорожания металлургической продукции стоимость проектов КОММод выросла почти на треть, что вдвое больше доходности, заложенной в ДПМ. Так, проект комплексной замены турбины и генератора 215 МВт теперь обойдётся на 800 млн рублей (28%) дороже, а проект по комплексной замене турбины 50 МВт – на 200 млн рублей или 30%.

Весьма подробное блиц-интервью замглавы Минэнерго Евгения Грабчака в сегодняшнем «Коммерсанте» целиком посвящено одной теме – консолидации сетей, дорогу к которой открывает законопроект о системообразующих ТСО. Министерство рассчитывает на принятие нормативки в 2022 году. Тогда масштабная консолидация стартует с 1 января 2023 года, когда сети компаний, лишённых тарифа, начнут передавать опорным ТСО. При правильной в целом идее наведения порядка в секторе предлагаемый путь вызывает возмущение у малых ТСО – очевидных жертв грядущей консолидации.

Значимых новостей в интервью нет – концепт был представлен на ноябрьском совещании по подготовке к ОЗП, но есть нюансы и ответ на предложение малых ТСО. Вместо увеличения размерности (к 2026 году минимальная зона обслуживания ТСО, по словам замминистра, должна вырасти до «среднего города уровня райцентра»), инициативная группа продвигала идеи эталонов в сетях (которую ФАС уже реализовала в сбытах); перевода сетевого бизнеса в саморегулируемый формат и наказания нерадивых участников рынка рублём (по примеру наведения финдисциплины на ОРЭМ). Предлагаемый малыми ТСО вариант возможен, но сложен в реализации и является делом будущего, до которого, по планам Минэнерго, большинство мелких сетевых организаций не доживут.

«У нас более 1,5 тыс. ТСО, и изучить досконально их деятельность со стороны федерального центра не представляется возможным… Мы поддерживаем переход на эталоны. Но это очень сложно реализовать. Надо собрать огромную статистику по регионам… Конечно же, нужно заняться бенчмаркингом и посмотреть расходы на одну условную единицу в целом по стране и разобраться в этом», – сказал г-н Грабчак.

Из интервью не до конца ясно, будет ли опорная ТСО в обязательном порядке платить арендную плату тем малым ТСО, которые не получат тариф и отдадут ей свои сети в эксплуатацию. Спросили об этом Минэнерго, вот ответ: «Получив в эксплуатацию электросетевое хозяйство (ЭСХ) тех ТСО, которые лишились тарифа и не смогли сдать свои сети в аренду или продать, опорная ТСО изначально не должна платить за пользование этим ЭСХ. При этом уже после передачи сетевого хозяйства в эксплуатацию опорной ТСО компании могут самостоятельно договориться об аренде, и опорная ТСО станет арендатором».

Таким образом, как минимум следующей осенью в секторе сложится ситуация, когда на рынке окажется большое число сетевых объектов, владельцы которых получат ту цену, которую им предложит покупатель или арендатор. Альтернативный вариант, который упоминает г-н Грабчак, – возможность «подарить» сети…

Минэнерго планирует, что через четыре года количество ТСО в России сократится на 70-75% с нынешних 1 568 компаний. Альтернативный вариант Минэнерго не интересен, а у малых ТСО нет авторитетных лоббистов, так что рассчитывать на повторение истории с отменённым в последний момент лицензированием сбытов вряд ли стоит. Шанс как минимум на отсрочку малым ТСО может дать разве что бюрократическая волокита – календарные графики при утверждении нормативки «сдвигаются вправо» достаточно регулярно.

И поддержим предложение коллеги как весьма здравое. На совещании по подготовке к ОЗП глава «Россетей» Андрей Рюмин говорил, что с 2015 года количество ТСО в России сократилось почти на 40%, основные объёмы были консолидированы в 2016 и 2019 годах. Но об экономических и технических результатах этой работы не рассказывали ни «Россети», ни регуляторы.

«Совет рынка» сообщает о принятии изменений в ДОПы, фактически прописывающих условия реструктуризации долгов сбытых структур «Россетей» («Чеченэнерго» и «Россети Северный Кавказ») перед поставщиками ОРЭМ. Этой истории уже два года и из поста регулятора кажется, что решение наконец найдено. Но конкретный смысл принятых решений теряется в бюрократическом тумане и требует пояснений. По нашей информации, речь идёт о следующем.

✔️ Накопленная к настоящему моменту задолженность «Чеченэнерго» и «Россети Северный Кавказ» перед генераторами (около 12 млрд рублей) до 31 марта должна быть оплачена банковскими векселями или облигациями на 90% и 83% соответственно («с ценой их приобретения, равной 90% и 83% соответственно по компаниям от номинала по номинальной стоимости задолженности»).

✔️ В 2022-2026 годах текущие счета могут оплачиваться сбытами «Россетей» двумя способами: векселями (облигациями) или денежными средствами с беспроцентной отсрочкой на 13 лет оставшейся недоплаты. Объём этой недоплаты пока неизвестен и будет установлен позже, исходя из программ социально-экономического развития регионов Северного Кавказа, которые утверждает правительство. Генкомпании должны выбрать один из вариантов оплаты и проинформировать «Совет рынка» о своём решении до 30 декабря, сами соглашения планируется подписать до 1 марта. С 2027 года «Россети» должны выйти на 100-процентные расчёты «живыми» деньгами.

Более подробно об этом читайте на «Перетоке».

Накануне нового года ЕК приняла принципиальное решение признать АЭС и газовые ТЭС на текущем этапе «зелёными» источниками энергии в рамках таксономии ЕС. На экологичности атомных электростанций настаивал ряд стран во главе с Францией, где 70% выработки приходится на АЭС. Главный противник атома – Германия – учла интересы соседей и возражать не стала; обещания австрийских «зелёных» обратится в суд вряд ли приведёт к пересмотру решения, пишет BBC.

При этом и для АЭС, и для газовых ТЭС вводятся серьёзные ограничения: действующие атомные блоки будут признаваться «зелёными» только до тех пор, пока они «обеспечивают захоронение токсичных отходов без ущерба для окружающей среды». Новые АЭС будут считаться чистыми источниками энергии, если их строительство одобрено до 2045 года. До 2030 года в Европе разрешено строить газовые ТЭС с весьма реалистичным уровнем выбросов (270 гр. на 1 кВт•ч), но только для замены угольных станций. Иная новая газовая генерация также сможет рассчитывать на статус «зелёной», но для этого она должна оказаться сверхэкологичной – уровень её выбросов не может превышать 100 гр. CO2 на 1 кВт•ч. Эксперты ожидают принятия предложенного ЕК варианта «зелёной» таксономии ЕС в середине года без значимых корректировок.

В 2022 году стартовало постепенное сворачивание механизма выравнивания тарифов в регионах Дальнего Востока до среднероссийского уровня. Первоначально он вводился в 2017 году как трёхлетний, но стараниями прежде всего «дальневосточного» вице-премьера Юрия Трутнева был продлён до 2028 года. Потребители ценовых зон ОРЭМ, финансирующие скидки для дальневосточной промышленности через спецнадбавку к цене мощности, смирившись с неизбежностью продления механизма, предлагали пересмотреть условия субсидирования. По их расчётам, это позволило бы снизить их расходы на 2/3, примерно до 10 млрд рублей в год. Но процесс обсуждения затянулся – в 2020 и 2021 годах действие механизма продлевалось без изменений. В прошлом году объём субсидирования достиг 38 млрд рублей, тогда как в 2017 году цифра составляла 24 млрд.

Постепенное сокращение субсидирования дальневосточных тарифов стартовало с 1 января. В течение пяти лет тарифы поэтапно будут расти до экономически обоснованных для бюджетных организаций и предприятий ЖКХ; для предприятий ТЭК и промпотребителей в сфере добычи драгоценных металлов и камней процесс займёт три года. График сокращения расходов по годам власти не представили. Но в конце декабря правительство утвердило базовые уровни тарифов и объём субсидирования на 2022 год по регионам ДФО. Дальневосточная надбавка, которую промышленники обоснованно считают абсолютно нерыночной, в этом году обойдётся потребителям ценовых зон в 33,6 млрд рублей, сократившись примерно на 11,6%. Это существенно меньше, чем хотели промышленники, но с другой стороны, процесс хотя бы начался после двух лет пробуксовки.

Набсовет «Совета рынка» со второй попытки предоставил «Энел Россия» отсрочку расчёта и списания штрафа за просрочку ввода Кольской ВЭС. Станция должна была заработать в декабре, но компания заявила о форс-мажоре – подтоплении моста, что сорвало график завозки грузов. В декабре регулятор отказал «Энел» в отсрочке, а сейчас передумал. Теперь компании придётся договариваться с участниками рынка о «прощении» штрафов.

Ситуация полностью идентична событиям вокруг Азовской ВЭС, которую «Энел Россия» обязана была ввести в декабре 2020 года. Ссылаясь на ковидные трудности и невозможность своевременного приезда иностранных специалистов, инвестор в конце позапрошлого года попросил «Совет рынка» простить ему штрафы за декабрь 2020 года – январь-март 2021 года. В декабре набсовет регулятора просьбу отклонил, а в январе 2021 года, как и сейчас, передумал и разрешил «Энел» самостоятельно договариваться с участниками рынка. По итогам переговоров по Азовской ВЭС штрафы были снижены на 28% (до 85 млн рублей), при этом компания заявляла, что «договорилась почти с 50% крупнейших потребителей энергии». «Коммерсант» тогда писал, что соглашение об отмене штрафов подписали 63 компании: в реестре были перечислены генерирующие и сбытовые компании, промпотребители среди согласившихся отсутствовали. Посмотрим, какого результата сможет добиться «Энел» на этот раз, тем более что сейчас цена вопроса вдвое выше: мощность Азовской ВЭС составляет 90 МВт, Кольской – 201 МВт. Ежемесячный штраф за просрочку ввода ветропарка в Мурманской области Владимир Скляр из «ВТБ Капитал» ранее оценивал примерно в 73 млн рублей.

«Системный оператор ЕЭС» представил сегодня сводные данные о росте ВИЭ-генерации в 2021 году. Секторальные инвесторы делятся бравурными цифрами: после ввода в прошлом году более 1 ГВт ВЭС и более 230 МВт СЭС мощность ВИЭ в ЕЭС России выросла на 45%, до 4 ГВт, что составляет 1,6% установленной мощности энергосистемы. Но доля в выработке у метеозависимой генерации по итогам 2021 года существенно меньше – лишь 0,5% (5,87 млрд кВт•ч). Фактическое удвоение мощности ВЭС позволило увеличить ветровыработку более чем на 160%. Рост производства энергии на СЭС оказался пропорционален увеличению мощности: по солнечной генерации показатели составили 13,7% и 13,5%. Но здесь стоит обратить внимание на результат последнего месяца: несмотря на новые вводы, выработка солнечной генерации в декабре 2021 года оказалась на 17,7% ниже, чем в декабре 2020 года. Напомним, в ходе прошлого ОЗП диспетчеры ОЭС Юга 41 раз давали команды на ограничение выдачи мощности СЭС, поскольку иными способами нельзя было обеспечить нормальные параметры режима.

В «Совете рынка» нам сообщили, что в 2021 году по графику должны были начать поставки 738 МВт ВЭС и 163 МВт СЭС. Фактические вводы оказались более значительными (по данным регулятора, 1 137 МВт ВЭС и 278 МВт СЭС) в связи с навёрстыванием отставаний по вводам объектов в предыдущие годы. Суммарно в рамках ДПМ ВИЭ к началу 2022 года инвесторы должны были ввести 2 137 МВт ВЭС и 1 651 МВт СЭС. Из указанных объёмов пока не введён 201 МВт ветрогенерации, пояснили в «Совете рынка». Вероятно, единственный просроченный объект ДПМ ВИЭ сейчас – Кольская ВЭС «Энел Россия», мощность которой составляет как раз 201 МВт. На этой неделе набсовет «Совета рынка» разрешил инвестору договариваться с участниками рынка о прощении штрафа за просрочку – ветропарк по ДПМ должны были запустить в декабре, но из-за размыва моста и срыва графика завоза оборудования в 2020 году сейчас «Энел Россия» обещает ввести Кольскую ВЭС в мае. При этом стоит отметить, что прошлой весной «Системный оператор» не исключал, что в ближайшее время в Кольской энергосистеме могут возникнуть те же трудности с регулированием, как и в ОЭС Юга, где их провоцируют СЭС. После ввода значимого объёма ветряков здесь также будет востребован ресурс разгрузки, предупреждали в СО ЕЭС.

2 января, переставляя новость коллег из ТАСС на «Переток», удивились объёму экспорта электроэнергии из России по итогам 2021 года, которую раньше других официальных источников опубликовало Центральное диспетчерское управление ТЭК. По данным ЦДУ, за год показатель вырос в 2,2 раза и достиг 25 млрд кВт•ч. Статистика выглядела почти сенсацией. В середине декабря на встрече с премьер-министром Михаилом Мишустиным глава «Интер РАО» Борис Ковальчук сообщил, что его компания – оператор экспорта/импорта электроэнергии в РФ – ожидает удвоения экспорта по итогам года, до 21,5 млрд кВт•ч. При этом ЦДУ ТЭК уже по итогам ноября сообщало, что поставки энергии из России достигли 22,3 млрд кВт•ч.

Выяснить что-либо в период новогодних каникул в России чрезвычайно сложно, так что некоторая ясность появилась после стартовой рабочей недели. По нашей информации, данные ЦДУ ТЭК, сформированные на основе оперативных отчётов «Системного оператора» о перетоках (???), признаны некорректными; в диспетчерской пообещали больше так не делать.

Сейчас есть как минимум три официальных источника информации о статистике отечественного энергосектора – «Системный оператор» (соответствует данным, которые предоставляет Минэнерго), Росстат и ЦДУ ТЭК. Информация двух последних о выработке и потреблении в стране обычно не совпадает с данными профильных регуляторов и оказывается выше цифр СО ЕЭС/Минэнерго, считающихся в секторе наиболее достоверными. При этом основной объём данных, собираемых ЦДУ ТЭК, продаётся по достаточно дорогой подписке (на сайте управления стоимость подписки или разовой покупки отчётов не указана, высылается по запросу).

P.S. «Интер РАО» раскроет производственные показатели (в т.ч. данные об экспорте) вместе с финансовой отчётностью по РСБУ 9 февраля.

Осенний демарш «Роснано» на финансовом рынке принёс практические результаты. Тогда компания, имеющая госгарантии на часть долгов, потребовала от кредиторов реструктуризировать накопленную задолженность, в том числе снизить ставки по уже выданным займам. Об инициативе стало известно в ноябре, после неожиданной приостановки торговли облигациями компании на Мосбирже: к тому моменту в обороте находились выпуски облигаций на 71,6 млрд рублей, при этом стоимость активов группы снизилась в течение 2020 года со 137 млрд до 69 млрд рублей.

Сегодня «Роснано» сообщило, что договорилось с крупнейшим кредитором – «Совкомбанком» (около 38 млрд рублей задолженности по состоянию на середину прошлого года). Соглашение о реструктуризации было подписано 30 декабря. Группа досрочно погасит кредит на 15 млрд рублей, стороны также пойдут на нестандартный шаг и осуществят «ретроспективный перерасчёт процентной ставки». Займы прежних лет новое руководство «Роснано» считает невыгодными и называет развитие венчурных проектов за счёт заёмного финансирования «системной исторической проблемой». Из-за этого «банки-кредиторы получили порядка 126 млрд рублей начисленных процентов на обеспеченных государственными гарантиями кредитах, что сравнимо с объёмом исторических инвестиций компании».

Теперь отношения с банкирами будут пересмотрены, досрочное погашение и снижение ставок стали возможны благодаря «успешному завершению 2021 года»: выход из половины исторического портфеля сформировал необходимый уровень ликвидности, пояснило «Роснано». Накануне группа сообщила о выходе из ВИЭ-СП с «Фортумом» и продаже этого актива, новым партнёром финской компании выступит «Газпромбанк». При этом «Роснано» проинформировало, что совокупная прибыль группы от участия в проектах по строительству ВЭС и локализации оборудования для них в России составила более 11,5 млрд рублей; плановый выход из проектов в ветроэнергетике позволил получить «Роснано» доходность на инвестиции свыше 25%. Из сообщения неясно, учитывает ли этот показатель прежнюю стоимость заёмного капитала. Для энергетического сектора такая доходность выглядит высокой даже с учётом прежних кредитных ставок; если показатель приведён с учётом «ретроспективного перерасчёта» ставки, то тем более.

Ожидаемая новость, позитивная, прежде всего, для «Россетей». Кабмин согласовал включение в сетевой тариф расчётной предпринимательской прибыли в размере 5% от необходимой валовой выручки.

Игроки ВИЭ-сектора после стратегического решения об условиях программы ДПМ ВИЭ 2.0 начали менять руководство своих компаний. В ноябре, через два месяца после подведения итогов первого конкурса программы, экс-глава СГК Сергей Мироносецкий возглавил «Солар системс» (российскую «дочку» китайской Amur Sirius). С марта 2020 года он входит в совет директоров компании. По данным «Интерфакса», на первом конкурсе ДПМ ВИЭ 2.0 аффилированные с «Солар системс» структуры выиграли право построить СЭС на 96,36 МВт в Дагестане и 133,48 МВт в Забайкалье.

Основным победителем конкурса в сегменте солнечной генерации стала Unigreen Energy, принадлежащая «Реал менеджмент» Михаила Сиволдаева (владеет также 54% в «Хевеле»), которая забрала оставшиеся 545 МВт. 25 ноября совет директоров Unigreen назначил гендиректором компании Игоря Шахрая, до того момента возглавлявшего «Хевел». В январе вакантный пост главы «Хевел» заняла Зоя Санджиева, руководившая дочерней структурой «Хевел Региональная генерация».

Сегодня стало известно, что глава ветроэнергетического дивизиона «Росатома» – компании «НоваВинд» – Александр Корчагин перешёл на новую работу в контуре госкорпорации, а его кресло занял курировавший развитие и международный бизнес «НоваВинда» Григорий Назаров. После старта отбора ДПМ ВИЭ 2.0 большинство опрошенных «Коммерсантом» экспертов сходились во мнении, что «НоваВинд» заберёт основную часть квоты ВЭС в 1,85 ГВт. После публикации перечня ценовых заявок доминирующим стало мнение, что квота будет разделена пополам между «дочкой» «Росатома» и «Фортумом», но в итоге российская структура финского Fortum выиграла отбор со счётом 3:1, забрав 1,39 ГВт.

По нашей информации, 25 января наблюдательный совет «Совета рынка» рассмотрит комплексный вариант корректировки норм РСВ. Два месяца назад Минэнерго инициировало отмену искусственного повышения энергоцен в ночные часы (инструмент 1,5 Pуст.) – как говорят в министерстве, для подталкивания генераторов и потребителей к переговорам. Тогда решения принято не было. Новый проект изменений, который будет рассмотрен завтра, подготовлен «Советом рынка» и предполагает вместе с ликвидацией 1,5 Pуст. корректировку механизма подачи заявок ВСВГО, упрощающую включение высокоэффективного оборудования в работу (ПГУ с ценой до 900 рублей за 1 МВт•ч). Уверенности в том, что поправки устроят потребителей, нет: ранее они отказывались обсуждать «игру с нулевой суммой» при повышении прозрачности РСВ. Но в Минэнерго отмечают, что участники рынка самостоятельно не могли договориться два года, а сейчас процесс пошёл.

Как мы и предполагали, ФАС корректирует тариф СО ЕЭС в части ставки ОДУ-2, через которую собираются средства на оплату услуг агрегаторов. Максимальный объём расходов по этой статье оценён в 2022 году в 2,2 млрд рублей (исходя из прогноза инфляции в 4,3%), ставку повысят на 64,9% после решения о её снижении в декабре на 35%. Все знали, что пилот на ОРЭМ будет продлён, так как уже на 2023 год запланирован переход к целевой модели управления спросом, но кабмин слишком долго оформлял официальное решение. ФАС и СО ЕЭС, корректируя сейчас тариф, действуют в строгом соответствии с нормативными процедурами, так что в ухудшении своей ESG-кармы из-за перерасхода бумаги (и/или электроэнергии) при подготовке бессмысленных и быстро пересматриваемых документов не виноваты.

Официальных сообщений от «Совета рынка» пока нет, но, по нашей информации, комплексная правка в правила РСВ, о которой рассказывали вчера, прошла, к ней добавлена «пара поручений» для дополнительного анализа.

UPD. Подробнее о результатах важного заседания набсовета «Совета рынка» можно прочитать на «Перетоке».

Правительство Казахстана только что отчиталось о восстановлении работы энергосистемы страны, утренний блэкаут в которой также затронул соседние Узбекистан и Киргизию. Как выяснилось сегодня, накануне сетевой оператор Казахстана – KEGOC – пытался предотвратить масштабную аварию в Центрально-Азиатском энергокольце. Вчера он отключил питание на всех майнинговых фермах страны для снижения потребления.

Впрочем, первая информация о произошедшем наводит на мысль, что отключение майнеров и не могло помочь. Если бы причиной аварии был сверхнормативный спрос, отключение было бы более локальным, не затронув магистральные уровни, предполагает техэксперт, мнению которого мы доверяем. Речь идёт скорее о крупной аварийной ситуации внутри энергосистемы, когда ЧП произошло на крупном сетевом или генерирующем объекте, а затем, возможно, было масштабировано до межгосударственных энергопроблем некорректной работой автоматики. Где именно произошла авария неизвестно: Казахстан и Узбекистан поспешили обвинить другу друга и заявить о возникновении фатального дисбаланса у соседей. Но что именно произошло, пока наверняка не знают даже местные энергетики. Точные причины аварии можно установить только в результате технического расследования и анализа данных современных систем мониторинга сети при условии, что участок, на котором началось ЧП, ими оборудован. Так что майнеры, похоже, действительно не виноваты. Скорее прав президент Ассоциации блокчейна и индустрии дата-центров в Казахстане Алан Дорджиев, назвавший в качестве вероятной причины блэкаута высокий износ энергетической инфраструктуры.

По нашей информации, на российскую энергосистему авария никак не повлияла. Ежедневные технические перетоки уже давно превышают согласованный объём в 150 МВт, в отдельные часы достигая отметки в 1,5 ГВт. При этом направление перетоков может неоднократно меняться в течение суток и зависит от условий работы ЕЭС Казахстана. После сегодняшней аварии местный системный оператор выдавал в ЕЭС России около 460 МВт избыточной мощности, но вскоре техпереток сменил направление, так что для российской энергосистемы ситуация оказалось рутинной.