Правительство Иркутской области проверяет претендентов на статус системообразующей территориальной сетевой организации.

➡️ По закону, подписанному этим летом Владимиром Путиным, главы регионов должны были определить СТСО на своих территориях до 5 сентября 2024 года. В Иркутской области одним из претендентов является АО «ИЭСК». Это коммерческая компания, которой принадлежит значительная часть электрических сетей региона.

Сейчас АО «ИЭСК» дополнительно проверяют на признаки участия в ее деятельности иностранных инвесторов, направлены запросы в компетентные органы. Проверку инициировал губернатор Игорь Кобзев с тем, чтобы статус СТСО получила организация, неподконтрольная иностранным инвесторам.

⏲ В сложившейся международной обстановке это имеет особое значение. Доступ иностранных акционеров к стратегически важной информации в сфере энергетики грозит ее утечкой, что может повлиять на вопросы жизнеобеспечения, экономику региона и Российской Федерации.

Тем не менее, компания обратилась в суд до окончания проверки и принятия официального решения. Тем самым создан громкий прецедент противодействия коммерческой структуры обоснованным действиям властей в вопросе государственной важности.

Что происходило в электроэнергетике на минувшей неделе? Об этом в нашем обзоре.

Что у компаний

◾️«Газпром энергохолдинг» продаст угольный актив в Казахстане за 23 млрд руб. Компания планирует найти покупателя до конца декабря: сделка, возможно, станет предтечей продажи нескольких ТЭС за Уралом, спроектированных под уголь Экибастузского бассейна.
◾️«Интер РАО» ищет новую штаб-квартиру: компания выкупила у девелопера Sminex часть делового квартала «Московский шелк» на Саввинской набережной в Хамовниках.
◾️Одна из «дочек» Росатома перезапускает в Ульяновске завод по производству лопастей, который ранее принадлежал Vestas. Проект дополнит технологическую цепочку Росатома, в активах которого также есть завод в Волгодонске, выпускающий оборудование для ветроустановок.

Про госрегулирование

◾️Тарифы на газ для электростанций будут повышены на 21,3% с июля 2025 г. Индексация станет еще одним проинфляционным фактором: ранее ФАС одобрила двузначную индексацию тарифов на покупку и передачу электроэнергии.
◾️Правительство перевело в «цифру» выдачу разрешений на эксплуатацию энергообъектов: теперь всю процедуру – от подачи заявлений до включения в реестр – можно будет пройти в электронной форме.
◾️Регулятор расширил перечень затрат, которые смогут включать сетевые организации в стоимость техприсоединения к электрической сети. Теперь в него входят расходы на подготовку и проверку выполнения техусловий, а также установку счетчиков электроэнергии и мощности.

Аналитика

◾️Темпы закрытия старых угольных ТЭС в России опережают ввод новых электростанций. Поэтому российские производители угля не смогут компенсировать экспортные риски за счет поставок на внутренний рынок
◾️Решение проблемы энергодефицита на Дальнем Востоке вовсе не обязательно приведет к росту экспорта электроэнергии в КНР. Приграничные районы Китая вводят в строй новые мощности, из-за чего потребность в импорте будет снижаться.
◾️Основным инструментом поддержки ВИЭ остается программа ДПМ, однако регулятору нужно подключать и другие механизмы, которые бы удешевляли стоимость электроэнергии для потребителей, а не приводили к дополнительным издержкам.

За рубежом

◾️Украина в нынешнем году увеличила импорт электроэнергии в четыре с лишним раза. Ровно 85% поставок обеспечили Венгрия, Словакия, Румыния и Польша, остальные 15% приходились на Молдавию и Бельгию.
◾️Несмотря на военно-политическое присутствие России в Сирии, российские энергокомпании за последнее десятилетие не успели осуществить в стране значимые инвестпроекты. Причина – не только в высоких рисках, но и в дефиците сырья для газовых ТЭС.
◾️Молдавская ГРЭС может остаться без газа в случае прекращения поставок по украинской ГТС. Это грозит дефицитом электроэнергии в Молдавии, особенно с учетом того, что восточноевропейские страны используют свободные мощности для экспорта электроэнергии на Украину.

Бонус-трек

◾️Дефицит квалифицированных работников не обошел стороной электроэнергетику. В нашей подборке – ключевые вакансии «Интер РАО», «Россетей», «Росатома» и других лидеров отрасли.

Турция может сократить импорт газа на 40% за счет строительства АЭС

📜 В 2025 г. Турция примет окончательно решение по проектам АЭС в Синопе и Фракии. Об этом сообщил министр энергетики страны Алпарслан Байрактар.

Если строящаяся АЭС «Аккую» расположена на юге Турции, то два новых заявленных проекта должны быть реализованы на севере и северо-западе страны.

📌 Лицензиаром технологий для обеих АЭС может стать Росатом, хотя за это право Госкорпорации придется побороться с корейской KHNP, которая была поставщиком реакторов для первой на Ближнем Востоке АЭС «Барака» (ОАЭ).

«Атом» вместо газа

Однако ввод новых АЭС может привести к сокращению спроса на российский газ, основным каналом поставок которого является одна из двух ниток «Турецкого потока» мощностью 15,75 млрд куб. м в год.

◾️Оценить потери можно на примере Белорусской АЭС, два энергоблока которой общей мощностью 2,4 ГВт позволяют экономить 5 млрд куб. м газа в год;

◾️Четыре энергоблока АЭС «Аккую» на 4,8 ГВт должны позволить Турции экономить 10 млрд куб. м газа в год. При удвоении мощности АЭС объем потенциальной экономии достигнет 20 млрд куб. м газа в год;

◾️Для сравнения: по данным турецкого регулятора, в 2023 г. общий импорт газа в Турцию, включая трубопроводные поставки и СПГ, достиг 50,5 млрд куб. м.

Тем самым, за счет строительства новых АЭС Турция может сократить импорт газа, по меньшей мере, на 40%.

❗️ При этом фактическое сокращение импорта может оказаться еще более серьезным, поскольку часть импорта будет замещаться с помощью поставок с месторождения Сакарья в турецком секторе Черного моря, где к 2028 г. добыча газа может достигнуть 9 млрд куб. м в год.

Почему российским производителям газовых турбин нужен субсидируемый экспорт?

❗️ Российский рынок газовых турбин столкнулся с дефицитом после ухода зарубежных поставщиков. «Силовые машины» задерживают поставку паросилового оборудования, что уже привело к переносу сроков модернизации Новочеркасской ГРЭС, которая должна была быть переведена с угля на газ. Это помогло бы решить проблему энергодефицита ОЭС «Юга».

В России на сегодняшний день есть, как минимум, две модели газовых турбин большой мощности: ГТЭ-170, которую планируется установить на Нижнекамской ТЭЦ в Татарстане, и ГТД-110М, с помощью которой должна была быть переоснащена Новочеркасская ГРЭС. Однако эти турбины только начинают получать коммерческое применение. Одним из первых примеров стала ТЭС «Ударная» в Краснодарском крае, на третьем энергоблоке которой установлена ГТД-110М.

🔄 Переход от штучного к серийному выпуску – пожалуй, самый трудный этап в производстве газовых турбин. Производителю нужно «набить руку», чтобы обеспечить надежные сроки поставок и должное постпродажное обслуживания. Для этой цели лучше всего иметь «полигон», где можно было бы опробовать новые решения без ущерба для основных потребителей.

◾️Самый простой пример – китайские производители авто на ДВС, которые сейчас могут опробовать новые модели на российском рынке, а затем предлагать самые эффективные решения на рынках с более высоким уровнем конкуренции.

◾️В случае с энергооборудованием таким полигоном могли бы стать рынки развивающихся стран, где Россия субсидирует установку атомных реакторов: например, строительство АЭС в Египте и Бангладеш осуществляется за счет госкредитов, покрывающих до 90% капзатрат.

Почему бы не использовать эти решения и для газовой генерации? Тем более что строительство газовых ТЭС кратно дешевле, чем ввод атомных реакторов: по оценке МЭА, ввод мощности АЭС в Китае сейчас обходится в пять раз дороже, чем ввод парогазовых установок ($2800 VS $560 на кВт).

🪙 Субсидируемый экспорт обеспечил бы эффект масштаба, за счет которого российские компании могли бы экономить издержки в производстве турбин высокой мощности. Это подготовило бы их к росту конкуренции на внутреннем рынке, который произойдет в случае возвращения зарубежных производителей.

Три энергоблока на 1,96 ГВт будут модернизированы до 2028 года

📜 «Системный оператор» опубликовал результаты конкурентного отбора проектов по модернизации мощности (КОММод). В предварительный перечень проектов, которые будут модернизированы до 2028 г., вошли:

◾️Два проекта «Юнипро»: замена паровых турбин на пятом энергоблоке Сургутской ГРЭС-2 (ХМАО) и первом энергоблоке Березовской ГРЭС (Красноярский край), которые работают на газе и угле соответственно;

◾️Девятый энергоблок Среднеуральской ГРЭС (Свердловская область), находящейся в собственности «ЭЛ5-Энерго»: здесь планируется замена паровой турбины и генератора, а также автоматических систем управления и других видов оборудования.

Общая мощность трех энергоблоков составляет 1,96 ГВт. Все они расположены на территории ОЭС Урала и ОЭС Сибири, где установленная мощность электростанций к началу 2024 г. достигла 53,3 ГВт и 52,4 ГВт соответственно.

Для сравнения: суточный пик потребления мощности в ОЭС Урала в 2023 г. составил 38,8 ГВт, а в ОЭС Сибири - 34,8 ГВт.

На АЭС в Казахстане будет построено не более двух энергоблоков

⚡️ Мощность АЭС в Алматинской области составит от 2 ГВт до 2,8 ГВт. Об этом сообщило Минэнерго Казахстана в сводке по итогам 2024 г.

Для сравнения: мощность каждого из четырех блоков АЭС «Эль-Дабаа», которую сейчас в Египте строит Росатом, составляет 1,2 ГВт. Поэтому АЭС на юге Казахстана будет насчитывать не более двух энергоблоков. Это затруднит создание международного консорциума, о котором ранее говорил президент Токаев.

📜 На поставку технологий для новой АЭС сейчас претендуют Росатом, китайская CNNC, французская EDF и южнокорейская KHNP. Скорее всего, Казахстану придется выбрать одного-единственного поставщика, а это навредит имиджевой составляющей проекта.

Как решить проблему неплатежей за электроэнергию на Северном Кавказе?

🪙 Северный Кавказ остается регионом с низкой платежной дисциплиной. Это видно по отчетности компании «Россети Северный Кавказ», которая наделена статусом гарантированного поставщика, обязанного продавать электроэнергию любым обратившимся потребителям.

Компания вынуждена формировать крупные резервы под «обесценение дебиторской задолженности», т.е. под долги за электроэнергию, которые будет сложно взыскать. По итогам первых 9 месяцев 2024 г. компания была вынуждена направить в резерв 6 млрд руб. Для сравнения: убыток по МСФО за тот же период составил почти 8,5 млрд руб.

⚡️ Одним из решений этой проблемы могло бы стать развитие автономной солнечной генерации. Для этого на Северном Кавказе есть два благоприятных условия: высокое среднегодовое количество ясных дней и наличие обширного частного сектора.

Во сколько обойдется переход на автономное энергоснабжение?

◾️По данным «Системного оператора», установленная мощность электростанций на Северном Кавказе составляет 7 ГВт;

◾️По оценке МЭА, ввод мощности PV-панелей в Китае – стране с самой низкой стоимостью оборудования для солнечной энергетики – составляет $670 на кВт;

◾️Соответственно, ввод 7 ГВт солнечных панелей обойдется в $4,69 млрд, или 483 млрд руб. (по текущему курсу).

На первый взгляд, достаточно внушительная сумма. Однако нужно учитывать, что:

◾️Ввод солнечных панелей приведет к снижению затрат компании «Россети Северный Кавказ» на покупку электроэнергии для последующей продажи потребителям: за первые 9 месяцев 2024 г. такие расходы составили 21,2 млрд руб.;

◾️Эти расходы более эффективны, чем та «скрытая» дотация потребителей, которая осуществляется сейчас: заказ на выпуск солнечных панелей обеспечит создание новых рабочих мест в российском энергомашиностроении.

Алексей Петренко возглавил «Техническую инспекцию ЕЭС»

📜 Алексей Петренко стал генеральным директором АО «Техническая инспекция ЕЭС». На этой позиции он заменил Павла Голубева, который теперь в должности исполнительного директора займется внедрением научно-технических разработок на объектах энергосистемы.

Петренко родился в 1977 г. в Екатеринбурге. Большую часть карьеры провел в Свердловском РДУ – филиале «Системного оператора», где прошел путь от специалиста службы электрических режимов до первого заместителя директора – главного диспетчера.

📌 В 2018 г. Петренко был назначен техническим директором АО «Техническая инспекция ЕЭС» и оставался в этой должности до декабря 2024 г.

Минэнерго: к 2050 году ископаемое топливо обеспечит свыше 80% первичного энергоспроса

📜 Доля нефти, газа и угля в глобальной структуре первичного потребления энергии к 2050 г. составит 82%, на долю ВИЭ будет приходиться 10%, а на долю «атома» - 8%. Это базовый сценарий, который заложен Минэнерго в проект Энергостратегии-2050.

Согласно прогнозу Минэнерго, «ВИЭ будут расти опережающими темпами», однако потребление энергии из возобновляемых источников к 2050 г. составит лишь 2,5 млрд тонн условного топлива (т.у.т.). Для сравнения: потребление нефти к 2050 г. достигнет 8,3 млрд т.у.т., газа – 6,5 млрд т.у.т., угля – 5,7 млрд т.у.т., а атомной энергии – ровно 2 млрд т.у.т.

❗️ Проектировки Минэнерго существенно более консервативны, чем прогнозы зарубежных компаний и агентств:

◾️Согласно инерционному сценарию BP, к 2050 г. общая доля нефти, газа и угля в первичном потреблении энергии составит 67%, а доля ВИЭ и «атома» – 31% и 2% соответственно;

◾️Сценарий «чистого нуля» (Net Zero 2050) предполагает, что доля нефти, газа и угля к 2050 г. сократится до 32%, тогда как доля ВИЭ достигнет 63%, а атомной энергии – 5%.

Несмотря на влияние энергетической моды на прогнозы BP, риски сокращения спроса на ископаемое топливо нельзя сбрасывать со счетов. Самый наглядный пример – электротранспорт: в августе 2024 г. спрос на автомобильный бензин в КНР снизился на 14% (год к году), в том числе из-за распространения электромобилей, доля которых в продажах новых легковых авто превысила 50%.

⚡️ При этом в Китае скачок в развитии ВИЭ происходит на фоне торможения темпов ввода угольных ТЭС и снижения доли угольной генерации, которая по итогам нынешнего года впервые за многие десятилетия опустится ниже 60%.

Электроэнергетика: глобальные тренды года

⚡️ Главным технологическим сдвигом года стал скачок в использовании систем хранения энергии. Согласно предварительной оценке МЭА, глобальные инвестиции в строительство накопителей по итогам 2024 г. достигнут $54 млрд, тогда как в 2021 г. объем капзатрат составлял лишь $11 млрд. В США ввод накопителей за первые 11 месяцев 2024 г. достиг 9,8 ГВт – это второй показатель среди всех источников энергии (после солнечных панелей).

Рост популярности накопителей во многом стал следствием энергокризиса начала 2020-х гг., когда ВИЭ не справлялись с резким ростом энергоспроса. Системы хранения энергии позволяют предотвратить риски энергоснабжения в условиях пасмурной и безветренной погоды. С их помощью также можно канализировать избыточную электроэнергию из ВИЭ, пик выработки на которых далеко не всегда совпадает с пиками спроса. Поэтому накопители становятся столь же неотъемлемой частью электроэнергетики, что и ремни безопасности в автомобилестроении.

📈 В нынешнем году продолжился бум солнечной генерации. По оценке Ember, глобальный ввод PV-панелей ускорился с 246 ГВт в 2022 г. до 459 ГВт в 2023 г. и 593 ГВт в 2024 г. Для сравнения: общая мощность действующих по всему миру АЭС к декабрю 2024 г. составляла почти 375 ГВт.

Скачок в распространении солнечных панелей связан с удобством их применения в быту, а также удешевлением технологий. По оценке Международного агентства по ВИЭ (IRENA), стоимость ввода PV-панелей сократилась на 86% в период с 2010 по 2023 гг. (c $5310 до $758 на кВт мощности). Сказывается и действие налоговых льгот: например, в США обязательства по подоходному налогу можно дисконтировать на 30% расходов на покупку и установку PV-панелей для личного пользования.

💡 Еще один тренд года – возвращение европейских цен на электроэнергию к многолетней норме. Например, в Германии средняя оптовая цена на электричество за неполный 2024 г. составила 80 евро за МВт*ч – это почти втрое ниже, чем в 2022 г., на пике энергетического кризиса (236 евро за МВт*ч). Несмотря на сезонные колебания, средние цены опустились ниже уровня 2021 г. (97 евро за МВт*ч).

Сказывается стабилизация цен на газ, которые в действующей модели регулирования играют ключевую роль для цен на электроэнергию. В 2022 г. страны ЕС перешли к вынужденной экономии природного газа в электроэнергетике, промышленности и жилищном секторе. Это снизило конкурентоспособность энергоемких отраслей промышленности, но привело к стабилизации энергорынка.

Росатом продал долю в урановом месторождении Казахстана

🪙 «Дочка» Росатома Uranium One продала 49,98% в совместном предприятии (СП) «Заречное», которое является оператором одноименного уранового месторождения на юге Казахстана.

Покупателем стала SNURDC Astana Mining Company, которая входит в структуру State Nuclear Power Technology Corporation (SNPTC), одного из трех госоператоров атомных электростанций в КНР. Сумма сделки могла составить до $400 млн.

📜 Вторым крупнейшим акционером месторождения осталась компания «Казатомпром». По ее оценке, запасы «Заречного» составляют 3,5 тыс. т. Для сравнения: запасы урана в Казахстане превышают 800 тыс. т, а объем добычи составляет чуть более 20 тыс. т в год (данные Всемирной ядерной ассоциации).

По сообщению «Казатомпрома», в ближайшее время Uranium One также продаст:

◾️30% в СП «Хорасан-U», которое осуществляет добычу урана на одном из участков месторождения Северный Харасан, запасы которого составляют 33 тыс. т;
◾️30% в ТОО «Кызылкум», которое осуществляет переработку урана.

Бенефициаром этих двух сделок станет China General Nuclear Power Corporation (CGN), которая также входит в «Большую тройку» операторов АЭС в Китае.

❗️ Де-факто, перечисленные сделки позволят расширить сырьевую базу SNPTC и SGN, которые пытаются составить конкуренцию China National Nuclear Corporation (CNNC), крупнейшему в Китае оператору атомных электростанций. Доступ к сырью особенно важен в условиях, когда цены на уран далеки от возвращения к многолетней норме.

Абхазия хочет обеспечить 10% электропотребления за счет бесплатных поставок из РФ

⚡️ Абхазия планирует бесплатно получить 327 млн кВт*ч электроэнергии из России в 2025 г. Соответствующий запрос был отправлен в Минэнерго РФ в октябре 2024 г. Однако ответа так и не поступило.

Для сравнения: объем потребления электроэнергии в Абхазии составляет не более 3 млрд кВт*ч в год. Основным источником энергоснабжения является Ингурская ГЭС мощностью 120 МВт, расположенная на границе с Грузией. Однако из-за низкого уровня воды в Ингурском водохранилище Абхазия минувшей осенью столкнулась с нехваткой электроэнергии.

🪙 Импорт электроэнергии из России позволяет Абхазии покрывать временные дефициты. Однако большая часть поставок осуществляется бесплатно.

По данным министерства экономики республики, с 2020 г. по октябрь 2024 г. было импортировано 2,9 млрд кВт*ч электроэнергии на 11 млрд руб., из них 10,1 млрд руб. пришлись на поставки на безвозмездной основе.

Электроэнергетика: проекты года

❗️ Главным ожидаемым событием года стало завершение строительства ТЭС «Ударная» на 560 МВт в Краснодарском крае. На третьем энергоблоке была впервые использована российская турбина большой мощности ГТД-110М. Чтобы наладить ее серийный выпуск, «Объединенная двигателестроительная корпорация» планирует построить новый сборочный комплекс в Ярославской области.

Три турбины ГТД-110М уже запланированы для модернизации Новочеркасской ГРЭС – одной из старейших электростанций Ростовской области, которая будет переводиться с угля на газ для преодоления энергодефицита в ОЭС «Юга».

🔄 В гидроэнергетике крупнейшим проектом стал ввод двух Белопорожских ГЭС общей мощностью 49,8 МВт (река Кемь в Карелии). Проект, реализованный в Карелии компанией «Норд Гидро», во многом символизирует рост интереса к малой гидроэнергетике.

Правда, строительство большинства малых ГЭС осуществляется не на севере России, а на Северном Кавказе. Только за последние годы здесь были введены в строй МГЭС «Большой Зеленчук» (1,26 МВт), Усть-Джегутинская МГЭС (5,6 МВт) и две Красногорские МГЭС общей мощностью 49,8 МВт.

📌 Крупнейшие зарубежные проекты с российским участием реализовались в атомной отрасли: в январе 2024 г. Росатом приступил строительству четвертого энергоблока АЭС «Эль-Дабаа», после ввода которого общая мощность электростанции составит 4,8 ГВт.

В конце года Госкорпорация завершила монтаж турбины на первом энергоблоке АЭС «Аккую» (Турция), который должен быть введен в эксплуатацию уже в следующем году.

«Эн+» поставила на паузу проект ВЭС на 1 ГВт

⚡️ «Эн+» приостановила проект ветропарка на 1 ГВт мощности, который компания планировала реализовать в Амурской области совместно с China Energy. Необходимые капзатраты оценивались в 100 млрд руб., строительство должно было занять не более четырех с половиной лет.

Ветропарк должен был увеличить экспорт электроэнергии из России в Китай на 3 млрд кВт*ч в год. Для сравнения: в 2023 г. объем поставок в КНР достиг почти 3,3 млрд кВт*ч, а по итогам первых девяти месяцев 2024 г. – 0,7 ГВт*ч.

💡 Сокращение экспорта в нынешнем году связано с дефицитом мощности на Дальнем Востоке. Приостановка проекта «Эн+» косвенно говорит о том, что для решения этой проблемы сложно будет привлечь инвестиции из КНР.

Впрочем, китайские инвесторы всегда были достаточно консервативны по отношению к проектам в РФ:

◾️По данным ЦБ, к началу 2022 г. на долю КНР приходилось лишь 0,5% накопленных прямых иностранных инвестиций в экономику РФ (более поздних данных нет);
◾️Объем вложений достиг лишь $3,3 млрд, из них $2 млрд приходилось на участие в капитале, а $1,3 млрд – на долговые инструменты.