Силовой остров

08.09.2021 Финам

«ЕвроСибЭнерго» направило «Иркутскэнерго» добровольное предложение о покупке акций публичной компании. Согласно оферте, «ЕвроСибЭнерго» намерена приобрести 581 578 802 акций (12,2% уставного капитала) «Иркутскэнерго» по цене 13,82 рубля за бумагу.

Срок принятия предложения истекает 17 ноября 2021 года.

21.04.2021 Переток.ру

En+ Group, основанная Олегом Дерипаской, фактически завершила выделение угольной (тепловой) генерации «Иркутскэнерго» в отдельную структуру – «Байкальскую энергетическую компанию» (БЭК), сообщил «Перетоку» 21 апреля глава энергетического дивизиона En+ Михаил Хардиков в кулуарах «Российского международного энергетического форума» (РМЭФ-2021), который проходит в Санкт-Петербурге. En+ до конца года планирует принять стратегическое решение и определиться, что делать с угольными станциями «Иркутскэнерго», переговоры о продаже которых сейчас не ведутся.

«Процесс (выделения угольных активов в БЭК – ред.) завершён на 99%: дооформляются некоторые разрешения, но компания уже фактически создана. Если говорить о стратегии, то да, действительно, мы рассматривали в качестве одной из возможных опций привлечение стороннего инвестора. Сейчас активных переговоров как таковых нет. При этом мы занимаемся этими активами, обновлением оборудования как с точки зрения надёжности, так и с точки зрения экологии, достаточно много наших проектов уже вошло в федеральную программу модернизации ТЭС», – заявил Михаил Хардиков.

«Каким будет стратегическое решение – сохранять в группе, выходить из этих активов – пока обсуждаем, конкретики пока нет. Советом директоров En+ поставлена задача выбрать оптимальную стратегическую опцию. Мы надеялись подойти к стратегическим развилкам в 2020 году, но, к сожалению, пандемия внесла свои коррективы. Рассчитываем подойти к вопросу в этом году, обсудить стратегические опции и понять в каком направлении дальше двигаться», – пояснил г-н Хардиков.

Тепловая генерация (3,8 ГВт) в структуре «Иркутскэнерго» сейчас полностью обособленна от гидроэнергетики (9 ГВт), экономически эти направления бизнеса не пересекаются и тепловой сегмент «Иркутскэнерго» вполне самостоятелен и жизнеспособен в рамках текущих тарифных решений, добавил глава энергодивизиона En+.

Отвечая на вопрос о перспективах перевода на газ угольной генерации «Иркутскэнерго», Михаил Хардиков отметил, что «все понимают, что мы анализировали возможность такого перехода».

«Вопрос централизованной газификации Иркутской области давно обсуждается, мы эту идею полностью поддерживаем, но есть определённые сложности по многим направлениям – и по созданию газовой инфраструктуры, и по модернизации электростанций… На долгосрочную перспективу мы считаем, что это одна из правильных опций. Как только начнётся реальное движение по газификации региона, тогда логично ставить вопрос о переводе угольной генерации на газ», – сказал Михаил Хардиков.

18.11.2020 ЗиО-Подольск

ПАО «ЗиО-Подольск» (входит в машиностроительный дивизион Росатома – АО «Атомэнергомаш») и компания En+ Group (ведущий вертикально интегрированный производитель алюминия и возобновляемой электроэнергии) подписали договор на выполнение работ в рамках программы ДПМ-2 по модернизации трех энергоблоков ТЭЦ-10 (г. Ангарск).

Договор предусматривает комплекс работ, направленный на повышение надежности оборудования станции и улучшение технико-экономических показателей действующих котлоагрегатов. В том числе обследование их каркасов, выдачу рекомендаций по модернизации, поставку нового оборудования и авторский надзор за монтажом.

В рамках контракта специалисты «ЗиО-Подольск» разработают проектную и конструкторскую документацию на модернизацию блоков, а также обеспечат поставку поверхностей нагрева для котлоагрегатов ПК-24 ст. № 4, 16, 13 ТЭЦ-10 общим весом порядка 1500 тонн. Они будут установлены взамен выработавших свой ресурс поверхностей теплообмена. Изготовление оборудования для первого энергоблока намечено на декабрь 2021 года.

Действующее котельное оборудование ТЭЦ-10, а именно паровые котлы ПК-24, было изготовлено на «ЗиО» и поставлено на станцию в 1960-е годы. Это позволит подольским машиностроителям максимально эффективно решать задачи по реконструкции и модернизации, шеф-монтажу и шеф-наладке, диагностированию и сервисному обслуживанию энергетического оборудования.

ТЭЦ-10 – одна из наиболее крупных тепловых электростанций En+ Group в Иркутской области. Она производит тепловую и электроэнергию для промышленных предприятий и населения Ангарска. Первый энергоблок был введен в эксплуатацию в 1959 году. Сооружение электростанции началось в 1956 году. Первый энергоблок был введен в эксплуатацию в 1959 году. В феврале 1962 года был введен в эксплуатацию последний, восьмой энергоблок.

18.11.2020 Иркутск Сегодня

<…> Напомним, что в этом сентябре En+ Group приступила к модернизации ТЭЦ-6 в городе Братске Иркутской области. Там для работ уже определен подрядчик — АО «РОТЭК». Стоимость контракта составляет почти 1,6 миллиарда рублей. На станции заменят цилиндр высокого давления турбины ПТ-60-130/13, топочные поверхности нагрева котлоагрегата БКЗ-320. Также установят новый электрофильтр. В результате мощность увеличится на 5 МВт. Работы завершат в 2022 году.

Как сообщалось ранее, En+ Group планирует до 2025 года модернизировать шесть ТЭЦ в Иркутской области. Помимо братской станции, обновят две ТЭЦ в Ангарске – ТЭЦ-9, ТЭЦ-10, а также ТЭЦ-11 в Усолье-Сибирском и Ново-Иркутскую ТЭЦ.

16.09.2020 РОТЕК

Компания En+ Group, ведущий вертикально интегрированный производитель алюминия и электроэнергии, приступает к модернизации генерирующих мощностей ТЭЦ-6, расположенной в городе Братске. Техническое перевооружение основного и вспомогательного оборудования на условиях «под ключ» проведет АО «РОТЕК». Стоимость контракта составляет почти 1,6 млрд рублей. Завершение работ запланировано на 2022 год.

В рамках модернизации будут заменены основные элементы оборудования станции: цилиндр высокого давления турбины ПТ-60-130/13, топочные поверхности нагрева котлоагрегата БКЗ-320, а также установлен новый электрофильтр. В результате мощность станции увеличится на 5 МВт.

Один из важнейших этапов модернизации продиктован стратегией En+ Group, предполагающей строгое следование всем экологическим стандартам. ТЭЦ-6 будет оборудована новейшим электрофильтром, который обеспечит максимально возможную на сегодняшний день степень улавливания золы. Инвестиции в модернизацию только фильтрационного оборудования составляют 260 млн рублей.

Михаил Хардиков, руководитель энергетического бизнеса En+ Group: «ТЭЦ-6 бесперебойно снабжает жителей Братска теплом и электроэнергией и имеет важное инфраструктурное значение. По итогам конкурса мы выбрали АО «РОТЕК», которое имеет хороший опыт в возведении и реконструкции крупных энергообъектов. Хотелось бы особенно подчеркнуть, что основой устойчивого развития нашей компании является своевременное обновление агрегатов и соблюдение всех экологических норм. Система очистки воздуха ТЭЦ-6 будет модернизирована современным оборудованием, со степенью очистки газов 99,2%. Совместно с АО «РОТЕК» мы тщательно продумали план технического перевооружения станции и уверены, что эти долгосрочные инвестиции обеспечат высокое качество энергоснабжения Братска».

Иван Панасюк, генеральный директор АО «РОТЕК»: «Модернизация ТЭЦ-6 для нас крайне важный проект. ТЭЦ-6 является важным элементом энергетической инфраструктуры региона, главным источником тепловой энергии для жителей и промышленности города Братска. Перевооружение генерирующего оборудования станет залогом надежной работы станции на долгие годы».

Иркутская ТЭЦ-6 – угольная тепловая электростанция (теплоэлектроцентраль) Иркутской области, расположенная в городе Братске и входящая в состав ПАО «Иркутскэнерго». ТЭЦ-6 поставляет электрическую энергию и мощность во вторую ценовую зону оптового рынка электрической энергии и мощности. Является основным источником тепловой энергии для системы централизованного теплоснабжения города Братска, включая Братский лесопромышленный комплекс, к территории которого примыкает ТЭЦ. Установленная электрическая мощность – 270 МВт, тепловая – 1529,3 Гкал/ч.

22.07.2020 ТАСС

Компания «Иркутскэнерго» оценивает в 1,4 млрд рублей перевод с угля на газ ТЭЦ-7 в городе Братске Иркутской области, где газификация является одним из мероприятий по снижению выбросов в атмосферу. Об этом в среду сообщили ТАСС в пресс-службе компании.

Братск, где расположены крупные промышленные предприятия, в том числе заводы группы «Илим» и компании «Русал», является одним из 12 городов России, которые вошли в федеральный проект «Чистый воздух» национального проекта «Экология». В этих городах должны быть реализованы комплексные планы мероприятий по снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух. Газификация стала одним из мероприятий по улучшению экологической обстановки в Братске.

«Предварительно в сумму более 1,4 млрд рублей без учета НДС оценивается перевод ТЭЦ-7 на газ. Ежегодно планируется потреблять более 100 млн куб. м газа. Перевод ТЭЦ-7 на газ — это очередной шаг к улучшению экологической ситуации в городе. Снижение валового выброса в атмосферный воздух составит 1,4 тыс. тонн», — сказал собеседник агентства.

Какой объем выбросов сейчас производит теплоисточник, в компании не уточнили. Перевести его на газ планируется к 2024 году. Иркутскэнерго уже выполнило технико-экономическое обоснование с расчетом инвестиций и операционных эффектов, готовится документация для проведения конкурса по выбору подрядчика для выполнения проектно-изыскательских работ. Компании предстоит модернизировать на ТЭЦ-7 котлы для сжигания газа, реконструировать здание, построить газовые сети на территории ТЭЦ, склад хранения резервного топлива и другую необходимую инфраструктуру.

Однако, как отметили в пресс-службе «Иркутскэнерго», остаются неясными несколько вопросов, которые не входят в компетенцию энергетиков. В частности, непонятно, когда будет построена газотранспортная инфраструктура от Братского газоконденсатного месторождения, неизвестны условия подключения к ней и возможная цена на газ с учетом его транспортировки до ТЭЦ-7.

ТЭЦ-7 обеспечивает теплоснабжение двух крупных жилых районов Братска с населением около 50 тыс. человек. Всего в городе проживают около 236 тыс. человек. Переводить на газ остальные три теплоисточника «Иркутскэнерго» в Братске пока не планируется. <…>

8.07.2020 Интерфакс

«Иркутскэнерго» определилось с подрядчиками реновации трех своих ТЭЦ в рамках программы модернизации мощностей в российской энергетике ДПМ-2, сообщается на сайте госзакупок.

Работы по модернизации ТЭЦ-6 (Братск), в том числе, с заменой турбины с увеличением мощности до 65 МВт выполнит АО «Ротек», цена контракта — 1,296 млрд рублей (без НДС).

По данным аналитической системы «СПАРК-Интерфакс», совладельцем АО «Ротек» (49% в капитале) является ООО «Ренова-Холдинг Рус» (структура ООО «Ренова»).

Модернизацией котлоагрегата на ТЭЦ-9 (Ангарск) займется ООО «Группа компаний «Сибирьэнергоинжиниринг», стоимость контракта составит 1 млрд рублей (без НДС).

ГК «Сибирьэнергоинжиниринг» зарегистрирована в Красноярске и принадлежит Анне Коледовой. Компания ранее выполняла работы для «Интер РАО» .

В свою очередь, ООО «ПО «Межрегионэнергосервис» по заказу «Иркутскэнерго» выполнит комплекс работ по модернизации котлоагрегата Иркутской ТЭЦ-11 (Усолье-Сибирское), стоимость контракта — 549,75 млн рулей.

ПО «Межрегионэнергосервис» зарегистрировано в Барнауле, компанией владеют Борис Мещеряков, Антон Кравченко, Виктор Черкесс. Компания ранее выполняли работы для ряда энергокомпаний, в том числе для «Квадры», «Кузбассэнерго», Евросибэнерго, «Интер РАО».

Во всех трех случаях цена заключенных контрактов выше начальной (максимальной) цены контракта, указанной в тендерной документации. В документации при этом отмечается, что договоры заключаются на условиях «Иркутскэнерго».

Ранее сообщалось, что модернизация ТЭЦ-6, -9 и -11 «Иркутскэнерго» была включены в тендеры, объявленные в конце 2019 — начале 2020 года. Однако на тот момент список объектов для модернизации в рамках ДПМ-2 был существенно шире: в тендеры также были включены лоты по модернизации ТЭЦ-10 (Ангарск, три лота) и Ново-Иркутской ТЭЦ (Иркутск, один лот).

Информации на сайте госзакупок о судьбе этих лотов нет. В «Иркутскэнерго» отказались от комментариев.

«Иркутскэнерго» — крупнейшая в России энергоугольная компания, включающая ТЭЦ и ГЭС, а также тепловые сети, угольные разрезы, транспортные предприятия, ремонтные заводы и обогатительную фабрику. В настоящее время «Евросибэнерго» контролирует более 90% акций «Иркутскэнерго».

07.02.2020 Коммерсантъ

«Иркутскэнерго» (подконтрольна En+) продолжает готовить свои угольные активы к продаже. Энергокомпания консолидирует угольные ТЭЦ на базе дочерней Байкальской энергетической компании (БЭК), которая, в свою очередь, контролирует разрезы «Востсибугля». БЭК выкупит ТЭЦ у «Иркутскэнерго» до 2024 года, верхняя планка стоимости активов составляет 27 млрд руб. Таким образом «Иркутскэнерго» выделяет все угольные активы в отдельную структуру для дальнейшей продажи. Основным претендентом на актив считается «Газпром энергохолдинг».

Акционеры «Иркутскэнерго» (через «Евросибэнерго» принадлежит En+) на внеочередном собрании 3 февраля одобрили продажу угольных ТЭЦ, земельных участков и теплосетей дочерней структуре БЭК, сообщила компания. Нижняя планка стоимости активов составляет 14 млрд руб., верхняя — 26,9 млрд руб. БЭК будет постепенно приобретать их до 2024 года четырьмя траншами: 40% суммы компания заплатит в 2020 году, затем каждый год будет платить по 20%, следует из материалов «Иркутскэнерго». Продажа активов может быть закрыта и раньше установленного срока.

В список отчуждаемого имущества, в частности, входят Ново-Зиминская ТЭЦ, Усть-Илимская ТЭЦ, Ново-Иркутская ТЭЦ, ТЭЦ-6 в Братске, ТЭЦ-9 и ТЭЦ-10 в Ангарске, ТЭЦ-11 в Усолье-Сибирском, ТЭЦ-12 в Черемхове, ТЭЦ-16 в Железногорск-Илимском. Вместе со станциями «Иркутскэнерго» продает оборудование, инфраструктуру и теплосети — всего около 3 тыс. объектов. Кроме того, компания передаст БЭК права пользования 927 земельными участками, стоимость их аренды для БЭК составит 3,77 млрд руб. в год.

Таким образом, после завершения сделки на базе БЭК будут консолидированы все угольные активы «Иркутскэнерго».

Так, сейчас под контролем БЭК находится «Востсибуголь», которому принадлежат шесть разрезов, служащих ресурсной базой для генерации (Азейский, Мугунский, Черемховский, Головинский, Жеронский и Вознесенский).

Выделение активов в отдельную структуру необходимо для ее дальнейшей продажи. Как сообщал “Ъ”, осенью 2019 года «Иркутскэнерго» вышла на рынок с предложением выкупить у нее угольные станции мощностью 3,8 ГВт и питающие ее разрезы (см. “Ъ” от 20 ноября 2019 года). Нижняя планка цены определена в 25 млрд руб. Сейчас, по данным “Ъ”, основным претендентом на актив является «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ). В декабре 2019 года гендиректор ГЭХ Денис Федоров сообщал, что компания общалась с «Иркутскэнерго» о возможном приобретении ТЭЦ.

11.09.2019 Сибирское информагентство (СИА) http://sia.ru/?section=5810

«Строительство гидростанций Ангарского каскада было очень важным событием в масштабах всей страны и нашло отражение в советском кинематографе, музыке и литературе. Жители Иркутской области, несомненно, знакомы с этой историей», – уверен Михаил Хардиков, генеральный директор компании «ЕвроСибЭнерго». В 2019 году объединенной Иркутской энергосистеме исполняется 65 лет. О том, как сегодня проходит масштабная модернизация энергетических объектов в Иркутской области, отразится ли это на уровне тарифов, о точках роста компании и о том, как поддержать престиж профессии энергетика, Михаил Хардиков рассказал на пресс-конференции, посвященной старту юбилейных мероприятий.

Михаил Хардиков, генеральный директор компании «ЕвроСибЭнерго

«Новая энергия» поможет обновить ГЭС

Для обеспечения надежности объектов электроэнергетики и повышения эффективности работы ТЭЦ и ГЭС «ЕвроСибЭнерго», входящая в En+ Group, ежегодно инвестирует миллиарды рублей.

Модернизация ГЭС – это один из ключевых инвестиционных проектов En+ Group. Масштабная программа обновления оборудования «Новая энергия», реализуемая на ГЭС Ангаро-Енисейского каскада, (Усть-Илимской, Братской, Иркутской и Красноярской), как рассказал Михаил Хардиков, рассчитана до 2046 года. Объем инвестиций с учетом ранее вложенных средств составит 21 млрд рублей до 2026 года.

Оценка дополнительных инвестиций до 2046 года в текущих ценах составляет около 34 млрд рублей. Модернизация, по словам руководителя «ЕвроСибЭнерго», позволит повысить коэффициент полезного действия оборудования, даст возможность снизить расходы на проведение ремонтных работ, улучшить рабочие характеристики агрегатов и станций в целом.

«В рамках программы «Новая энергия» производится комплексная замена не только основного оборудования, такого как гидроагрегаты и рабочие колеса, но и вспомогательного оборудования, – рассказал Михаил Хардиков. – Этот проект реализуется за счет собственных средств. После замены оборудования мы получаем дополнительную выработку электроэнергии, используя прежний объем воды. Это дает нам экономический эффект».

Госпрограмма позволит обновить ТЭЦ

Модернизация коснется и ТЭЦ, но процесс пойдет в рамках масштабной государственной программы. Михаил Хардиков рассказал, что проекты модернизации теплоэлектростанций En+ Group в 2019 году успешно прошли конкурентный отбор мощности на 2022-2024 годы. В настоящий момент подведены также предварительные итоги конкурентного отбора на 2025 год.

«В рамках госпрограммы по модернизации будет реализован глобальный проект модернизации ТЭЦ, – рассказал Михаил Хардиков. – От Иркутской энергосистемы было заявлено несколько проектов. Большая часть из них прошла через рыночный отбор, то есть показала свою экономическую эффективность. Модернизация оборудования на ТЭЦ связана не только с повышением надежности, но и с повышением экологической устойчивости станций».

По словам Михаила Хардикова, в Иркутской области одобрены проекты модернизации оборудования на ТЭЦ-9, ТЭЦ-10, ТЭЦ-11, Ново-Иркутская ТЭЦ. Это проекты с мощностью 735 МВт с вводом в 2022-24 годы. Кроме того, на Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики, право на модернизацию получил проект мощностью 65 МВт на ТЭЦ-6.

«Предварительные итоги конкурентного отбора проектов модернизации с вводом в 2025 году позволяют модернизировать в Иркутской области 260 МВт на ТЭЦ-10 и Усть-Илимской ТЭЦ, – пояснил руководитель «ЕвроСибЭнерго».

– С 2022 по 2025 год в рамках отобранных проектов по программе модернизации будут модернизированы 28% от установленной мощности ТЭЦ Иркутскэнерго, поставляющих мощность на ОРЭМ (Оптовый рынок электроэнергии и мощности России)».

Справка:

Отбор проектов в программу модернизации объектов электрогенерации проходит на конкурентной основе, по новой схеме, утвержденной в январе 2019 года Правительством РФ. Новый механизм призван привлечь новые инвестиции в техническое перевооружение станций. Программа предусматривает в период с 2019 по 2025 год ежегодное проведение отборов, по результатам которых будут определены порядка 39 ГВт модернизируемых генерирующих объектов в ценовых зонах оптового рынка и около 2 ГВт в неценовых зонах оптового рынка.

«Средства на модернизацию пойдут с оптового рынка»

Михаил Хардиков заверил, что модернизация оборудования не отразится на тарифах для населения.

«ГЭС продают электроэнергию на оптовый рынок, а не на розничный, – пояснил он, – тарифы для населения регулируются отдельно, они никак не связаны с ценообразованием для гидроэлектростанций. Что касается модернизации тепловых станций, это специальный механизм, который сейчас реализует государство. Средства на него также пойдут с оптового рынка, на розничных потребителях тепловой энергии это не отразится».

«Новое жилье, майнинг и новые заводы требуют новых энергомощностей»

Отвечая на вопрос портала SIA.RU о точках роста, Михаил Хардиков рассказал о том, что компания «ЕвроСибЭнерго» ожидает роста энергопотребления в Иркутской области.

«Что касается миграции населения, судя по энергопотреблению, мы не видим глобального оттока из области. Более того, если посмотреть на Иркутск, и особенно на пригород, здесь есть перспективы развития для электрических сетей, потому что строится новое жилье, которое требует новых энергомощностей. Мы модернизируем и имеющиеся подстанции, которые перестают справляться с увеличивающейся нагрузкой.

В Иркутской области есть и другие перспективные проекты. Например, история с майнингом криптовалют. Она продолжается, и эта тема очень энергозатратная, а на территории Иркутской области сохраняются самые низкие тарифы в стране. Мы ощущаем здесь рост энергопотребления.

Со стороны промышленности мы тоже видим рост спроса. Наша компания находится в постоянном контакте с крупными потребителями электроэнергии в нефтяной, химической сфере. Насколько нам известно, у них нет планов по сокращению производства, наоборот – у ряда компаний есть программы развития, новые проекты.

Кроме того, в скором времени мы ожидаем появления на территории Иркутской области очень крупного потребителя электроэнергии – Тайшетский алюминиевый завод, запуск которого планируется к концу 2020 года».

«Мы поддерживаем престиж профессии»

В объединенной энергосистеме Иркутской области работают свыше двадцати тысяч сотрудников. Все они могут пользоваться программой социальной поддержки, разработанной в En+ Group, тем не менее, Михаил Хардиков признал, что с кадрами есть проблема.

«К сожалению, престиж инженерной специальности в конце 1990-х – 2000-х годов сильно снизился, – признал Михаил Хардиков. – Дело не столько в зарплатах: начинать карьерный путь нужно рабочим в цехе, и не каждый молодой человек готов на это. Но мы стараемся поддерживать престиж профессии. Для нас работа с кадрами – это одно из приоритетных направлений развития.

Мы реализуем крупные программы с учебными заведениями и программы для молодых специалистов по жилью в отдаленных районах области, где у нас есть электростанции. Разрабатываем программы карьерного роста, чтобы сотрудники могли расти в компании.

Сотрудники – это главный ресурс и богатство En+, поэтому мы выделяем значительные средства на социальные льготы сотрудникам энергопредприятий группы. Так, в 2018 году в Иркутской области на эти цели было направлено 564 миллиона рублей».

Руководитель «ЕвроСибЭнерго» рассказал, что для всех сотрудников энергетических предприятий действует система добровольного медицинского страхования, при необходимости они могут пройти лечение в специализированных лечебных учреждениях, отдохнуть в санаториях и на курортах. Компания предоставляет сотрудникам детские оздоровительные путевки, выделяет ежемесячную материальную помощь или матпомощь к отпуску, выдает беспроцентные ссуды тем, кто попал в беду, оформляет скидки на оплату электроэнергии неработающим пенсионерам, а также компенсирует аренду жилья молодым сотрудникам.

«Развиваем регионы, в которых мы находимся»

На реализацию социальной политики в Иркутской области En+ Group направляет около 500 млн рублей. В приоритете – экология, спорт и образование. En+ Group поддерживает ХК «Байкал-Энергия» и организует проект «На лыжи!», а также проводит главный сибирский технологический фестиваль «РобоСиб».

«С 2011 года En+ Group реализует комплексную программу по защите озера Байкал и заповедных территорий РФ от неблагоприятных экологических воздействий, – рассказал Михаил Хардиков. – В программу входят экологические, социальные, научные, образовательные и просветительские проекты – в т.ч., волонтерская акция «360», «Экологический автобус», Школа экологического предпринимательства, «Байкальский калейдоскоп», реализуемые в партнерстве с ведущими некоммерческими обществами и ассоциациями Иркутской области.

Все эти проекты отражают наше стремление фокусироваться не только на развитии основного производства, но и поддерживать устойчивое развитие регионов, где мы находимся».

Справка:

История единой Иркутской энергосистемы началась в октябре 1954 года, когда в соответствии с указом президиума Верховного Совета СССР, было организовано районное энергетическое управление «Иркутскэнерго».

За 65 лет существования генерирующие предприятия (все ТЭЦ и ГЭС Иркутской области) выработали почти 3 триллиона кВтч. Для сравнения – выработка электроэнергии во всей Российской Федерации в 2018 году составила 1,092 триллиона кВт.ч, а потребление электроэнергии всей страны в 2018 году составило 1,076 триллиона кВт.ч. (по данным «Системного оператора Единой энергосистемы» (ЕЭС) РФ).

Объединенная энергосистема Иркутской области сегодня представлена энергетическими предприятиями, входящими в состав En+ Group:

– Тремя ГЭС: Братской, Усть-Илимской и Иркутской. Их общая установленная электрическая мощность – более 9 000 мегаватт. Выработка электроэнергии в 2018 году составила 36,8 миллиарда киловатт-часов.

– Девятью тепловыми электростанциями. Общая тепловая мощность – 11 678 гигакалорий в час, установленная электрическая мощность – 3 890 мегаватт. В 2018 году отпуск теплоэнергии составил 21 миллион гигакалорий, выработка электроэнергии – 13 миллиардов киловатт-часов.

– Иркутской энергосбытовой компанией, которая обслуживает 34 тысячи юридических лиц и 1,4 миллиона физических лиц (потребителей электрической энергии).

– тепловыми сетями, общая протяженность которых 1 715 км.

– более 20 тысячами сотрудников.

En+ Group — ведущий вертикально интегрированный производитель алюминия и электроэнергии. Компания объединяет электрогенерирующие активы установленной мощностью 19,6 ГВт (включая 15,1 ГВт гидроэнергетических активов) и алюминиевые производства годовой мощностью 3,9 млн т (через контрольную долю в ОК РУСАЛ, крупнейшем в мире производителе первичного алюминия за пределами Китая по объемам за 2017 год).

В первом квартале 2019 года консолидированная выручка группы составила около $2,8 млрд (более $3,4 млрд в январе-марте 2018 года), чистая прибыль – $409 млн ($667 млн в первом квартале 2018 года). Общая выработка электроэнергии в январе-марте 2019 года – 19,2 млрд кВт⋅ч (первый квартал 2018 года — 17,6 млрд кВт⋅ч). Производство алюминия в первом квартале 2019 года составило 928 000 т (январь-март 2018 года – 931 000 т).

28.05.2019 Коммерсантъ № 90 https://www.kommersant.ru/doc/3982899

Обновление старых ТЭЦ дорого обойдется потребителям электроэнергии.

Минэнерго ответило на критику энергорынка, разработав такие критерии «ручного» отбора проектов модернизации на правкомиссии по электроэнергетике, которые позволят его пройти именно старым ТЭЦ — общей мощностью порядка 1,78 ГВт. Но эти инвестпроекты будут крайне дорогими для энергорынка — 63,5 млрд руб., по оценкам аналитиков, то есть они стоят почти в пять раз больше тех, что отобраны на конкурсе.

В предварительный перечень проектов, которые могут пройти фильтр критериев Минэнерго в рамках квоты правкомиссии по электроэнергетике, могут попасть объекты мощностью 1,78 ГВт. Всего, как следует из материалов правкомиссии (есть у “Ъ”), были поданы заявки по 64 объектам мощностью 10,1 ГВт, в том числе 12 проектов с установкой газотурбинных установок (ГТУ).

Речь идет о текущем отборе проектов модернизации старой генерации на 2022–2024 годы объемом 11 ГВт. Отбор проектов на правкомиссии — второй, но наиболее дорогостоящий этап борьбы инвесторов, где до 1,65 ГВт (15% от квоты) будут отбираться в ручном режиме. На первом этапе — конкурсном отборе, при квоте в 9,35 ГВт были отобраны 8,6 ГВт, из них 60% (5,1 ГВт) ушло к «Интер РАО», остальные объемы у «Газпром энергохолдинга» (ГЭХа), «Юнипро» и «Иркутскэнерго». По итогам конкурса Минэнерго критиковали за то, что в основном отсев прошли ГРЭС крупнейших генераторов, а старые ТЭЦ и угольные станции, наиболее остро нуждавшиеся в обновлении, остались без поддержки рынка. По оценке «Совета рынка», совокупная стоимость этих проектов составит 61,5 млрд руб.

Набор критериев отбора для правкомиссии, разработанный Минэнерго, позволит устранить этот дисбаланс: преимущественно могут отобраться старые ТЭЦ, а круг инвесторов расширится. В частности, в первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал) могут быть модернизированы энергоблоки на Пермской ТЭЦ-9 (два энергоблока на 190 МВт) и на Ижевской ТЭЦ-2 (125 МВт) «Т Плюс». Будут менять оборудование на Автовской ТЭЦ (236 МВт) ТГК-1 (подконтрольна ГЭХу), Краснодарской ТЭЦ (450 МВт) ЛУКОЙЛа, Нижнекамской ТЭЦ (195 МВт) «Татнефти» с установкой ПГУ, блок на 50 МВт на Невинномысской ГРЭС «Энел Россия» и на 130 МВт на Смоленской ТЭЦ-2 «Квадры».

Во второй ценовой зоне (Сибирь) в программу модернизации могут попасть Красноярская ТЭЦ-1 (два блока 160 МВт) и ТЭЦ-3 (185 МВт) Сибирской генерирующей компании (СГК, подконтрольна СУЭК Андрея Мельниченко), а также Иркутская ТЭЦ-6 (65 МВт) «Иркутскэнерго» (подконтрольна En+). Вовсе без проектов модернизации из крупных энергокомпаний остался финский Fortum, который не подал ни одной заявки. Устанавливать ПГУ собирался, например, ГЭХ на Ставропольской ГРЭС, «КрымТЭЦ» на Симферопольской ТЭЦ и Камыш-Бурунской ТЭЦ, «Интер РАО» на Каширской ГРЭС и Южноуральской ГРЭС, «Татэнерго» на Заинской ГРЭС, но их заявки, вероятно, не будут удовлетворены.

Минэнерго предложило отбирать проекты на основании набора критериев, где у каждого из них — экономика проекта, намерение модернизировать теплофикационный блок, экология, инновации, критическое состояние оборудования — свой вес.

Эти критерии Минэнерго начало вырабатывать уже после того, как были собраны заявки участников.

По оценке Владимира Скляра из «ВТБ Капитала», стоимость объектов, которые могут пройти квоту правкомиссии, по объему инвестиций оказалась больше, чем в конкурсной — 63,5 млрд руб., при этом установленная мощность этих проектов в шесть раз меньше. Средний CAPEX в квоте правкомиссии, по его оценке, в пять раз выше, чем в конкурсном отборе: 36,607 тыс. руб. за кВт против 7,153 тыс. руб. за кВт. «Эти проекты направлены на глубокую модернизацию и замену большинства ключевых механизмов, конкурс — на фундаментальный капитальный ремонт»,— считает он. Наиболее высокий CAPEX — 124 тыс. руб. за кВт — в заявке СГК по Красноярской ТЭЦ-3: это почти половина от стоимости модернизации в Сибири. В «Сообществе потребителей энергии» считают, что Минэнерго предлагает «надуманные, нормативно не закрепленные и не имеющие отношения к целям модернизации ТЭС критерии отборов», с помощью которых отбираются неэффективные проекты, нацеленные на субсидирование расходов в смежных сферах — теплоснабжении, охране окружающей среды и пр.

08.04.2019 Переток.ру http://peretok.ru/articles/strategy/20313/

Снижение цен на энергию модернизируемых электростанций на 30–40% от прогнозного уровня является главным показателем эффективности программы обновления тепловой генерации, стартовавшей в России, считают в правительстве. Опасения больших нагрузок на потребителей не оправдались, заявил 5 апреля на коллегии Минэнерго глава министерства Александр Новак. Ключевые игроки рынка не согласны с ТГК-2, чьи ТЭЦ проиграли отбор: через два дня после обнародования предварительных результатов региональный генератор предложил пересмотреть итоги конкурентного отбора мощности на модернизацию (КОММод). Впрочем, корректировки общего плана всё же необходимы: энергетики по-прежнему не видят необходимости в дорогостоящей разработке газовых турбин большой мощности (ГТБМ), которые пока не производятся в России. Дешевле и эффективнее локализовать производство уже имеющихся образцов в сотрудничестве с зарубежными партнёрами, вновь выразил коллективную позицию крупных генераторов глава «Газпром энергохолдинга» (ГЭХ) Денис Фёдоров.

Коллегия Минэнерго, случившаяся 5 апреля, прошла через три дня после завершения приёма ценовых заявок в рамках КОММода. 3 апреля «Системный оператор» опубликовал предварительный перечень проектов, прошедших отбор, и мероприятие в Минэнерго стало первым, где члены правительства комментировали его результаты. Вице-премьер Дмитрий Козак поблагодарил Минэнерго за проделанную силами «компактного коллектива» работу.

– Мы приступили к реализации масштабной программы модернизации тепловой энергетики: все нормативные акты приняты, необходимо обеспечить исполнение плана, реализовать прозрачные конкурсные процедуры, – заявил Дмитрий Козак.

1–2 апреля «Системный оператор» провёл приём ценовых заявок в рамках стартового отбора проектов в программу модернизации ТЭС. В течение 10 лет по программе планируется обновить до 39 ГВт (ещё 2 ГВт составляет дополнительная квота неценовых зон), объём инвестиций составит до 1,9 трлн рублей. Первый отбор проводился сразу на три года с вводом модернизированных ТЭС в 2022–2024 годах (3 ГВт, 4 ГВт, 4 ГВт). 15% ежегодного объёма (4 ГВт со второго года) составляет квота правительственной комиссии по развитию электроэнергетики, остальной объём делится в пропорции 80% – 20% между проектами в первой и второй ценовых зонах (1 ЦЗ (Центр и Урал) и 2 ЦЗ (Сибирь)). Проекты, не прошедшие КОММод, могут быть включены в программу по квоте правкомиссии.

В предварительный перечень проектов и генобъектов, подлежащих отбору в ходе КОММода, вошли 30 проектов суммарной установленной мощностью 8,61 ГВт, объём заявок составил почти 22 ГВт. Право модернизировать 5,1 ГВт из 8,6 ГВт (60%) получило «Интер РАО», также в предварительный список вошли объекты «Юнипро» (19% квоты), «Иркутскэнерго» (9%), ГЭХ (6%) и «Сибирской генерирующей компании» (4%).

О первых результатах анализа эффективности выбранной схемы при отборе проектов обновления ТЭС рассказал Александр Новак.

– Отбор проектов уже проводится на конкурсной основе. В программу входит высоковостребованное оборудование с высокими показателями износа. Самый главный критерий – минимизация стоимости энергии, вырабатываемой после реализации проектов, для потребителей. Два дня назад были подведены (предварительные – ред.) итоги конкурса на 2022–2024 годы. Мы планируем к маю рассмотреть результаты на правительственной комиссии и принять окончательные решения по перечню. Но конкурс уже состоялся и показал эффективность: были значительно сокращены расценки относительно плановых, не оправдались ожидания больших нагрузок на потребителей – расходы на модернизацию (по итогам конкурса – ред.) были снижены на 30–40%, – заявил глава Минэнерго.

Теми же данными оперировал и глава Минэкономразвития Максим Орешкин, выступивший на коллегии.

– Основной результат программы новой программы ДПМ – уже случившееся в результате конкурсного отбора падение цен на 30–40% ниже ожиданий. Это наглядно показывает, что спрос на этот механизм на рынке очень высокий, при этом он позволяет существенно снижать расходы потребителей, – сказал г-н Орешкин.

Представляя предварительные результаты конкурса, «Системный оператор» сообщил, что «диапазон изменения коэффициента эффективности отобранных генерирующих объектов (показателя, по которому осуществлялся отбор проектов модернизации, и характеризующего уровень одноставочной цены на электрическую энергию в период поставки) составил в первой ценовой зоне оптового энергорынка (1 ЦЗ, Центр и Урал) от 1600 до 1782,77; во второй ценовой зоне (2 ЦЗ, Сибирь) – от 1640,13 до 2227,07». Заявки с уровнем одноставочной цены в 1,7–2 тыс. рублей за 1 МВт/ч оказались чуть ниже ожиданий в 2–2,3 тыс. рублей за 1 МВт/ч, говорил «Коммерсанту» Владимир Скляр из «ВТБ Капитала».

Впрочем, конкурсное снижение цен устроило не всех генераторов. В пятницу стало известно, что ТГК-2 (выставляла на КОММод четыре проекта обновления своих ТЭЦ суммарной стоимостью 22 млрд рублей, ни один не прошёл) предлагает пересмотреть итоги отбора из-за того, что основной объём «залповой» квоты оказался распределён между конденсационными станциями (ГРЭС), а не ТЭЦ. Остальные игроки сектора с таким подходом не согласны: все участники находились в равных условиях, которые были объявлены заранее; ключевым критерием стала именно финальная цена для потребителя после обновления мощностей. Кроме того, заведомо более дорогие, но важные для энергосистемы или регионов проекты также будут попадать под модернизацию – для этого предусмотрена квота правкомиссии, которая в процессе разработки программы была увеличена с 10 до 15%.

– Основным достижением данного отбора является низкий уровень цен на модернизацию (в три раза ниже price cap), который стал результатом жёсткой конкуренции производителей. Мы наблюдаем подобные результаты работы рыночных механизмов и в РСВ, и в последнем отборе проектов ВИЭ. Естественно, что результаты по-настоящему конкурентного отбора по определению не могут устраивать всех участников, – заявили в Совете производителей энергии.

Перспективы конкуренции

Исходя из позиции основных игроков сектора и руководства регуляторов, ожидать пересмотра итогов «залпового» отбора вряд ли стоит. Но дальнейшее обсуждение корректировки программы неизбежно: так, доходность планируется устанавливать перед каждым отбором – для проектов стартовой трёхлетки она составила 14% (с «привязкой» к ставке ОФЗ). Ещё один вопрос, на обсуждении которого настаивают энергетики, – необоснованность и неэффективность разработки отечественных ГТБМ на фоне масштабного падения спроса на них в мире. Кабмин уже объявил о проведении в этом году конкурса на разработку российских газовых турбин «с нуля». Из бюджета на проект в порядке софинансирования планируется выделить 7 млрд рублей, ещё минимум столько же должен будет вложить частный инвестор. Основным претендентом на получение госзаказа считаются «Силовые машины» Алексея Мордашова. Генераторы в рентабельности проекта сомневаются, прежде всего из-за недостаточности ёмкости внутреннего рынка.

– Предложения (по созданию отечественных ГТБМ – ред.) не выдерживают никакой критики, вне зависимости от того, выделите вы на них 7 млрд рублей или нет: за 20 лет её (газовую турбину – ред.) не сделали и ещё за 20 лет не сделают, – заявил выступивший на коллегии глава ГЭХ Денис Фёдоров. – У нас есть две самые большие тепловые компании – мы и «Интер РАО». ГЭХ без всяких госинвестиций готов сформировать якорный заказ и выступить компанией, которая, например с Siemens, локализует эту турбину. Мы готовы в том числе выкупить долю СТГТ у второго акционера («Силовых машин» – ред.). По плану (правительства о разработке собственных турбин – ред.) надо произвести 22 турбины с 2025 по 2032 год – я считаю, что, если мы говорим про большие турбины, это фактически нереализуемая задача. Мы не ставим амбициозные цели, а фактически вводим в заблуждение руководство, потому что такого заказа нет. Но мы как ГЭХ готовы сделать заказ на 10–12 больших турбин, и производители готовы этот объём локализовать.

В качестве успешного примера подобного решения г-н Фёдоров привёл уже созданное СП ГЭХ и Siemens по производству вакуумных выключателей. Компании «договорились сами, безо всяких решений Минпромторга», отметил глава энергокомпании: к 2022 году 75% этой продукции будет производиться внутри страны. «Аналогичные решения нужны и по турбинам большой мощности», – резюмировал он.

Локализацию считают более перспективным путём и в «Интер РАО» – группы, получившей 60% конкурсной части квоты первого стартового отбора. В конце марта предправления компании Борис Ковальчук сообщил, что генератор базово договорился с «Ростехом» и GE о будущем действующего совместного предприятия (СП): оно должно стать базой для локализации производства ГТБМ (при этом структура «Ростеха» выйдет из СП). «Интер РАО» и GE сейчас обсуждают возможные варианты трансфера технологий, среди которых покупка лицензий или оформление через долю в СП.

Фактически на рынке формируется два конкурентных предложения: локализация турбин Siemens, партнёром которого вместо «Силмаша» (претендующего на госзаказ на разработку собственных турбин) готов выступить ГЭХ, либо разворачивание производства аналогичной продукции GE при поддержке «Интер РАО». Оба проекта находятся примерно в равных условиях: генераторы-партнёры способны обеспечить значительную часть заказа на газовые турбины и обладают базовыми площадками для организации производства. Реализовывать оба – бессмысленно, признавали главы «Интер РАО» и ГЭХ в кулуарах КЭФ. Проекты – прямые конкуренты, но в этом суть предложений энергетиков: в результате соперничества на рыночных условиях будет реализован наиболее эффективный вариант с точки зрения экономики. Таким образом, инвестиции в локализационное производство дадут максимальную отдачу, а генераторы получат эффективное оборудование за минимальные для потребителей деньги. Вероятность того, что один из проектов в итоге будет реализован, крайне высока: новые газовые турбины будут востребованы рынком в объёме, рентабельном для локализации, но экономически неэффективном для собственных разработок, следует из выкладок правительства и расчётов энергетиков. Опыт предыдущих попыток разработки собственных ГТБМ в России также нельзя признать удачным.

Открытым остаётся и вопрос дополнительной финнагрузки на потребителей ОРЭМ в виде доплаты за мощность станций, на которых будут обкатываться российские турбины после их разработки. «Силмаш» хотел бы сам или в сотрудничестве с партнёром построить экспериментальную ТЭС на 1,4 ГВт в рамках механизма конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ) для опробования образцов газовых турбин, заявлял в декабре гендиректор «Силмаша» Тимур Липатов. В феврале тогда ещё первый замглавы Минэнерго Алексей Текслер (сейчас – врио губернатора Челябинской области) говорил журналистам, что правительство планирует изменить правила проведения отбора проектов, которые могут быть реализованы в рамках КОМ НГ, разрешив строительство инновационных ТЭС в энергобездефицитных регионах. Сроки принятия поправок и возможного проведения такого отбора г-н Текслер не уточнял. Экспериментальные мощности обойдутся рынку существенно дороже модернизационных, признают все заинтересованные стороны.