Рубрика "Инфраструктура"

 
Транспортабельные тепловые электростанции средней мощности: бизнес-модели и перспективы применения на розничном рынке электроэнергии
Артем Глотов, Генеральный директор АО «Мобильные ГТЭС»
Валерий Зубков, Заместитель главного инженера по производству АО «Мобильные ГТЭС»
Юрий Иванов , Советник ООО «Национальная топливная компания»
Елена Фатеева , Первый заместитель председателя правления Ассоциации ГП и ЭСК
Ольга Юрчук, Директор по развитию АО «Первая розничная генерирующая компания»
Перспективы развития зарубежных рынков услуг транспортабельных тепловых электростанций (ТТЭ) средней мощности связаны с созданием энергетической инфраструктуры на осваиваемых территориях и обусловлены возможностью достижения приемлемой эффективности инвестиций. Распространенная за рубежом модель коммерческого применения таких электростанций — Independent Power Producer (независимый производитель электроэнергии). В РФ транспортабельные тепловые электростанции используют в составе изолированных энергосистем, а также в качестве аварийных и резервных источников энергоснабжения. В статье представлены результаты анализа существующих бизнес-моделей и возможностей применения транспортабельных тепловых электростанций средней мощности на розничном рынке электрической энергии, а также основные технико-экономические требования к ним.
Энергоснабжающая самобалансирующая организация — действенная перспектива развития розничного рынка электроэнергии
Ксения Дацко , Советник заместителя председателя правления АО «СО ЕЭС»
При общем избытке электроэнергии, генерируемой в Единой энергосистеме России, пропускная способность изношенной сетевой инфраструктуры не позволяет дешево и быстро присоединять к сети общего пользования новых промышленных потребителей. По этой причине, а также из-за высокой доли расходов1 на транспортировку электроэнергии по сетям общего пользования промышленные потребители все чаще интересуются возможностями распределенной энергетики.

Крупные промышленные потребители давно открыли для себя эффективное энергоснабжение производства путем строительства собственных энергетических центров. Построив энергоцентр, они самостоятельно управляют своим энерго­снабжением и, главное, экономят на транспорте электроэнергии.

Средние и малые потребители не могут себе позволить содержать и эксплуатировать собственный энергоцентр и стремятся переложить бремя владения и эксплуатации, а также связанные с ними риски на профессиональных энергоинвесторов. Однако именно в этот момент проявляются ограничения действующего законодательства для розничного рынка электроэнергии, на основании которых розничные генерирующие объекты могут быть классифицированы по признаку владения. Потребитель — собственник генерирующего объекта избавлен от необходимости оплачивать сетевой тариф за передачу электроэнергии от энергоцентра до своих энергопринимающих устройств. Если же энергетический центр принадлежит независимому инвестору, потребитель обязан оплатить сетевой тариф за транспортировку. С точки зрения рынка такие ограничения в отношении энергоцентров, построенных для целей энергоснабжения одного или нескольких промышленных потребителей, являются явной дискриминацией.
Практика формирования сетевыми организациями объемов безучетного потребления электроэнергии
Александр Райсих, Советник председателя правления Ассоциации ГП и ЭСК
Со стороны сетевых организаций массово практикуется составление актов безучетного потребления электроэнергии по причине пропуска сроков поверки приборов учета, в результате чего потребителю предъявляются требования об оплате ресурса, объемы и стоимость которого многократно выше реальных. Проблема принимает угрожающий характер для финансового состояния ряда потребителей и гарантирующих поставщиков.

В последнее время сетевые организации завышают объемы безучетного потребления электрической энергии путем составления актов о неучтенном потреблении из-за истечения межповерочного интервала измерительных трансформаторов тока и (или) трансформаторов напряжения, входящих в состав системы учета (измерительного комплекса) потребителя. В большинстве таких случаев просрочка поверки одного из элементов измерительного комплекса фактически не влечет за собой искажения данных об объеме потреб­ления электроэнергии — аккредитованные организации впоследствии составляют заключения о пригодности средств измерений для учета.

Однако зачастую такие доводы сетевыми организациями не принимаются. Это говорит о том, что сетевые организации не стремятся к поиску реальных причин возникновения сверхнормативных потерь, а заинтересованы только в формальном исполнении требований по их снижению любым способом и получении соответствующего вознаграждения.
Система теплоснабжения по всей стране давно нуждается в технологическом обновлении
Алексей Титов , Эксперт
Система теплоснабжения в России создавалась более 50 лет назад. Производители оборудования декларируют срок службы одного котла около 25 лет, хотя это, конечно, зависит в том числе от условий эксплуатации, качества воды и схемы подключения котлов к тепловым сетям. Неудивительно, что в настоящее время состояние отечественной теплоцентрали оценивается как критическое.

Согласно данным Минстроя России, в целом по стране с начала 2016 г. зафиксировано 261 нарушение, повлекшее за собой отключение от коммунальных услуг либо снижение параметров по их обеспечению. И самый высокий уровень аварийности демонстрирует сфера теплоснабжения (48%), в ней произошло 125 нарушений (33 инцидента и 92 аварии). Наибольшее количество технологических нарушений в теплоснабжении зафиксировано в Санкт-Петербурге, Смоленской и Тверской областях. В пятерке «лидеров» также Ивановская и Московская области. В тройку регионов, где произошло больше всего нарушений в сфере горячего водоснабжения, вошли Смоленская область, Санкт-Петербург и Тверская область.
По завершении осенне-зимнего периода
В апреле завершился осенне-зимний период 2016—2017 гг. Энергетики подвели его итоги на традиционном Всероссийском совещании «Об итогах прохождения ОЗП субъектами электроэнергетики». Работой совещания руководил министр энергетики Российской Федерации А. Новак. В мероприятии приняли участие представители министерств и ведомств, депутаты Государственной думы РФ, представители региональных администраций, руководители крупнейших компаний энергетического комплекса страны.

В отчетном периоде было зафиксировано увеличение максимума потребления энергетической мощности до 151,2 ГВт, что больше показателя предыдущего периода на 1,3%. Также возросли выработка и потребление электроэнергии. Согласно данным Системного оператора, потреб­ление электроэнергии в ЕЭС России в отчетном периоде увеличилось на 2,6% по сравнению с аналогичным показателем предыдущего периода и составило 569,7 млрд кВт•ч. СО отмечает тенденцию к росту максимумов потребления мощности в региональных энергосистемах ЕЭС России. Несмотря на существующее мнение, что рост потребления электроэнергии в ЕЭС незначителен, СО постоянно фиксирует прохождение регионами исторических максимумов потребления мощности в осенне-зимний период. Так, например, существенно выросло потребление в Тюменской энергосистеме и в ОЭС Юга, исторический максимум потребления мощности в ОЗП 2016—2017 гг. был также пройден в Белгородской энергосистеме, энергосистемах Республики Дагестан и Республики Ингушетия. В условиях теплой зимы тенденция к росту потребления пока не столь заметна, но при наступлении обычных для российской зимы погодных условий Системный оператор ожидает значительного роста потребления мощности, и к этому необходимо готовиться.
Управление спросом: как использовать ресурсы потребителя для повышения эффективности
На оптовом рынке электроэнергии начал работать механизм ценозависимого потребления. Следующим шагом становится поиск резервов повышения эффективности работы ЕЭС на розничном рынке электроэнергии.

В конце марта в бизнес-центре Калужской торгово-промышленной палаты состоялся семинар, посвященный развитию ценозависимого потребления электроэнергии в России. Послушать о возможностях применения нового механизма оптового рынка собрались руководители, главные инженеры и энергетики промышленных предприятий региона — ОАО «Калужская сбытовая компания», ОАО «Калужский турбинный завод», АО «Калугаприбор», ООО «Полигон ЖБЦ», АО «Калужский электромеханический завод», ООО «ФРИЛАЙТ», АО «Кировская керамика», ОАО «КАЛУГАТРАНСМАШ», ОАО «Калужский двигатель». С приветственным словом к собравшимся обратилась В. Комиссарова, президент ТПП Калужской области, выразившая свою заинтересованность этим направлением и готовность к участию в реализации совместных с АО «Системный оператор Единой энергетической системы» проектов. Модератором семинара выступил начальник Департамента рынка системных услуг АО «СО ЕЭС» М. Кулешов. Он рассказал об использовании возможностей нового рыночного механизма потребителями и перспективах внедрения ценозависимого потребления на розничном рынке электроэнергии.

О задолженности на оптовом и розничных рынках электроэнергии и взаиморасчетах между гарантирующими поставщиками и сетевыми организациями
Наталья Невмержицкая, Председатель правления Ассоциации ГП и ЭСК
Проблема неплатежей в электроэнергетике во многих публикациях рассматривается в разрезе взаимоотношений какого-либо одного звена в цепочке взаиморасчетов на примере отдельного региона или компании-кредитора, т.е. без учета общей картины платежной дисциплины в отрасли, без анализа причин образования задолженности и со слабым статистическим обоснованием выводов.

Полагаем, что эти вопросы необходимо рассматривать комплексно по всем сегментам рынка. Ниже приведены данные о структуре и динамике задолженности на оптовом и розничных рынках, взаиморасчетах гарантирующих поставщиков и сетевых компаний за услуги по передаче электроэнергии и оплате потерь, а также предложены меры по решению проблемы неплатежей.
О механизмах реализации стратегии обновления теплоэнергетики
Федор Веселов, Заведующий отделом, Институт энергетических исследований РАН, к.э.н.
Андрей Соляник, Младший научный сотрудник, Институт энергетических исследований РАН
Выбор приоритетов и эффективных масштабов обновления.

Последние 8—10 лет в развитии электроэнергетики России ознаменовались достаточно интенсивным вводом новых генерирующих мощностей на базе современных типов оборудования. Основным механизмом реализации отраслевой инвестиционной программы стали договоры о предоставлении мощности (ДПМ), заключаемые между генерирующими компаниями и государством на условиях гарантированной доходности инвестиций в новые объекты генерации. С помощью данного механизма был обеспечен ввод в эксплуатацию около 35 ГВт мощности в 2008—2016 гг.; еще 7—8 ГВт будут введены в 2017—2019 гг.

Массовый ввод в эксплуатацию новых генерирующих объектов, бе­зусловно, позволил улучшить средние значения технико-экономических показателей отечественной электроэнергетики, однако не решил в полной мере проблему высокого физического и морального старения большей части действующих электростанций. С учетом прогнозируемого исчерпания энергоблоками предельного ресурса эксплуатации к 2025 г. существуют риски выбытия свыше 50%, а к 2035 г. — до 80% действующей мощности ТЭС. При реализации этих рисков даже в половинном размере без замещения выбывающей мощности ТЭС к 2025 г. в ЕЭС России может образоваться балансовый дефицит около 20 ГВт против существующего избытка мощности в 30—35 ГВт.

Таким образом, на фоне первой инвестиционной волны, ориентированной на массовый ввод новых мощностей с использованием современных технологий газовой и угольной генерации, в электроэнергетике России остается громадный объем отложенных решений по обновлению действующих ТЭС, которые должны получить новый механизм для их эффективной (как для самих производителей, так и для потребителей электроэнергии) реализации.
Рыночные механизмы стимулирования модернизации объектов генерации
Вадим Борохов, PhD, директор по развитию рынка электроэнергии ООО «Эн+ девелопмент»
В ближайшие годы заканчивается период действия договоров о предоставлении мощности (ДПМ) тепловой генерации, в соответствии с которыми осуществлены вводы новых генерирующих мощностей и реализованы проекты модернизации генерации.

При этом около 38% генерирующего оборудования ТЭС введено в эксплуатацию до 1970 г. Поскольку строительство новой генерации обычно обходится дороже модернизации действующей мощности, то экономически рационально стимулировать реализацию проектов модернизации генерации вместо вывода из эксплуатации устаревшего оборудования с его замещением новой генерацией.

Необходимость осуществления масштабных инвестиций в объекты генерации также обу­словлена принятием Федерального закона №  219-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об охране окружающей среды» и отдельные законодательные акты Российской Федерации», согласно которому лица, эксплуатирующие объекты, оказывающие существенное негативное воздействие на окружающую среду, обязаны принимать меры по снижению этого воздействия посредством внедрения наилучших доступных технологий или вносить плату за негативное воздействие на окружающую среду. В настоящее время действующим рыночным механизмом оплаты мощности является ежегодно проводимый конкурентный отбор мощности (КОМ). Однако определяемая по итогам КОМ цена на мощность (цена КОМ) фиксируется на однолетний период, который существенно меньше срока окупаемости типовых проектов модернизации. Таким образом, в данных условиях возникает необходимость формирования рыночного механизма, стимулирующего реализацию проектов модернизации действующей генерации в целях продления ее паркового ресурса и/или увеличения мощности. Сформулируем основные требования к такому механизму.
Задача подготовки кадров для электроэнергетической отрасли страны не потеряла своей актуальности
Российский ТЭК в 2016 г. прошел серьезные испытания в сложных экономических и внешнеполитических условиях. Развитие энергетики России идет в русле мировых тенденций и направлений. Подтверждением тому стали несомненные успехи российской энергетики и, в частности, то, что за последние годы Россия поднялась с 184-го на 30-е место в рейтинге Всемирного банка Doing Business по показателю «подключение к электросетям».
Цены, которые зависят от потребителей
Нателла Данильян , Заместитель начальника департамента сопровождения финансовых расчетов Ассоциации «НП Совет рынка»
«Покупатель с ценозависимым потреблением» — новое понятие, которое появилось в Правилах оптового рынка электрической энергии и мощности в августе 2016 г. после вступления в силу постановления Правительства РФ от 20.07.16 № 699. Проект указанного постановления обсуждался под кодовым названием Demand response (англ. — управление спросом). Управление спросом является новшеством для электро­энергетики России, но в мире успешно применяется уже несколько десятилетий и служит эффективным инструментом снижения цен на энергетических рынках, а также способом оптимизации графика загрузки электростанций.

Так кто же такой покупатель с ценозависимым потреблением: покупатель, потребление которого зависит от цены, или покупатель, от которого зависит цена? Попробуем разобраться.
Вслед за выходом постановления Правительства РФ № 699 в Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка был утвержден ряд изменений, связанных с учетом при проведении конкурентного отбора мощности (КОМ) покупателей с ценозависимым потреблением и с функционированием таких покупателей на оптовом рынке. Уже при проведении КОМ на 2020 г. (в сентябре 2016 г.) учитывались заявки участников оптового рынка на участие в КОМ в качестве покупателей с ценозависимым потреблением. Подавать заявки могли потребители, не имеющие статуса гарантирующего поставщика в отношении ГТП потребления, где минимальное из помесячных значений фактического пикового потреб­ления за 2015 г. составило не менее 5 МВт. Заявка обязательно должна была содержать количество последовательных часов снижения потребления (2 или 4, или 8 часов) и объем разгрузки (не менее 2 МВт·ч), в отношении заявки следовало представить финансовое обеспечение. При проведении КОМ на 2020 г. в качестве обеспечения использовалось поручительство генерирующих компаний, функционирующих на оптовом рынке, в КОМ на 2021 г. планируется введение дополнительного способа обеспечения в виде аккредитива.

Страница: ← Предыдущая  |  Следующая