Новости

11.11.2018

Польша планирует построить 8 ГВт офшорных ветровых электростанций к 2035 г

Польша планирует построить 8 ГВт офшорных ветровых электростанций до 2035 г, и правительство работает над соответствующим регулированием, чтобы обеспечить реализацию этого плана.

Польская часть Балтийского моря отличается колоссальным ветровым потенциалом, который страна пытается задействовать.

Здесь уже разрабатываются проекты ветровых электростанций, в том числе два, суммарной мощностью 1,2 ГВт, с участием норвежской нефтегазовой компании Statoil.

8 ГВт — казалось бы немного, в то же время сегодня во всем мире действуют всего примерно 18 ГВт морских ветровых электростанций. «Морской ветер» — весьма эффективный сектор электроэнергетики с высоким КИУМ. Поэтому данная цель представляется достаточно амбициозной.

Установленная мощность польской ветроэнергетики по итогам 2017 года составляла 6,4 ГВт. Она вся представлена наземными установками. На днях в Польше были открыты предварительный конкурсные заявки тендера в материковой ветроэнергетике на 1 ГВт. Интервал цен: 43-63 евро за мегаватт-час. Ожидаемая средняя цена составляет 51 евро за МВт*ч, что меньше, чем на последних аукционах во Франции и Германии.

Источник: RENEN


11.11.2018

Меры поддержки ВИЭ в России: экспорт оборудования и локализация

Российское правительство хочет каким-то образом привязать поддержку возобновляемых источников энергии (ВИЭ) к экспорту оборудования. То есть вроде бы планируется, что поддержку получат компании, отправляющие какую-то долю производимого ими (?) оборудования на экспорт. Об этом пишет, например, Коммерсант.

Детали этих предложений мне неизвестны, поэтому выскажу соображения общего плана.

— Во всем мире, в том числе в России, объекты энергетики (любые, не только ВИЭ) строятся в рамках определенных механизмов, которые обеспечивают возврат инвестиций и доход инвесторов. Электростанции — весьма капиталоемкие предприятия, и без понятных правил игры на десятилетия вперёд инвесторы в такие проекты не пойдут.

— Во всех промышленно-развитых странах действуют механизмы поддержки экспорта.

Нигде я не встречал, чтобы строительство электростанций или развитие тех или иных энергетических секторов ставилось в зависимость от каких-то будущих экспортных поставок. В этом нет логики. Представьте себе ситуацию: мы будем строить у себя дома газовые электростанции, но только в том случае, если наши энергетики/производители энергетического оборудования будут что-то там экспортировать в строго определенном количестве. Абсурд. Надо поддерживать энергетику и надо поддерживать экспорт. Но нельзя развитие энергетики ставить в зависимость от экспорта энергетического оборудования.

Изначально механизмы поддержки ВИЭ в России формировались «под соусом» создания и наработки технологических компетенций, которые должны, в том числе, обеспечить задел для будущего экспорта. Логика этих прошлых решений была примерно такой: «нам ВИЭ не нужны, но мы будем чуть-чуть этим заниматься, чтобы не отстать от мировых трендов». Кстати, задача создания этого «экспортного задела» в значительной степени сегодня решена, что для меня удивительно. Удивительно — поскольку нашим компаниям удалось в крайне короткие сроки, в условиях высокой стоимости капитала и микроскопического внутреннего рынка ВИЭ создать новый сектор промышленности с нуля, сформировать новые технологические цепочки внутри страны и уже начать экспортные поставки.

Сегодня, в конце 2018 года, необходимо учитывать радикально изменившиеся внешние условия. Солнечная и ветровая энергетика из «небольших, но перспективных» секторов превратились в ключевые направления развития мировой энергетики. Об этом свидетельствуют как размеры привлекаемых инвестиций, так и объемы вводимых глобально мощностей. В начале 2010-х невозможно было предсказать и нынешние экономико-стоимостные характеристики технологий солнечной и ветровой генерации. Поэтому при сегодняшнем планировании развития отечественной энергетики данные тенденции следовало бы учитывать.

Зачем развивать в стране новые ВИЭ? Я писал об этом десятки раз. Повторю одно из основных соображений: меняется технологический уклад в мировой энергетике. И тут уже даже не стоит вопрос стратегического выбора. Что толку, если вы, скажем, сделали стратегический выбор в пользу паровозов? Это не играет никакой роли, всё равно придётся переходить на тепловозы и электровозы. Если у нас этих технологий нет – придётся стать их реципиентами.

Я сторонник развития внутреннего рынка, поскольку убежден, что, лишь имея мощную домашнюю научно-производственную, технологическую базу, страна получает все шансы для внешней экспансии, экспорта несырьевых товаров.

Часто говорят, в РФ внутренний рынок маленький. Так надо развивать внутренний рынок, делать его большим. Это как раз большая задача экономической политики.

Я часто встречаю у нас «экспортные иллюзии» следующего толка. Давайте сделаем что-нибудь эдакое технологичное на экспорт. Здесь мы как-нибудь поживем по-старому «с паровозами», а для экспорта произведем что-нибудь сверхновое, и займем (когда-нибудь в будущем) видные позиции на мировом рынке.

Так экономика не работает. Результатом таких иллюзий может быть только имитация.

Высокотехнологичный экспорт – это следствие высокоразвитой промышленности, которая в первую очередь удовлетворяет потребности внутреннего рынка, предъявляя при этом спрос на инновации (немцы делают «Мерседесы» в первую очередь для себя, а их экспорт – следствие эффективного внутреннего производства). Для начала надо решать внутренние задачи развития и делать отечественную экономику самой высокотехнологичной. Такая экономика буквально выталкивает инновационную продукцию на внешние рынки.

Посмотрим, например, на датскую компания Vestas (технологического партнёр в России консорциума Фортум-РОСНАНО), которая ежегодно продаёт на мировом рынке ветрогенераторы в объёмах, которые превышают установленную мощность всей датской ветроэнергетики. Смогла бы компания достичь лидирующих мировых позиций, если бы она десятилетия не обкатывала свои технологии на внутреннем рынке, где уже сменилось несколько поколений ветряков? Риторический вопрос.

Большой внутренний рынок, обеспечивающий конкуренцию участников, в сочетании с требованиями локализации — вот базовый рецепт роста (экономики в целом) и формирования экспортного потенциала в секторе ВИЭ.

Что будем экспортировать?

На основании просачивающихся в прессу сведений невозможно понять, о каком экспорте идёт речь. Что будем продавать? Основным продуктом промышленности в секторе солнечной энергетики являются солнечные модули, ветроэнергетики — ветряные турбины.

Экспортировать данную продукцию можно и, как уже отмечалось, экспортные поставки российских солнечных модулей уже начались. При этом надо учитывать следующее.

После запланированного расширения производства ГК «Хевел» до 250 МВт модулей в год, данный объём будет представлять собой лишь примерно 1/500 (одну пятисотую) часть нынешнего мирового рынка. В денежном выражении мировой рынок солнечных модулей можно оценить примерно в 40 млрд долларов в год. При этом Хевел не может отправлять всю продукцию на экспорт, поскольку, строя объекты в России, должен выполнять требования локализации. Вот и считайте, о какой экспортной выручке может идти речь.

К тому же следует учитывать, что производство солнечных модулей – это низкомаржинальный бизнес, ведущийся в условиях постоянного снижения цен на производимый товар. Только в текущем году цены на солнечные модули уже снизились примерно на 25%. Другими словами, заработать здесь крайне сложно.

Экспорт производимых (локализованных) в России ветрогенераторов также возможен, но будет наталкиваться на лицензионные и логистические ограничения (ветряки не возят на большие расстояния по суше, да и доставка по воде на дальние расстояния ведет к существенному росту затрат). В России производственные мощности находятся и создаются в районе волго-донских речных маршрутов с выходом в каспийское море, и здесь есть неплохие логистические возможности по охвату соответствующих рынков Средней Азии и Закавказья. Впрочем, эти рынки невелики, и ожидать на них каких-то крупных доходов от экспорта вряд ли стоит.

Гораздо более перспективным направлением является экспорт услуг и технологических компетенций, то есть строительство российскими компаниями объектов генерации в других странах. С поставкой отечественного оборудования или без таковой. Данное направление уже развивается. Скажем, та же группа Хевел выиграла тендер на строительство солнечных электростанций в Казахстане.

Концерн Росатом, имеющий сеть отделений по всему миру, обладает неплохими исходными условиями для продажи комплексных услуг, связанных со строительством ветровых (да и солнечных) электростанций в других странах. Напомню, кстати, что мировые рынки «новых ВИЭ» сегодня многократно превосходят атомную энергетику, как по инвестициям, так и по объемам вводимых ежегодно мощностей.

В то же время привязать внутреннюю систему поддержки к данному экспортному направлению вряд ли возможно. Мировой рынок ВИЭ является чрезвычайно конкурентным, и никто не возьмется гарантировать результат международных конкурсных отборов. К слову, успех здесь в определенной степени зависит как раз от эффективности механизмов поддержки экспорта.

Резюмируя отмечу, что «экспортная оговорка» в нашем рассматриваемом случае приведёт к росту транзакционных издержек в экономике, поскольку повысит риски проектов (соотв. затраты) и никаких выгод и преимуществ для российского народного хозяйства не создаст.

Локализация.

Локализация означает, что производство компонентов для ветровых и солнечных электростанций организовано на местном «локальном» рынке.

Законодательные/нормативные требования локализации производства оборудования (local content requirements — LCR), являющиеся в той или иной мере условием реализации проектов ВИЭ – распространённая практика, в особенности на развивающихся рынках. В развитых странах применяется скорее «мягкое принуждение» к локализации, хотя и здесь есть исключения. Например, в Канаде в двух провинциях действовали соответствующие жесткие законодательные требования в ветроэнергетике.

По мировым меркам нормативный уровень локализации оборудования в России (70% для солнечных электростанций и 65% — для ветровых) весьма высок. Удивительно, что на нашем микроскопическом рынке ВИЭ и при отсутствии долгосрочных планов развития сектора удалось с нуля создать новую промышленность, привлечь в страну ведущих производителей и обеспечить заданные целевые параметры.

Сегодня обсуждается повышение процента локализации, об этом, в частности, говорится в статье в «Коммерсанте», с которой мы начали.

Участники отрасли, безусловно, хорошо знают свои возможности, и какие-либо изменения здесь должны проводиться при согласии сформировавшегося пуля игроков.

На мой взгляд, повышение процента локализации целесообразно обсуждать лишь при существенном увеличении объемов внутреннего рынка. Как сказано выше, это практически чудо, что нынешний высокий процент локализации достигнут на наших размерах рынка. Это выглядит как своего рода аванс, задел на перспективу с учётом прогнозируемых будущих объемов.

Источник: RENEN


11.11.2018

Центральный и Западный энергорайоны Якутии переходят в неценовую зону оптового рынка

С 1 января 2019 года Центральный и Западный энергорайоны Якутии вступят в неценовую зону оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), регулятором которого выступают федеральные контролирующие органы.

«Нормативный документ выйдет до конца этого года. Это означает, что для всех юридических лиц и предпринимателей этих энергорайонов кардинально поменяется тарифная политика в сфере электроэнергетики», — сообщили ЯСИА в Госкомитете по ценовой политике республики.

В случае принятия указанного проекта постановления, со следующего года для потребителей Западного и Центрального энергорайонов республики ПАО «Якутскэнерго» будет закупать электроэнергию на оптовом рынке и тарифы будут установлены в виде формул, поскольку стоимость производства энергии (мощности) на оптовом рынке может меняться ежечасно.

«В связи с этим твердая конечная цена для юридических лиц и предпринимателей в числовом выражении перестает утверждаться. Переход на западную систему конкурентного рынка энергетики коснется всех предприятий, бюджетных учреждений, сферы ЖКХ, магазинов, предпринимателей, юридических лиц западных и центральных улусов республики, кроме населения», — пояснили в ведомстве.

По словам первого заместителя председателя Госкомцен Марины Лыковой, в отличие от ценовой зоны в западной части России в неценовой зоне на Дальнем Востоке реализация электроэнергии на розничном рынке электроэнергии и мощности производится не по свободным, а регулируемым ценам. То есть на этих территориях конкуренция пока по различным техническим причинам невозможна. В неценовых зонах реализация электроэнергии на розничном рынке электроэнергии и мощности производится по регулируемым ценам. Средневзвешенная цена выводится торговым оператором оптового рынка Дальнего Востока. Стоимость генерации зависит от того, какую станцию в этот период оператор загрузит больше, а какую меньше. Цены у всех поставщиков оптового рынка отличаются.

В зависимости от покупательской потребности продажи для покупателей с оптового рынка складываются из средней цены, которая может меняться каждый час. Конечный тариф для потребителей электрической энергии формируется из тарифа генерации оптового рынка, единого (котлового) тарифа, сбытовой надбавки гарантирующего поставщика и инфраструктурных платежей, утверждаемых в Госкомцен республики и Федеральной антимонопольной службой.

«При формировании планов на следующий год предприятия должны закладывать ту цену, которая сложилась по факту предыдущего года. По-другому потребитель свой бизнес-план сделать не сможет», — вместе с тем предупреждает Марина Лыкова.

В неценовой зоне ОРЭМ потребители получают право самостоятельно выбирать ценовые категории, информируя Якутскэнерго. Если потребитель не определился и не уведомил гарантирующего поставщика, то последний сам определяет ценовую категорию для потребителя. В случае наличия соответствующего прибора учета потребители могут изменить ценовую категорию, исходя от мощности оборудования и установленного электросчетчика — обычного, многотарифного или «интеллектуального».

Самое главное – правильно указать мощность, подчеркивают в Госкомцен, так как фактическое потребление электроэнергии всегда отличается от планового потребления электроэнергии. Это означает, что планировать свое почасовое потребление необходимо таким образом, чтобы добиться минимального отклонения факта от плана, поскольку значительное отклонение приведет к значительному увеличению затрат на электроэнергию.

К слову, в Единую национальную электрическую сеть не войдут северные и арктические районы. А Южно-Якутский энергорайон уже работает в неценовой зоне ОРЭМ с 1 июля 2017 года.

Источник: ЭНЕРГОСМИ


11.11.2018

В Германии запускают пилотный проект по объединению электрической и газовой сетей в целях реализации перехода к «зеленой» энергетике

Немецкий системный оператор TenneT совместно с двумя газотранспортными компаниями – Gasunie Deutschland Transport Services GmbH и Thyssengas GmbH, – действующими на севере и северо-западе Германии, официально объявил о запуске пилотного проекта ELEMENT ONE, предусматривающего сооружение в федеральной земле Нижняя Саксония преобразовательной станции, оборудованной установками для выработки синтетического газа (power-to-gas pilot plant) мощностью 100 МВт.

Потенциальные площадки для размещения преобразовательной станции выбраны недалеко от находящихся в собственности TenneT трансформаторных ПС в Диле (Diele) и Конненфорде (Conneforde), через которые, в основном, происходит выдача в сеть электроэнергии, выработанной офшорной генерацией в Северном море. Завершение строительных работ и поэтапный ввод станции в эксплуатацию намечены на 2022 г. Синтетический газ, выработанный преобразовательной станцией, будет закачиваться в действующие газопроводы, в первую очередь, для использования потребителями Рурского региона, газовые хранилища промышленных потребителей, а также использоваться на газозаправочных станциях.

По расчетам системного оператора новая станция также может участвовать в оказании услуг по балансированию энергосистемы, что позволит снизить потребность в строительстве новых электрических сетей в целях снятия ограничений на поставку избыточной мощности от ветропарков, расположенных в Северном море. Новая станция станет крупнейшей станцией подобного типа в Германии и является для компаний-участниц проекта первым опытом сооружения установок по выработке синтетического газа в промышленном масштабе.

Технология power-to-gas рассматривается TenneT как одна из наиболее перспективных технологий для выполнения заявленных правительством экологических программ на 2030 и 2050 годы, а также для ликвидации перегрузок и обеспечения большей управляемости энергосистемой.

Источник: РЭЭ


11.11.2018

В России впервые обсудили возможность выпуска «зелёных» облигаций

Сотрудники Всемирного фонда дикой природы (WWF) вместе с экономистами и бизнесменами в рамках экспертного совета по рынку при Банке России рассмотрели экологию, как направление для серьёзных финансовых инвестиций.

Главным документом, подготовленным рабочей группой по вопросам ответственного финансирования (ESG-finance) стала Диагностическая записка «Зелёные финансы: повестка дня для России», анализирующая тенденции мировой экономики и оценивающая объем рынка, существующего на данный момент. Исходя из этого, бизнесменам предлагаются пути и шаги, которые позволят запустить рынок «зелёных» облигаций в России.

В качестве примера эксперты привели цифры, отражающие финансовые возможности, которые существуют в мире для развития «зелёных» секторов, но на которых Россия сегодня практически не представлена:

  • Сетевые возобновляемые источники энергии (ВИЭ) – $6 триллионов до 2040 г.;
  • Изолированные ВИЭ – $25 миллиардов в 2025 г.;
  • Зеленые строения – $300 миллиардов ежегодно;
  • Инвестиции в зеленый транспорт возрастут до $900 миллиардов в год к 2025 г.;
  • Инвестиции в инфраструктуру водоочистки $13 триллионов к 2030 г.

Банк России поддерживает важность привлечения экологических инвестиций и готов выпускать экологические облигации. Если идея получит широкое распространение, то можно будет уверенно говорить о развитии экологической ответственности российского бизнеса, поддерживаемого на государственном уровне.

Источник: Энергосовет


11.11.2018

Турецкая «Çalyk Holding» инвестирует $1,6 млрд в ЛЭП Туркменистан – Афганистан – Пакистан

Меморандум о взаимопонимании по строительству линии электропередачи (ЛЭП) Туркменистан — Афганистан — Пакистан (ТАП) подписали накануне в Кабуле действующий министр энергетики и воды Афганистана Мохаммад Гулем Хулми и глава турецкой компании «Çalyk Holding» Ахмед Чалык.

В церемонии подписания принял участие президент Афганистана Ашраф Гани.

Согласно меморандуму, в строительство данной ЛЭП турецкая компания инвестирует 1,6 миллиарда долларов США. В соответствии с проектом, Афганистан и Пакистан будут ежегодно получать 1000 МВт туркменской электроэнергии. Кроме того, её транзит по афганской территории будет ежегодно приносить Афганистану 100 миллионов долларов США, сказал Хулми.

Ожидается, что строительство ЛЭП 500 кВ, которая протянется на 750 км в Афганистане — от Тургунди в Герате до Спин-Болдака в Кандагаре, будет завершено через три года.

Как ранее сообщалось, Меморандум о взаимопонимании между Министерством энергетики Туркменистана и компанией «Çalyk Holding A.Ş” (Турция) по сотрудничеству в реализации проекта строительства ЛЭП Туркменистан-Афганистан-Пакистан был подписан 31 января 2018 года в Ашхабаде.

Межправительственное соглашение о линии электропередачи Туркменистан — Афганистан — Пакистан было подписано между правительствами Туркменистана, Афганистана и Пакистана 23 февраля 2018 года в ходе церемонии закладки афганского участка газопровода Туркменистан-Афганистан-Пакистан-Индия (ТАПИ), оптико-волоконной линии связи Туркменистан — Афганистан — Пакистан, а также ввода в эксплуатацию новой железной дороги Серхетабат-Тургунди. Тогда же был дан символический старт строительству ЛЭП ТАП.

Соглашение по проекту ТАП между Министерством энергетики Туркменистана и Министерством энергетики и водных ресурсов Афганистана было подписано в Ашхабаде 11 октября 2018 года. Документ предоставил возможность техническим группам двух стран приступить к совместной работе над реализацией данного проекта.

Источник: ENERGY BASE


11.11.2018

Индия приступает к строительству гигантских гравитационных батарей

Перечень доступных нам возобновляемых источников энергии постоянно расширяется. Уже в скором времени его пополнит новая технология получения и хранения электричества, основанная на гравитации.

Компания Energy Vault, базирующаяся в Калифорнии и Неваде, только что объявила о своих первых клиентах — индийском энергетическом гиганте Tata и мексиканской строительной компании CEMEX, изъявивших желание приобрести ее гравитационные башни, работающие по принципу ГЭС, только без воды.

Ее функцию выполняют массивные бетонные кирпичи. Когда в наличии есть избыточная энергия, они поднимаются вверх, после чего следует их контролируемое падение, в процессе которого приводится в действие генератор, вырабатывающий электроэнергию. Как утверждают представители Energy Vault, система способна хранить от 10 до 35 МВт⋅ч.

Полный цикл «путешествия» бетонного кирпича обеспечивает 90-процентную эффективность хранения энергии. Еще одним плюсом гравитационных башен является их универсальность — их можно расположить практически в любом месте, где есть кусок земли и открытое пространство.

Источник: Рамблер/


10.11.2018

Энергетикам будет легче решить проблемы в сетях

В России начинают действовать новые требования к энергетикам и крупным потребителям, которые касаются надежности и безопасности работы электроэнергетических систем и объектов.

Приказ минэнерго, разработавшего Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики, вступает в силу 1 ноября.

Правила, в частности, устанавливают требования, которые помогут организовать совместную работу субъектов электроэнергетики и потребителей, диспетчерского и оперативного персонала при предотвращении развития и ликвидации нарушений в работе энергосистемы. Речь идет о недопустимых отклонениях частоты электрического тока, отклонениях напряжения, перегрузке линий электропередачи, оборудования и так далее.

Также в документе предусмотрен порядок действий при отключении линий электропередачи, при разделении энергосистемы, при нарушениях в главных схемах и схемах собственных нужд электрических станций и подстанций, а также при отказах средств связи.

“Правила основаны на многолетней практике взаимодействия субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии и содержат минимально необходимые требования, выполнение которых требуется для предотвращения нарушений в работе энергосистемы и скорейшего восстановления ее нормального функционирования при таких нарушениях”, – подчеркивают в минэнерго.

Новые правила накладывают обязательства не только на самих энергетиков и системного оператора, но также на всех субъектов изолированных энергосистем, потребителей, чьи энергопринимающие установки подключены к противоаварийной автоматике или включены в графики аварийного ограничения, а также тех, кто владеет энергопринимающими установками максимальной мощностью более 5 МВт.

Источник: Российская газета


10.11.2018

Для солнца нашелся провод. Минэнерго: в изолированных системах нужно развивать “зеленую” генерацию

Российский рынок электроэнергетики начинает работать по более логичным, понятным правилам, за принятие которых минэнерго билось не один год. К сожалению, катализатором изменений стали масштабные аварии, в том числе прошлым летом на Дальнем Востоке, когда без света остались полтора миллиона человек. Что это за правила, помогут ли они избежать аварий, а также почему в отрасли наблюдается дефицит кадров и стоит ли тянуть километры проводов в удаленные регионы, “Российской газете” рассказал заместитель министра энергетики РФ Андрей Черезов.

Дело мастера боится
В связи с предстоящей программой модернизации ТЭС все чаще говорят о возрасте электростанций, работающих с советских времен. А если говорить о сетях – здесь есть проблема старения?

Андрей Черезов: Если говорить про трансформатор (или автотрансформатор), он может и 40, и 50 лет работать при правильной эксплуатации и ремонтах, то же самое касается турбин.

Да, старое оборудование у нас есть, но говорить о стопроцентном износе при завершении эксплуатационного срока не совсем корректно. Есть заводской нормативный срок эксплуатации оборудования, устанавливаемый заводом-изготовителем, например, 25 лет. Проходит 25 лет, и мы говорим: у нас стопроцентный износ. Разве это правильно? Нет, так как и после этого срока оборудование продолжает исправно работать при условии своевременного проведения диагностики и ремонтов в соответствии с требованиями завода-изготовителя.

Поэтому мы пересмотрели Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. Теперь владелец получил право делать ремонт по фактическому техническому состоянию.

Кроме того, мы хотим освободить лицензированные организации от необходимости оценивать техническое состояние стандартного энергетического оборудования и переложить эту обязанность на субъекты электроэнергетики (за исключением опасных производственных объектов, где лицензированная организация необходима).

Что происходит с кадровым составом? Есть дефицит?

Андрей Черезов: Конечно, есть. И это одна из причин аварий.

У сетевых организаций уровень подготовки персонала из года в год более или менее улучшается, так как сохранились центры подготовки и повышения квалификации персонала. У объектов генерации собственники разные, и там подобные центры практически исчезли после акционирования, из-за чего профессионализм сотрудников на станциях стал резко падать.

Все тяжелые аварии 2015 года были связаны с ошибками персонала, и самое грустное, что это люди с большим стажем работы. Но с прошлого года мы можем констатировать, что ситуация наконец переломлена совместными усилиями: мы проводили работу с каждой компанией, и теперь вновь создаются центры, в некоторых местах даже есть тренировки на электронных комплексах под разные аварии.

Релейный персонал – как на станциях, так и в сетевых организациях – это вообще уникальная тема, ведь такие работники постоянно должны проходить переподготовку из-за того, что техника быстро обновляется.

Как стимулировать персонал заниматься?

Андрей Черезов: Как показывает практика – в основном финансовым путем. Здесь нет ничего нового: в разное время за допуск к ремонтным работам и техническому обслуживанию сложных устройств и оборудования всегда были дополнительные выплаты. Релейный персонал, например, допущенный до самых сложных защит (таковых были единицы), получал надбавку к окладу в размере до 25 процентов. У людей от этого сразу появлялся интерес готовиться к подобной работе.

Рынок идет на поправку

Изменения в закон об электроэнергетике, которые установили порядок присоединения одной энергосистемы к другой, а также дали системному оператору полномочия вести оперативно-диспетчерское управление в технологически изолированных системах, уже вступили в силу. Они снизят аварийность?

Андрей Черезов: Единые требования оперативного диспетчерского управления как раз на это направлены. После массовых отключений электроэнергии 2014-2016 годов нам пришлось урегулировать этими поправками разногласия между разными субъектами электроэнергетики, которые не попадали под диспетчерское управление системного оператора, что приводило к тяжелым авариям.

До сих пор управлять изолированной системой могли только диспетчерские службы местных энергокомпаний, но когда есть системный оператор федерального уровня, логично дать ему такие полномочия. К примеру, Калининградская энергосистема тоже изолированная, но там есть системный оператор.

В новой редакции Правил технологического функционирования электроэнергетических систем большой блок посвящен релейной защите и автоматике. Почему?

Андрей Черезов: Было несколько серьезных системных аварий, таких как на Юге России и Дальнем Востоке в 2017 году, когда рядовое технологическое нарушение приводило к каскадному отключению больших территорий из-за несоответствия уставок (заданное пороговое значение силы тока, при достижении которого должен сработать автоматический выключатель для защиты участка электросети. – Прим. ред.). Казалось бы, почему? Потому что отсутствовали единые понятные требования к настройкам.

Приведу пример: 2016 год, маленькая авария на Пермской ГРЭС приводит к отключениям даже в Бурятии, хотя система должна была устоять. И все потому, что многие параметры, в том числе по регулированию энергоблоков, не были конкретизированы и не каждый собственник согласовывал, в том числе с системным оператором, как должна работать система регулирования на его объекте.

Бывает и так, что технологическая защита, которую завод-производитель поставляет с энергоблоками, не синхронизирована с уставками противоаварийной автоматики в объединенной энергосистеме, и в случае аварии станция может быть потеряна, а недостаток мощности на этом узле запускает работу всей противоаварийной автоматики энергосистемы.

Мы провели большую работу в части необходимости регламентации этих моментов. Очень жесткие документы в любой энергосистеме существуют в любой стране, и они четко определяют, по каким параметрам энергосистема должна работать. Поэтому мы наконец-то к этому тоже вернулись. Последние два года мы наблюдаем снижение крупных аварий, это как раз показывает, что мы сейчас на правильном пути.

Новые правила – это рекомендация или требование?

Андрей Черезов: Этот документ носит обязательный характер к исполнению при новом строительстве и реконструкции старых объектов. Наряду с этим мы будем в течение следующего года пересматривать еще порядка 30 нормативных правовых актов, которые сильно устарели.

Риски неправильных, экономически тяжелых решений для компаний исключены, так как все акты разрабатываются с оглядкой на экономику, они проходят оценку регулирующего воздействия (проводит минэкономразвития). А в части изменения уставок – это обычная операционная деятельность, и компании могут эти перенастройки выполнять в рамках плановых ремонтов.

Штрафы за несоблюдение новых правил будут?

Андрей Черезов: Нет. Компании и так заинтересованы в том, чтобы работать безаварийно, с большей отдачей мощности в сеть. Если будут постоянно аварии из-за несовершенства технической базы у субъекта электроэнергетики, то логично будет поставить вопрос по-другому: зачем такой субъект рынку?

Энергия в изоляции

Чем отличаются аварии в сетях изолированных энергосистем от аварий в пределах единой энергосистемы? Какая опаснее?

Андрей Черезов: В изолированных энергосистемах всегда сложнее, потому что нет возможности перебросить резервную мощность по электросетям.

Речь о присоединении изолированных территорий к единой энергосистеме не идет? Пример Якутии воодушевляет.

Андрей Черезов: По части Якутии остались последние штрихи: работа по присоединению этой территории к единой энергосистеме завершится в первом квартале следующего года. Но если говорить о других изолированных системах, то не все из них экономически обоснованно включать в единую энергосистему. Одно дело – полуостров Крым, который стал частью очень развитой энергосистемы юга, другое дело – территории в Архангельской области, Якутии, Марий Эл, Приморском крае, на Сахалине, Курильских островах, Чукотке и Камчатке. Планов проводить полномасштабные работы по строительству сетей там нет.

По многим регионам мы делали расчеты. Это гигантские цифры.

Всегда можно решить вопрос более простыми и дешевыми способами – локальной генерацией. Другое дело, что она должна быть экономичной. В этих условиях, думаю, первоочередное значение имеет развитие возобновляемой энергетики. Несколько станций запущено в горном Алтае, свой кластер будет у Якутии и других регионов. Затраты на такие проекты в разы меньше, чем на строительство линий электропередачи. Кроме того, постройка электросетей потребует создания сопутствующей инфраструктуры. Это слишком дорого.

Крымский вопрос

В каком состоянии Крымский полуостров входит в зиму?

Андрей Черезов: Осенне-зимний период 2017-2018 годов прошел очень гладко, в этом сезоне мы тоже рассчитываем, что все будет в порядке. Самым тяжелым был сезон 2015-2016 годов, но и зима на полуострове тогда выдалась очень холодной.

Территория Якутии присоединится к единой энергосистеме России в первом квартале следующего года
Мы всегда понимали, что без собственной генерации Крым никогда не сможет работать полноценно, поэтому была проведена большая работа. Располагаемая мощность в энергосистеме полуострова сейчас составляет 1415 МВт, из которых 160 МВт – собственная генерация, 405 МВт – мобильные газотурбинные электростанции, остальное – переток по энергомосту.

У полуострова осталось хоть какое-то сообщение с украинской материковой частью?

Андрей Черезов: Нет.

Источник: Российская газета


10.11.2018

Жители Туркестана станут производителями альтернативной электроэнергии

Вырабатываемая на крышах туркестанцев солнечными панелями энергия будет передаваться в городские сети

Проект предполагает установку на крыши жителей Туркестана солнечных панелей, которые будут генерировать электроэнергию и питать ею город. Помимо частичного покрытия дефицита электроэнергии в городе, увеличения доли ВИЭ и улучшения экологии, его реализация также позволит владельцам домов зарабатывать деньги на продаже киловаттов. Этот и другие «зеленые» проекты разрабатываются РИЦ «Оңтүстік» в партнерстве с лауреатом Нобелевской премии Рае Квон Чунгом, сообщает корреспондент Kursiv.kz.

Проект по установке на крышах туркестанцев солнечных панелей и использованию для нужд города вырабатываемой на них электроэнергии будет реализован по примеру Южной Кореи, где активно используется солнечная энергетика домохозяйств.

«Наши специалисты ездили туда и изучили опыт использования генерируемой солнечными панелями на крышах домов электроэнергии. Там дома питают электричеством заводы и индустриальные зоны, расположенные вблизи городов, которые покупают у них электроэнергию по рыночной цене. Есть также опыт других стран. К примеру, в Калифорнии (США) вообще столкнулись с профицитом дешевой солнечной энергии. Наш солнечный край очень подходит для реализации таких проектов», – рассказал в эксклюзивном интервью Kursiv.kz председатель правления регионального инвестиционного центра (РИЦ) «Оңтүстік» Куаныш Байторе.

Помимо климата, как он указал, есть также и другие сопутствующие факторы.

«Туркестан на 90 % представлен частным сектором. Здесь тысячи домов, они расширяются, строятся новые. В связи с приобретением статуса областного центра Туркестанской области в Туркестан переведены госорганы, для которых потребовались административные здания, переехало множество людей. Выросло население и, соответственно, увеличилось потребление электроэнергии и появился ее большой дефицит. А крыши домов стоят пустые. Почему бы нам не использовать их для решения проблемы по зарубежному опыту?!», – отметил спикер.

На первом этапе предполагается монтировать на крыши панели одной корейской компании, подходящие под туркестанский регион. Как проинформировал Куаныш Байторе, соответствующее исследование с учетом всех природных параметров проводил руководитель департамента исследований и науки ЮКГУ им.М.Ауэзова, профессор Кванг-Дон Ким. Кроме того, как подчеркнул собеседник портала, солнечные панели именно этого производителя признаны самыми эффективными в мире.

По словам спикера, прежде чем их устанавливать, необходимо разработать ряд вопросов. В частности, найти техническое решение – как довести до городских сетей аккумулированную электроэнергию. Необходимо будет также обговорить все детали с самими производителями.

«Зенит солнца, самые эффективные для производства солнечной энергии часы приходятся на промежуток времени с 10.00 до 14.00, – пояснил глава РИЦ. – Это период самого активного солнца и самого активного использования электричества. Обычно в домах в это время никого не бывает, домочадцы активно используют электроэнергию с 18.00 до 24.00. То есть сейчас решается вопрос о том, как генерируемая в самый пиковый период электроэнергия будет передаваться и приниматься энергоснабжающими организациями. Кроме того, есть вопрос по цене. Если 1 киловатт в регионе стоит 24 тенге, то его стоимость от ВИЭ в зависимости от источника доходит до 32 тенге. Эта разница субсидируется министерством энергетики. Мы ведем переговоры по этом поводу. 32 и 24 тенге – это большая разница. Электроэнергия не должна стать слишком дорогой для потребителя».

Какое количество домов охватит проект, еще не известно: идея еще в процессе разработки. Пока нет ответа и на вопрос, куда именно будет передаваться электроэнергия с крыш. Возможно, она будет снабжать индустриальную зону. Вероятнее всего, энергетики сами будут распределять по своей инфраструктуре электроэнергию, полученную из подключенных к сетям частных домов.

При этом производители будут на этом зарабатывать.

«Плюс к тому, что генерация электричества на крышах принесет горожанам доход, себестоимость оборудования окупится через 5-6 лет. Отмечу, что его приобретение финансирует инвестор. То есть население ничего не покупает и не тратит, а дает пользоваться своей крышей для выработки электричества и при этом будет получать за это деньги. Конечно, при желании они могут не только генерировать и продавать электроэнергию, но и сами ею пользоваться. Но это будет технически сложней и затратно, так как нужно будет ставить за свой счет недешевые литиевые батареи. Легче будет просто продавать и зарабатывать на ранее неиспользуемых площадях крыш», – пояснил председатель правления «Оңтүстік».

Но, в первую очередь, надо решить вопрос с финансированием, считает Куаныш Байторе.

«Мы сейчас ищем финансирование совместно с корейскими партнерами. Активно заинтересован в продвижении этого проекта профессор Кванг-Дон Ким. В связи с актуальностью для Казахстана идей «зеленой» экономики мы находим понимание и поддержку. Самое главное – нам удалось привлечь внимание руководителя Департамента ООСУР ЭСКАТО ООН, лауреата Нобелевской премии Рае Квон Чунга, который долгое время являлся главным советником Генерального Секретаря ООН Пан Ги Муна по вопросам изменения климата», – рассказал спикер.

Куаныш Байторе уверен, что большой авторитет, «виза» такого союзника во много раз увеличит шансы на привлечение внешних зарубежных инвестиций, в том числе со стороны международных финансовых институтов, на финансирование этого проекта.

«Кроме работы над привлечением внешних инвестиций, мы как местный финансовый институт тоже, возможно, будем софинансировать какую-то часть проекта. А это очень важный знак для зарубежных инвесторов. Вхождение в проект такой квазигосударственной компании, как мы, для них является достаточной гарантией безопасности», – пояснил спикер.

Вероятно, этот «зеленый» проект будет иметь достаточно широкое, если не сказать, глобальное продолжение. Как ранее рассказывала газете «Курсив» заместитель председателя правления РИЦ «Оңтүстік» Акмарал Кансеит, с участием международного эксперта также планируется разработка производства в Туркестане солнечных панелей и ветрогенераторов. Они, в свою очередь, станут компонентами экогородов. Помимо использования альтернативных источников энергии, проект экогородов включает в себя строительство экодомов из экологически чистых материалов.

«Г-н Чунг уверен, что регион способен не только обеспечить электроэнергией себя, но и экспортировать электричество на тысячи километров, – отметила Акмарал Кансеит. – Для нашего региона, где дефицит электроэнергии составляет 30-40 % – это амбициозная задача. Осуществить ее позволит интеграция проекта по созданию экогородов в Туркестанской области в проект «Супер грид Шелкового пути», который направлен на создание международной сети передачи и торговли на большие расстояния электроэнергии из возобновляемых источников. Он был представлен нобелевским лауреатом на прошедшем нынешним летом в Астане международном форуме мэров стран Шелкового пути «Global Silk Road». При этом, по мнению г-на Чунга, начать реализацию этого глобального проекта возможно именно с Туркестанской области».

Между тем, в сотрудничестве с лауреатом Нобелевской премии предполагается также построить в Туркестане завод по переработке ТБО. Сейчас рассматривается целесообразность и детали осуществления этого проекта. Есть потенциальный инвестор, готовый финансировать более 80 % его стоимости. На остальные 20 % идет поиск соинвестора. Возможно, им выступит сам РИЦ.

При этом переработке мусора будет предшествовать работа по его сортировке. То есть, проект можно обозначить шире – переход на новую модель переработки отходов города Туркестана. Именно такой подход – начать его с формирования и внедрения культуры раздельного сбора отходов населения и предприятий – посоветовал применить г-н Чунг в один из приездов в регион.

Запланированные проекты будут запущены в Туркестане в пилотном режиме. И впоследствии, при успешной апробации, этот опыт будет распространяться далее в других районах и городах области, и, возможно, других областей. Выбор местом реализации пилота Туркестана связан с обретением им нового статуса областного центра. РИЦ намерен сделать Туркестан центром инвестиций по зеленой экономике, сосредоточить там показательные проекты, демонстрирующие позитивный эффект внедрения зеленых проектов.

Акмарал Кансеит считает, что с реализацией этих проектов Туркестанская область превратится в зеленый хаб Казахстана, который обеспечит рост всех секторов экономики и позволит достичь безотходной системы экономики Туркестанской области к 2030 году. Кроме того, трансформация экономики на новую систему переработки отходов, а также новых альтернативных источников энергии позволит создать порядка 50-100 тысяч рабочих мест.

В свою очередь в РИЦ определяют свою роль в этом процессе в качестве драйвера перехода Туркестанской области на «зеленую экономику». «Зеленое» направление стало одной из новых сфер деятельности инвестцентра. Напомним, РИЦ «Оңтүстік» был создан в 2009 году акиматом области для диверсификации экономики региона путем разработки и финансового обеспечения проектов в приоритетных отраслях экономики области по льготной ставке вознаграждения. Теперь он сможет участвовать не только в разработке, развитии, но и финансировании проектов в рамках концепции по переходу Республики Казахстан в зеленую экономику. Ранее целевой нишей РИЦ были преимущественно проекты в сфере агробизнеса и проекты, вошедшие в Карту индустриализации.

Источник: Курсив