Новости

07.11.2017

«Россети» тянутся к Тихому океану

Холдинг хочет забрать у «РусГидро» ДРСК

Как выяснил “Ъ”, планы нового главы «Россетей» Павла Ливинского по консолидации активов не ограничились «Системным оператором»: он предлагает забрать и Дальневосточную распредсетевую компанию (ДРСК) у «РусГидро». В «Россетях» считают, что это поможет ДРСК, зависящей от субсидий, достичь стабильной эффективности, но не поясняют, как именно. Но Минэнерго против передачи ДРСК, а эксперты полагают, что из-за слабой платежной дисциплины на Дальнем Востоке компания может быть интересна «Россетям» лишь с точки зрения стратегического развития.

«Россети» хотят получить электросети ДРСК (через «РАО ЭС Востока» входит в «РусГидро») путем внесения ее акций в свой уставный капитал. Такое предложение, говорят источники “Ъ”, глава «Россетей» Павел Ливинский 3 октября направил премьеру Дмитрию Медведеву, а 13 октября тот поручил вице-премьеру Аркадию Дворковичу и министру энергетики Александру Новаку оценить идею. По словам собеседников “Ъ”, знакомых с письмом топ-менеджера, его аргументация в том, что ДРСК «характеризуется нестабильной финансовой динамикой», а причины «наблюдаемого улучшения» — госсубсидии и договоры «последней мили» (тарифное субсидирование распредсетей за счет дополнительных платежей крупных потребителей). С учетом возможного создания на Дальнем Востоке третьей ценовой зоны оптового энергорынка консолидация ДРСК создаст единые подходы к управлению сетями и устранит «разрозненность» в технической политике.

В Минэнерго лишь говорят, что направили предложения в правительство (в аппарате вице-премьера от комментариев отказались). По словам источника “Ъ”, знакомого с ответом министерства, передачу ДРСК сочли нецелесообразной, поскольку она отрицательно скажется на финансовом положении «РусГидро» (там ситуацию не комментируют). В Минэкономики вопрос на рассмотрение не поступал. В ФАС знают о предложении «Россетей», но позицию не формировали. Заместитель главы ФАС Виталий Королев напомнил “Ъ”, что с участием службы уже прорабатывалось присоединение ДРСК к Федеральной сетевой компании (ФСК, входит в «Россети») и «модель была экономически сбалансированной, позволяющей решить проблемы ДРСК». В аппаратах Дмитрия Медведева, вице-премьера по Дальнему Востоку Юрия Трутнева и в Минвостокразвития “Ъ” не ответили.

«РусГидро» получило ДРСК в составе «РАО ЭС Востока» в 2011 году. За 2016 год выручка ДРСК по РСБУ — 28,9 млрд руб., чистая прибыль — 1,47 млрд руб. Вопрос передачи ДРСК в ФСК, управляющую магистральными сетями, обсуждали с начала 2010-х годов. В 2011 году правительство принимало решение о передаче ФСК электросетей ДРСК, но стороны не договорились о схеме за несколько лет, напоминают собеседники “Ъ”.

В 2016 году глава ФСК Андрей Муров предлагал купить у «РусГидро» ДРСК, писали «Ведомости», и вложить средства в сети Дальнего Востока. Президент тогда поручил проработать предложение. В ФСК “Ъ” сообщили, что сейчас присоединение ДРСК к компании не рассматривается, а в целом ей потенциально интересны магистральные сети от 220 кВ и выше. Источник “Ъ”, знакомый с позициями сторон, говорит, что «с точки зрения рынка ДРСК должна принадлежать сетям, но “РусГидро” нужен кэш для решения своих проблем (имеется в виду сокращение долга “РАО ЭС Востока” перед холдингом.— “Ъ”), поэтому вопрос в том, готовы ли “Россети” платить за актив деньгами».

В «Россетях» отметили, что путей консолидации может быть несколько и «в случае принятия принципиального решения формат будет определен правительством». По мнению холдинга, консолидация «позволит обеспечить разработку и финансирование программы развития ДРСК по приоритетным направлениям деятельности, что в итоге обеспечит достижение стабильного уровня эффективности». Как именно «Россети» могут улучшить финансовое положение ДРСК и готов ли холдинг к отказу от госсубсидий или «последней мили», там не уточняют.

Наталья Порохова из АКРА отмечает, что Дальний Восток не единственный регион РФ, где не был создан энергорынок, но только в ДФО сохранена вертикальная интеграция — одна компания управляет и сетями, и генерацией, и энергосбытом. Эксперт также сообщает, что экономическая привлекательность сетей сегодня определяется их расположением: чем выше экономическое развитие региона, тем выше платежная дисциплина и меньше ограничений у регулятора по индексации тарифа до экономически обоснованного уровня. В ДФО тариф субсидируется, платежная дисциплина невысока, поясняет эксперт, поэтому «вопрос выделения ДРСК из “РАО ЭС Востока” скорее стратегический».

Источник: Коммерсантъ


06.11.2017

Цена на мощность по ДПМ в европейской части РФ и на Урале вырастет к 2021 г на 78%, — исследование

Средняя цена на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) в европейской части РФ и на Урале (первая ценовая зона оптового энергорынка) вырастет к 2021 году на 78%, а в Сибири (вторая ценовая зона) на 63%, сообщает ПРАЙМ со ссылкой на исследование Vygon Consulting.

Сейчас средняя цена на мощность ДПМ составляет около 870 тысячи рублей за МВт в месяц в первой ценовой зоне и 1,04 тысячи рублей за МВт в месяц во второй. Такой уровень, позволяющий окупить строительство новой электростанции, в 5,5 раза превышает цены на конкурентном отборе старой мощности (КОМ, конкурсная процедура, определяющая цену действующих энергомощностей).

«В соответствии с методикой расчета цены на мощность по контракту ДПМ, средневзвешенная цена продажи мощности к 2021 году вырастет на 63% во второй ценовой зоне и 78% в первой ценовой зоне. Это произойдет под влиянием индексации операционных затрат и утвержденного в ДПМ фактора ускоренной окупаемости капитальных вложений», — говорится в исследовании.

Пик выплат по ДПМ придется на 2020 год, в котором прогнозируемый совокупный платеж сверх расчетной цены КОМ достигнет 268 миллиардов рублей. Средняя оптовая цена на электрическую энергию (включая мощность) в 2017 году вырастет под влиянием оплаты ДПМ ТЭС на 195 рублей за МВт.ч. В пиковом 2020 году вклад ДПМ ТЭС оценивается в 235 рублей за МВт.ч (первая ценовая зона) и 275 рублей за МВт.ч (вторая ценовая зона), что эквивалентно росту оптовой цены на 15% и 18% соответственно, отмечает Vygon Consulting.

Источник: BigpowerNews


06.11.2017

Потребители попросили Госдуму заблокировать новый закон о «перекрёстке»

Ассоциация «Сообщество потребителей энергии» просит комитет по энергетике Госдумы дать отрицательный отзыв на законопроект Минэнерго по перекрёстному субсидированию в электросетевом комплексе, следует из письма директора ассоциации Василия Киселёва председателю комитета Павлу Завальному.

В мае этого года Минэнерго оценивало объём перекрёстного субсидирования в электросетевом комплексе в 368 млрд рублей, поясняя, что к 2022 года он может достигнуть 417 млрд рублей,. При перекрёстном субсидировании в отрасли промпотребители, малый и средний бизнес доплачивают территориальным сетевым компаниям (ТСО) за население.

Субсидирование основано на механизме «последней мили», когда ТСО берут в аренду у Федеральной сетевой компании (ФСК) часть электросетевого оборудования. В итоге подключенные к нему потребители заключали договор и оплачивали услуги ТСО. С 2014 года «последняя миля» постепенно отменяется в российских регионах. Минэнерго отмечало, что перекрёстное субсидирование учитывается в тарифах на услуги ТСО и не учитывается в тарифах ФСК. Доля сетевой составляющей в конечной цене на электроэнергию у потребителя ТСО составляет 42%, у потребителя ФСК – 15%. Министерство подчеркивало, что крупные потребители, подключенные к сетям ФСК, «не несут социальной нагрузки по перекрёстному субсидированию, что создает для них дополнительные экономические преференции по отношению к малому и среднему бизнесу», работающему с ТСО.

Когда при отмене «последней мили» крупные потребители переходят на работу с ФСК напрямую, минуя ТСО, это ещё больше увеличивает нагрузку на малый и средний бизнес, поясняло Минэнерго. Кроме того, у ТСО возникают выпадающие доходы. В итоге Минэнерго подготовило изменения в закон «Об электроэнергетике», поясняя, что они нужны для компенсации оставшихся выпадающий доходов и снижения объёмов перекрёстного субсидирования. Министерство предложило ввести дифференциацию тарифов ФСК для прямых потребителей и ТСО, а также распределить перекрёестное субсидирование на всех потребителей ТСО и ФСК, кроме населения и приравненных к нему потребителей.

Также предлагается изменить условия оплаты для прямых потребителей ФСК. Если они присоединятся к сетям ФСК после 1 января 2018 года, то будут оплачивать услуги по передаче электроэнергии по единым «котловым» тарифам, которые устанавливаются в каждом регионе РФ. Те, кто присоединился к сетям ФСК до 2018 года, будут платить по тарифам, установленным для ФСК.

По итогам оценки регулирующего воздействия на федеральном портале проектов нормативных правовых актов этот законопроект получил отрицательное заключение.

«Фактически Минэнерго предлагает возродить ранее отмененный механизм аренды «последней мили», перенеся на крупную промышленность нагрузку по содержанию распределительных сетей, в том числе в части финансирования непрозрачных и неэффективных затрат», – охарактеризовал Василий Киселёв в своем письме предложения Минэнерго.

По его словам, в сложных экономических условиях для промышленности Минэнерго предлагает фактически отменить принятое четыре года назад решение о поэтапной ликвидации перекрёстного субсидирования по механизму аренды «последней мили». Предложения ведомства, по его мнению, установят аналогичный «последней миле» механизм для любого нового промышленного объекта бессрочно, что вводит существенные инвестиционные риски для новых промпроизводств.

По словам главы Ассоциации, большинство потребителей «последней мили» помимо сетей ФСК остаются технологически присоединенными к сетевой инфраструктуре ТСО. Поэтому даже после прекращения договоров «последней мили» они всё равно участвуют в оплате перекрёстного субсидирования через тарифы ТСО. Для предприятий черной металлургии такие расходы могут составлять 0,9−1,5 млрд рублей в год на одну компанию.
Минимизация перекрёстного субсидирования в электроэнергетике могла бы создать благоприятные условия для развития энергоёмких отраслей промышленности, малого и среднего бизнеса, считает Василий Киселёв.

«Ассоциация «Сообщество потребителей энергии» просит комитет по энергетике Государственной думы дать отрицательную оценку на данный законопроект Минэнерго России по распределению и увеличению объёма перекрёстного субсидирования за счёт повышения эффективности функционирования электросетевого комплекса, а также иных мер, не приводящих к новым неналоговым нагрузкам на промышленные предприятия», – говорится в письме.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


06.11.2017

Tesla запустила в Китае самый большой зарядочный комплекс в мире

Компания Tesla открыла самый большой зарядочный комплекс Supercharger в мире. Станция находится в Шанхае и позволяет одновременно «заправляться» ста автомобилям.

В подземном паркинге шанхайского бизнес-центра Lilac International установлено 50 зарядочных станций Supercharger, каждая из которых может обслуживать два автомобиля. Зарядочный комплекс открыт круглосуточно семь дней в неделю. В общей сложности «Тесла» планирует до конца текущего года открыть в Китае тысячу точек Supercharger.

До этого самым крупным зарядочным комплексом в сети Supercharger была станция в Норвегии – 20 точек подзарядки. Сейчас также строится комплекс на 40 мест в Калифорнии.

По всему миру в общей сложности сейчас работает 1032 станции Supercharger на 7320 точек подзарядки. Они расположены в Северной Америке, Европе, Азии и Австралии.

Сначала подзарядка автомобилей Tesla на них была бесплатной, однако с января 2017 года владельцам машин придется платить либо за минуту использования Supercharger, либо за киловатт-час (варьируется в зависимости от местонахождения станции).

Источник: Энергосовет


06.11.2017

Микросети ВИЭ на блокчейне создает бруклинский стартап

Исследующий возможности блокчейна в возобновляемой энергетике бруклинский стартап LO3 объявил о партнерстве с Технологическим институтом Карлсруэ (KIT) и немецкими энергетическими компаниями EnergieSudwest и Allgauer Uberlandwerk. Об этом сообщается в пресс-релизе.

Как отмечается на сайте LO3, в рамках партнерства организации займутся развертыванием микросетей на блокчейне, которые объединят возобновляемые источники энергии, используемые жителями Германии и местными предприятиями.

“В настоящее время миллионы домов и предприятий по всей Германии пользуются солнечными панелями, установленными на крышах. При этом они вынуждены продавать излишки энергии по ценам, устанавливаемым крупными коммунальными предприятиями и отправлять их обратно в сеть. Теперь у владельцев солнечных панелей появляется возможность стать “производителями” и продавать излишки энергии своим ближайшим соседям”, — отмечают представители бруклинского стартапа.

По мнению разработчиков, микросети на блокчейне не только интересны для владельцев солнечных панелей, но и способствуют развитию местной экономики.

“Для многих немецких пользователей солнечных фотоэлектрических модулей, у которых истекает срок действия Зеленого тарифа, платформа позволит получить максимальную отдачу от инвестиций в возобновляемые источники энергии. Кроме того, она даст возможность потребителям покупать энергию у своих соседей. Мы уверены, многие участники осознают, что локальная покупка энергии укрепляет их сообщество и местную экономику”, — сказал CEO LO3 Лоуренс Орсини.

Пилотные проекты будут проводиться в одном из районов города Ландау, а также в туристическом регионе Альгой в южной Германии. В частности, в Ландау будет развернута микросеть на площади в 3,8 га, где расположены 130 жилых помещений и 19 предприятий.

В целом же, по словам представителей организаций, оба проекта призваны продемонстрировать то, как распределенная энергетика и микросети могут дополнять уже существующие энергетические системы, а также усилить интерес к “чистой энергии”.

Напомним, в прошлом году после удачных экспериментов в Нью-Йорке стартап LO3 запатентовал решение на базе блокчейна для систем повторного использования тепловой энергии.

Источник: ЭПР


06.11.2017

РФ и Узбекистан подписали соглашения о сотрудничестве в энергетике

Россия и Узбекистан по итогам межправительственных переговоров подписали пакет документов о сотрудничестве в сфере энергетики, пишут СМИ.

В частности, были подписаны соглашение по организации финансирования проекта “Производство синтетического жидкого топлива на базе очищенного метана Шуртанского ГХК” в Республике Узбекистан” , а также рамочное соглашение о финансировании инвестиционного проекта “Строительство нефтеперерабатывающего комплекса в Джизакской области” на сумму $500 млн.

Также было подписано соглашение о сотрудничестве и установлении кредитного лимита между группой “Российский экспортный центр” и АКБ “Узпромстройбанк” на сумму $41 млн.

Кроме того, по итогам переговоров двух стран утверждено соглашение о порядке реализации инвестпроекта по строительству цементного завода в Ташкентской области мощностью 3 млн тонн между АО “ЕВРОЦЕМЕНТ груп” и АО “Узстройматериалы”, сумма проекта составляет $160 млн.

Источник: ЭПР


06.11.2017

В Германии построили самый высокий в мире ветрогенератор

Немецкая компания Max Bögl Wind AG построила самую высокую в мире ветряную турбину. Опора имеет высоту 178 м, а общая высота башни с учетом лопастей составляет 246,5 м. Об установке пишет Electrek.

Max Bögl Wind AG специализируется на строительстве самых высоких ВЭС в мире. Ее новый ветряк-рекордсмен расположен в немецком Гайльдорфе. Он является частью группы из четырех других башен высотой от 155 до 178 м, на каждой из которых установлен генератор мощностью 3,4 МВт. В компании считают, что количество вырабатываемой энергии составит 10 500 МВт*ч в год. Стоимость проекта равна €70 млн ($81 млн), и, как ожидается, каждый год он будет приносить по €6,5 млн. Рекордную высоту обеспечивает ноу-хау компании, строительная технология под названием System 160+.

В сверхвысоких ветряках используется экспериментальная технология «водной батареи», то есть гидроаккумуляции энергии. Резервуаром служит водонапорная башня высотой 40 м, которая связана с ГЭС, расположенной на 200 м ниже ветряков. Излишек энергии ветра используется для перекачивания воды против силы тяжести и ее хранения в башне. При необходимости вода высвобождается для подачи электрического тока. Для переключения между режимами хранения энергии и ее подачи в сеть требуется всего 30 секунд. Емкость резервуара составляет 70 МВт*ч, чего хватило бы среднему американскому домохозяйству на семь лет.

Прибавка одного метра к высоте ВЭС увеличивает годовую выработку энергии на 0,5-1% за счет пониженной турбулентности и более высоких скоростей ветра. В свою очередь, согласно исследованиям, использование ветряков разной высоты снижает стоисость электричества на 5-9%. Неудивительно, что ветряки становятся все выше. Так, компания Vestas рассчитывает в следующем году установить прототип ВЭС высотой 241 м.

Европа уже получает от энергии ветра значительную часть электричества. На прошедших выходных был поставлен рекорд: 24,6% всей потребляемой электроэнергии в Евросоюзе поступило от ветровых генераторов, установленных в 28 странах ЕС.

Источник: Хайтек


02.11.2017

ФАС просит генерирующие компании не обращаться к энергорынку в поисках средств на развитие

ФАС России просит генерирующие компании не обращаться к энергорынку в поисках средств на свое развитие, сказал в пятницу, 27 октября, замглавы ведомства Анатолий Голомолзин на конференции «Антимонопольное регулирование в России», организованной «Ведомостями».

«Я вас прошу, не просите от страны, от потребителей дополнительных денег на ваше неэффективное развитие, предложите эффективную модель своего поведения, работайте эффективно — и мы вас будем воспринимать как партнеров общего дела. А так нам не интересно — идите, работайте в другом месте, зарабатывайте деньги, нам такие неинтересны генерирующие компании», — сказал Голомолзин, сообщае ПРАЙМ.

В России с 2010 года действует программа строительства новой генерации в рамках договоров предоставления мощности (ДПМ), по которым инвестору гарантируется окупаемость инвестиций за счет повышенных платежей за мощность. Эта программа вскоре завершается, поэтому в отрасли возникла дискуссия о том, надо ли вводить подобный механизм для модернизации электростанций. Против него выступают потребители электроэнергии, на которых сейчас ложатся повышенные платежи за мощность по ДПМ.

Голомолзин также выразил мнение о системе двухэтапного конкурентного отбора мощности (КОМ), которая по мнению Минэнерго РФ, может заработать в 2018 году для окупаемости модернизации электростанций. Первый этап КОМ — это отбор электростанций (на год или на три, по желанию компании) и определение базовой цены мощности. Второй — отбор и определение цены для проектов модернизации и нового строительства. В нем могут участвовать объекты, отобранные на первом этапе на один год.

«Я конкретных предложений Минэнерго РФ на этот счет не видел, но то что озвучивается в СМИ… мы всегда выступали против такого подхода. Развиваться нужно какой-то одной частью, например, еще раз повторюсь, что нельзя строить генерацию, если эту проблему можно решить другими способами», — считает Голомолзин.

В частности, он отметил, что в некоторых случаях строительство электросетей может стать альтернативой более дорогому строительству генерации.

Источник: BigpowerNews


02.11.2017

Россия претендует на организацию торгов электроэнергией в ЕАЭС

Москва предложила передать российскому АО «Администратор торговой системы» (АТС) функции организации торгов на едином энергорынке ЕАЭС, который появится не раньше 2019 года.

Учреждённое «Советом рынка» АО АТС с 2008 года организует торги на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в РФ. Идея обсуждалась 25 сентября на совещании у вице-премьера Аркадия Дворковича. Как говорит источник, знакомый с итогами совещания, Минэнерго, ФАС, Минэкономики и «Совет рынка» (регулятор энергорынков) должны были дать предложения до 20 ноября. Точная дата создания общего энергорынка (ОЭР) ЕАЭС не определена: РФ, Казахстан, Армения, Киргизия и Белоруссия лишь не позднее 1 июля 2019 года должны подписать договор о нём.

В «Совете рынка» подтвердили, что АТС хочет выступить оператором ОЭР, и отметили, что у АО «огромный опыт проведения торгов с большим количеством участников». По данным регулятора, члены союза обсуждали вопрос создания новой площадки или организации торгов на имеющихся – АТС в России и КОРЭМ в Казахстане. Площадками могут выступить и товарные биржи, считают в «Совете рынка». РФ и Казахстан должны подготовить предложения и ранжировать площадки по оценке стоимости модернизации электронных торговых систем до октября 2018 года. Но в «Совете рынка» признают, что из-за сильного различия рынков и моделей регулирования, а также из-за потенциального профицита мощности о параметрах товарооборота говорить рано.

В министерствах энергетики Белоруссии и Казахстана не ответили. В Минэнерго Армении отметили, что в концепции формирования ОЭР не предусмотрена передача управления им конкретной стране или той или иной организации одного государства (ценообразование на ОЭР и планируемые поставки не комментировали). По словам первого зампреда правления Национального энергохолдинга Киргизии Нурлана Садыкова, основную выработку в энергосистеме страны дают ГЭС, поэтому возможные объёмы поставок будут зависеть от водно-энергетической ситуации и потребления страны.

Но объединить энергорынки стран ЕАЭС будет сложно. Либерализация отрасли частично прошла в Армении и Казахстане, где, как и в РФ, разделены генерация, распределение и сбыт, но в обеих странах тарифы регулируются. В Белоруссии госмонополия «Белэнерго», а после запуска Белорусской АЭС в 2019–2020 годах (2,4 ГВт) страна станет энергопрофицитной и необходимость в импорте из РФ пропадет. Сейчас Москва изучает последствия начала работы АЭС в РФ: либо она вытеснит старую генерацию, либо придётся отказаться от новых мощностей, полагали источники. В Киргизии либерализация рынка прошла формально: активы разделены, но остаются в госсобственности.

Наталья Порохова из АКРА отмечает, что ещё нет правовой базы для объединения рынков, есть особенности, как в РФ организован рынок мощности. По её мнению, для потребителей РФ вряд ли будут риски: например, в Казахстане энергоцены ниже, и российские потребители могут выиграть от роста конкуренции. По оценке Николая Посыпанко из Vygon Consulting, объём взаимной энерготорговли в ЕАЭС невелик: импорт из Казахстана в РФ – около 3 млрд кВт/ч в год (0,3% потребления), такой же экспорт из РФ в Белоруссию, но только до запуска БелАЭС. Создание единого рынка не отразится на объёмах, поскольку экспорт и импорт уже идут на рыночных принципах, говорит эксперт. Оптовые цены в Казахстане или Киргизии, по оценке Николая Посыпанко, ниже цен в европейской части России на 25–40%, а тарифы в Белоруссии без учёта льгот – выше. Россия, считает он, может занять около 85% в балансе мощности и выработки на рынке ЕАЭС, но единое торговое пространство потребует общего оптового рынка или искусственной интеграции различных систем.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


02.11.2017

Ответственность за поверку приборов учета может быть возложена на ресурсоснабжающие организации

Ответственность за обслуживание и поверку приборов учета может быть возложена на ресурсоснабжающие организации. Об этом сообщил 31 октября в ходе заседания Совета законодателей Российской Федерации замглавы Минстроя России, главный государственный жилищный инспектор Андрей Чибис.

По словам замминистра, одна из приоритетных задач Минстроя России – повышение эффективности мониторинга коммунальных сетей, в том числе, создание систем учета потребления коммунальных ресурсов онлайн. При этом обязанность установки соответствующих приборов учета и ответственность за их обслуживание будут возложены на участников рынка.

«Системы автоматического учета потребления способны повысить эффективность системы в разы – начиная с своевременного выявления аварий и потерь и заканчивая сокращением объема внебалансовых, или попросту украденных, ресурсов. При этом мы понимаем, что нужна именно система учета, каждому ставить свой прибор со своими параметрами неэффективно, и эта система должна быть организована за счет тех, кто управляет городским хозяйством. Это безусловно повысить эффективность системы», – прокомментировал Андрей Чибис.

Источник: Энергосовет