Новости

23.10.2017

В Шотландии запущена первая плавучая ветровая ферма

Установку 253-метровых турбин называют «инженерным подвигом», а максимальную выгоду от использования этой электростанции будут извлекать после внедрения мощнейшей системы хранения энергии, пишет Engadget.

Пять огромных турбин начали работать на первой в мире плавучей ветряной ферме в 24 километрах от берегов Шотландии. Она будет генерировать 30 мегаватт «чистой» энергии — этого достаточно, чтобы обеспечить электричеством 20 000 домов.

Турбины Hywind Scotland 253 метра в высоту, причем, над уровнем моря они возвышаются всего на 78 метров, а ко дну крепятся цепями весом 1200 тонн.
Это настоящий инженерный подвиг, поскольку строить плавучие ветряные фермы чрезвычайно сложно и трудозатратно. В течение года там планируют установить аккумулятор для хранения энергии Batwind мощностью 1 МВтч, чтобы извлечь максимальную выгоду из этой электростанции.

В последние годы Британия вообще стала задавать тренды на проекты по внедрению «чистой» энергетики, устанавливая новые вехи в развитии возобновляемых источников энергии. В Шотландии находятся самые большие в мире ветрогенераторы, а в скором времени в Ирландском море появятся турбины еще большего размера.

Недавно северный берег Шотландии стал главным местом для тестирования волновых и приливных устройств из-за множества естественных приливных течений. В результате, в сентябре этого года Шотландия установила мировой рекорд по выработке приливной энергии — ее хватило для питания 2000 домов.

Источник: Хайтек


23.10.2017

Сингапурские ученые делают фотоэлементы из меди, цинка и олова

Сингапурское правительственное научно-техническое агентство A*STAR разработало альтернативный материал для изготовления кремниевых солнечных элементов, более дешевых и простых в производстве.

Кремниевые фотоэлементы высокоэффективны и способны конвертировать до 25% солнечного света в электричество, но производство кремниевых пластин, которые должны быть около 300 микрон толщиной, чтобы абсорбировать весь солнечный свет, попадающий на них, — процесс дорогой и требующий температур около 1200 градусов Цельсия.

Более дешевой альтернативой кремнию является теллурид кадмия. Однако, он очень токсичен и может вызывать рак. Это побудило Гоутама Далапати и его коллег исследовать сульфид меди-цинка-олова (CZTS), который обладает необходимыми для фотоэлементов оптическими свойствами, но при этом состоит из широко распространенных и нетоксичных веществ, обрабатывать которые дешевле, чем кремний.

«CZTS — это полупроводниковое соединение с более высоким коэффициентом поглощения, чем кремний, — говорит Далапати, — так что он может усваивать больше видимого света и вырабатывать больше электричества, чем кремний, и его можно использовать в больших объемах, например, для создания солнечных крыш или ферм».

Фотоэлементы из CZTS обладают потенциальным КПД до 30%, но тонкие пленки этого соединения должны быть чистыми, без примесей. Также им требуется подходящий материал в качестве буферного слоя, который располагается под CZTS и помогает собирать электрический заряд, пишет Phys.org.

С помощью технологии напыления ученые вырастили тонкую пленку CZTS, добившись единообразия структуры и гладкой поверхности. Общая эффективность фотоэлемента увеличилась почти в 5 раз, когда температура сульфирования поднялась с 500 до 600 градусов Цельсия. «Мы добились производительности почти в 5%, а когда найдем подходящий буферный слой, собираемся достичь 15%», — обещает Далапати.

Гибкие солнечные панели с водонепроницаемым покрытием разработали японские ученые. Их можно будет встраивать в одежду для наблюдения за здоровьем и физической активностью.

Источник: Хайтек


23.10.2017

Уникальная бетонная крыша превращает жилой дом в электростанцию

Исследователи из Швейцарии разработали новую форму кровли, позволяющую наиболее эффективно генерировать электричество с помощью солнечных панелей. Ожидается, что с ее помощью жилые здания смогут производить больше энергии, чем они потребляют, сообщает Futurism.

Сотрудники Швейцарского федерального технологического института в Цюрихе разработали ультратонкую изогнутую кровлю особой формы, идеально подходящую для производства солнечной энергии. Крыша состоит из нескольких слоев: бетонная основа, нагревательные и охлаждающие катушки и изоляция, а затем еще один слой бетона.

Тонкопленочные фотогальванические элементы, используемые для сбора солнечной энергии, устанавливаются на внешней стороне конструкции. Высота прототипа крыши составила 7,5 метров, а за счет изогнутой поверхности такая кровля имеет общую площадь 160 м2. В настоящее время прототип демонтирован, а его функциональный аналог будет использован в следующем году в жилом доме HiLo, который является частью проекта NEST.

Обычно крыши уникальной формы создаются из материалов, не подлежащих повторному использованию, таких как древесина или измельченный пенобетон. Однако в данном проекте вместо них использовалась сеть стальных тросов, покрытая полимерным текстилем. На эту основу затем наносился бетон. Это не только позволило реализовать необычный дизайн, но и значительно удешевило крышу с точки зрения стоимости материалов. В проекте использовался алгоритм, позволяющий придать крыше желаемую форму после нанесения мокрого цементного раствора, который распылялся с помощью специально разработанной технологии.

Крупнейший в мире производитель солнечных батарей, компания GCL System Integrated Technology, начала продажи первой модульной солнечной электростанции — 2.5MW Solar Block. Ее отличают компактность и возможность быстрого монтажа.

Источник: Хайтек


15.10.2017

ГЭХ предложил повысить тарифы для угольной генерации в 1 ЦЗ

«Газпром энергохолдинг» предложил Минэнерго увеличить тарифы для угольных электростанций, расположенных в европейской части России и на Урале. Об этом рассказали два источника на рынке. Тариф может быть повышен, например, до уровня цены конкурентного отбора мощности (КОМ) в Сибири, основу которой наряду с ГЭС составляет как раз угольная генерация. Компании не хватает денег на содержание станций, говорит один из собеседников. Альтернативой повышению тарифа станет их вывод из эксплуатации, добавляет он.

Такая инициатива обсуждается в Минэнерго, но решения пока нет, подтвердил представитель «Газпром энергохолдинга». По его словам, аналогичный механизм надбавки к цене на мощность для промышленных потребителей действует в отношении «Русгидро», которой компенсируется снижение энерготарифов на Дальнем Востоке. Сумма надбавки для «Газпром энергохолдинга» может составить 1,5 млрд рублей, подсчитала руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова.

Первая ценовая зона, в которую входят европейская часть России и Урал, объединяет электростанции общей мощностью более 140 ГВт, на угольную генерацию приходится 8% мощности. Угольная генерация обеспечивает диверсификацию топливного баланса и способна выступить как резерв на случай форс-мажорных ситуаций, объясняет её важность представитель «Газпром энергохолдинга». Но текущей цены КОМа в первой ценовой зоне недостаточно для покрытия затрат угольных электростанций, отмечает он: она не учитывает ряд факторов. Ключевой из них в том, что затраты на подготовку топлива на угольных станциях на 50–70% выше, чем на газовых. При этом цена на мощность в первой ценовой зоне формируется под влиянием газовой генерации и находится на более низком уровне, чем во второй ценовой зоне (Сибирь), где наблюдается обратная ситуация, говорит представитель компании. Ещё один фактор – транспортные расходы, сказал он. Например, для Рязанской ГРЭС на транспортную составляющую приходится 75% в конечной цене на уголь. Рост цен на электроэнергию не позволяет компенсировать рост цен на уголь, добавляет собеседник.

В «Газпром энергохолдинг» входят ТГК-1, ОГК-2, «Мосэнерго» и МОЭК. Из них наибольшая доля угольной генерации приходится на ОГК-2 – 29,66%. Из расположенных в первой ценовой зоне электростанций ОГК больше всего угля потребляет Новочеркасская ГРЭС (почти 30%). Весной гендиректор «Газпром энергохолдинга» Денис Фёдоров говорил, что компания рассматривает перевод этой станции на газ. Он отмечал, что электростанция испытывает проблемы с поставщиками угля и его качеством. Строительство газопровода до станции он оценивал в 1 млрд рублей.

В Сибири – регионе добычи угля – работающие на нём ТЭС конкурентоспособны, говорит Наталья Порохова. Но в европейской части у станций, потребляющих кузбасские угли, железнодорожный тариф увеличивает стоимость топлива в 2 раза, отмечает она: таким образом, себестоимость производства электроэнергии оказывается в 1,5 раза выше, чем на газовых электростанциях.

Минэкономразвития выступает против предложения «Газпром энергохолдинга», ответил представитель ведомства. Его коллега из Минэнерго не ответил на запрос. Экономических причин содержать угольную генерацию в первой ценовой зоне нет, считает директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселёв. По его мнению, нужно не оттягивать решение проблемы новыми субсидиями и нерыночными надбавками, а поэтапно реконструировать электростанции для работы на другом топливе и решать связанные с этим социальные вопросы.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


15.10.2017

«Совет рынка» поддерживает создание на Дальнем Востоке третьей ценовой зоны ОРЭМ

«Совет рынка» поддерживает создание на Дальнем Востоке третьей ценовой зоны конкурентного рынка электроэнергии, сообщил председатель правления НП «Совет рынка» Максим Быстров в кулуарах конференции «Развитие генерации после ДПМ».

«Мы эту идею (создания третьей зоны — ред.) поддерживаем. Это позволило бы во многом к проблеме Дальнего Востока подойти с более правильных рыночных позиций, нежели чем то, что сейчас там происходит. Мы не понимаем какая там условно «справедливая» цена, мы не понимаем как там всё формируется, часть тарифов субсидируется… Крайне непрозрачная там среда. Мы бы хотели, чтобы там действовали общие рыночные принципы», – сообщил Максим Быстров.

Ранее замглавы Минэнерго Вячеслав Кравченко говорил, что ведомство видит возможность для создания на Дальнем Востоке третьей ценовой зоны оптового рынка электроэнергии и мощности. Ценовая зона – это часть территории РФ, где возможна конкуренция между участниками оптового рынка. Сейчас в России существует две ценовые зоны – первая (Европейская часть РФ и Урал) и вторая (Сибирь). Позже Вячеслав Кравченко уточнял, что возможно присоединение Дальнего Востока ко второй зоне.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


15.10.2017

На бытовую технику в РФ введут требования энергосбережения

Для всей бытовой техники, продаваемой в России и других странах ЕАЭС, могут быть введены требования энергосбережения. Евразийская экономическая комиссия работает над соответствующим техническим регламентом. В основу документа могут войти 54 российских ГОСТа, которые позволят сократить потребление электричества на 35–40%. Экономными станут телевизоры, стиральные машины, холодильники и другая техника.

В Росстандарте сообщили, что разработано 54 ГОСТа, которые помогут россиянам сэкономить на электричестве до 40% в результате перехода оборудования на энергосберегающие технологии. 20 стандартов уже утвердили, а до конца года предполагается принять еще 34. Они будут введены в действие в 2018–2019 годах. Эти ГОСТы смогут войти в технический регламент Евразийского экономического союза (ЕАЭС), рассказали в Росстандарте.

Стандарты распространяются в основном на бытовую электротехнику: холодильники и морозильники, стиральные, посудомоечные и сушильные машины, бытовые кондиционеры и тепловые насосы, источники света и осветительные устройства. Например, в национальном стандарте на телевизоры и мониторы предусмотрено, что мощность потребления электроэнергии у работающего телевизора диагональю экрана 21” и Full HD разрешением не должно превышать 78,8 Вт по минимальным требованиям и 58 Вт — по повышенным. В режиме же ожидания мощность потребления не должна превышать 1 Вт в любом случае. Если проводить параллель с классификацией энергоэффективности, принятой в Евросоюзе, значения соответствуют классу энергоэффективности D и выше. Это не самый высокий класс по меркам ЕС (наиболее энергоэффективная техника имеет класс A или даже A+++), но и такие требования позволят существенно сэкономить.

Если все страны ЕАЭС — Россия, Киргизия, Казахстан, Белоруссия и Армения — одобрят включение российских стандартов в технический регламент, то они будут обязательны к исполнению. ГОСТы носят только рекомендательный характер.

Техрегламент ЕАЭС «О требованиях к энергетической эффективности электрических энергопотребляющих устройств» может быть принят уже в этом году. Представители Евразийской экономической комиссии (ЕЭК) сообщили, что документ «в стадии высокой степени готовности». Проект техрегламента уже одобрен для вынесения на коллегию ЕЭК, а в силу вступит по истечении 18 месяцев с даты принятия.

— Проект техрегламента устанавливает обязательные для применения и исполнения на территории Союза требования к энергопотребляющим устройствам в части их энергетической эффективности и маркировки. Ранее подобных требований на уровне Союза не было. В настоящее время по результатам консультативного комитета ЕЭК совместно со сторонами дорабатывает проект техрегламента и перечень стандартов к нему, — рассказали в ЕЭК.

Ведущий эксперт Фонда национальной энергетической безопасности Игорь Юшков считает, что новый техрегламент, несмотря на энергосбережение, чреват дополнительными расходами для населения.

— Чем выше энергоэффективность электроприборов, тем они дороже. Сейчас каждый может сделать выбор в пользу того или иного товара. Если регламент будет принят, то такого выбора население будет лишено, а это значительно может ударить по карману бедных слоев населения, — рассказал эксперт.

Государству, по его словам, выгодно снижение потребления электроэнергии, потому что в этом случае уменьшается и количество выбросов в атмосферу. А Россия подписала парижское соглашение по климату, приняв обязательства снизить выбросы парниковых газов к 2030 году на 25–30% по сравнению с уровнем 1990-го.

В Минпромторге сообщили, что принимали участие в разработке техрегламента, в том числе в формировании позиции российской стороны об одобрении документа.

— Минпромторг России поддерживает скорейшее принятие данного технического регламента, — рассказали в ведомстве.

В Минэнерго не успели предоставить оперативный ответ на запрос.

В Росстандарте отметили, что сегодня Россия находится на 29-м месте по количеству потребляемой электроэнергии с расчетом 6533 кВт на душу населения в год. При этом, например, в Китае этот показатель находится на уровне 3312 кВт. Поэтому в ведомстве разрабатывают стандарты, опираясь на мировой опыт. Например, передовые технологии обсуждаются в рамках Генеральной сессии Международной электротехнической комиссии (МЭК), проходящей на этой неделе во Владивостоке.

Источник: Энергосовет


15.10.2017

Эксперимент Системного оператора и «Кузбассэнергосбыта» подтвердил возможность участия потребителей розничного рынка в ценозависимом потреблении

АО «Системный оператор Единой энергетической системы» и ПАО «Кузбассэнергосбыт» организовали и провели натурный эксперимент по участию в ценозависимом снижении потребления (ЦЗСП) розничных потребителей электроэнергии. Участником эксперимента стал Ледовый дворец города Ленинск-Кузнецкий Кемеровской области.

В процессе натурного эксперимента, проведенного 7 октября, была подтверждена возможность участия потребителей розничного рынка в механизме ЦЗСП. При подготовке к проведению эксперимента персоналом Ледового дворца были определены допустимые параметры изменения режима работы холодильной установки, замораживающей ледовую арену. Это позволило после получения от ПАО «Кузбассэнергосбыт» сигнала о разгрузке осуществить снижение потребления в запланированном объеме без влияния на режим работы спортивного объекта. При этом, благодаря эффективному планированию, розничный потребитель – участник эксперимента обеспечил снижение электропотребления в указанные часы без изменения суточного объема потребления.

Успешное проведение натурного эксперимента имеет важное значение для развития механизма ЦЗСП, применяемого в ЕЭС России с 2017 года. В настоящее время в ЦЗСП участвуют только оптовые потребители электроэнергии и мощности. Опыт, полученный в ходе эксперимента, в дальнейшем будет использован для совершенствования правил розничного рынка, позволяющего распространить ЦЗСП на розничных потребителей.

Экономическое управление спросом или ценозависимое потребление подразумевает добровольное снижение энергопотребления конечным потребителем при определенных экономических сигналах рынка электроэнергии с получением экономической выгоды за осуществление такого снижения потребления.

Demand Response с 2010 г. активно развивается на рынках электроэнергии разных стран. Программы управления спросом внедряются в США, Евросоюзе, Австралии, Новой Зеландии, Китае и других странах.

Механизм ценозависимого потребления впервые включен в состав инструментов регулирования спроса и предложения в ЕЭС России в 2016 г. после выхода постановления Правительства РФ от 20.07.2016 г. № 699 «О внесении изменений в Правила оптового рынка электрической энергии и мощности». Применяемый в России финансово-экономический механизм ЦЗСП позволяет достичь выгоды как участвующим в ЦЗСП потребителям, так и всем покупателям оптового рынка электроэнергии за счет общего снижения цены на рынке в пиковые часы. ЦЗСП обеспечивает экономическую эффективность работы энергосистемы в пиковые часы, позволяя избежать привлечения менее неэффективных генерирующих объектов для покрытия спроса на электроэнергию. При этом относительно небольшое снижение потребления может привести к существенному снижению цены на электроэнергию.

Источник: ЭПР


11.10.2017

Российская версия распределенной энергетики

Мир не стоит на месте. Потребность в энергии растет. Развитые страны стремятся перейти на зеленую энергию и сокращают долю классической генерации. Повсюду появляются микро- и мини-электростанции. Как последние тенденции отразились на российской энергетике?

Прошли те времена, когда российская энергетика жила по плану. Ее судьбу теперь определяют не только государство и крупные промышленные объекты, а множество игроков энергорынка и самые разные типы потребителей. Новые производители энергии становятся на рынке все более заметными.

Официальная статистика говорит о том, что доля распределенной малой энергетики уже составила 5% от установленных мощностей. К ней относится более 50 тысяч электростанций мощностью около 340 кВт, которые также вырабатывают тепло.

Малую энергетику поддерживают отдельные регионы. В Белгородской области еще в 2010 году были запущены пилотные проекты в области солнечной энергии. В регионе работает программа развития распределенной энергетики до 2020 года, по которой должно быть построено более 170 малых электростанций. Этот опыт будет интересен администрациям удаленных городов и поселков на Крайнем Севере и Дальнем Востоке, где потребителей немного и не все вопросы энергоснабжения решены.

Новые игроки появляются также в результате развития традиционных энергокомпаний. Росатом и Fortum выходят на рынок ветроэнергетики, развивается российское производство солнечных панелей. Хотя пока возобновляемые источники энергии обеспечивают всего 1,5% генерации, стратегия Минэнерго предусматривает увеличение этой цифры до 5% к 2024 году.

Таким образом, все мировые тенденции уже влияют на российскую энергетику, она уже развивается по распределенной модели.

Какими будут последствия? Есть положительные моменты. Например, в некоторых городах и регионах электричество перестанет стоить неоправданно дорого. Отрицательные моменты сводятся к тому, что стабильность энергосистемы начинает зависеть от малоуправляемых факторов, предложение может не сходиться со спросом, доступность и дешевизну энергии контролировать сложнее.

Пока не решены вопросы, как первые ветряные фермы будут отгружать энергию в сеть и как будет продаваться этот относительно небольшой объем энергии, ветряная энергетика будет ограничена в своем развитии. Солнечные электростанции также пока могут снабжать только отдельных потребителей. Пока не принят закон, который бы позволял владельцам домов продавать излишки солярной энергии в сеть. Как учитывать объем энергии от микроэлектростанций на балконах квартир или крышах домов и как это должно оплачиваться, еще не решено.

Тем не менее изменения не остановить. Чем дальше, тем больше доля нестабильной энергии и сложнее баланс энергосистемы.

По классификации МЭА, пока Россия находится на первой стадии интеграции ВИЭ, когда новые производители энергии почти не влияют на энергетику. Многие европейские страны находятся на второй и третьей стадиях, когда ВИЭ составляет от 3 до 15% генерации или больше. Как в Европе пережили переход от централизованной энергетики к распределенной?

Германия в 2011 году запустила масштабную перестройку энергетики, после того как был принят план отказа от АЭС. В эту сферу были привлечены существенные инвестиции. Государство субсидировало строительство объектов альтернативной энергетики и брало на себя до 50% тарифа. Более того, вся энергетика перешла на новый принцип балансировки на основе виртуальных электростанций. Системы, которые реализуют эту концепцию, в реальном времени собирают информацию о доступных мощностях, спросе на текущий момент и в будущем, возможностях ограничить отдельных потребителей и т.д. Аналитика на основе этих данных позволяет планировать загрузку энергосистемы, управлять спросом, а также вести расчеты между производителями и потребителями.

В переходный период в Германии прогнозирование изменений в генерации, аналитику потребления и баланс сети взяло на себя Energy Cloud. Оно регулирует генерацию так, чтобы при высоком спросе не нужно было задействовать дорогие электростанции, то есть либо ограничивает потребление, либо привлекает относительно дешевую, доступную генерацию.

Еще один показательный пример можно найти в Финляндии. Высокие цены на электричество подталкивают финских потребителей и энергокомпании к экспериментам. Fortum Corporation, в частности, ведет два пилота с виртуальными электростанциями.

Один из них объединяет 70 домохозяйств, которые используют водонагревательные котлы для отопления и горячего водоснабжения. Соответствующие мощности, пока всего 100 кВт, Fortum объединяет в единую сеть и использует для регулирования нагрузки энергосистемы. Для этого Fingrid, системный оператор Финляндии, дистанционно контролирует потребление водонагревателей. Если потребовалось больше мощности, Fingrid ограничивает потребление водонагревателей, но в таких пределах, чтобы это было некритично для домохозяйства. Найденные таким образом резервы и называют виртуальной электростанцией.

Второй пилот в этой области задействует системы накопления энергии в скандинавских странах. Его авторы ставят себе цель проверить, насколько литий-ионные батареи надежны и позволяют ли они балансировать энергосистему. Этими мощностями также оперирует виртуальная электростанция, предложенная в распоряжение Fingrid.

Управление распределенной энергетикой — мировая тенденция, поэтому решения в этой области есть не только в Европе. В Австралии, например, помимо использования ВИЭ есть задача минимизировать отключения энергии. Такие цели стоят перед компанией AGL, которая собирает из солнечных панелей и систем накопления энергии в домохозяйствах Южной Австралии 5-мегаваттную виртуальную электростанцию. Помимо обеспечения домов энергией, она поможет обеспечивать стабильность энергосистемы при высоких нагрузках.

Какой вывод можно сделать из этих примеров? Во-первых, переход к распределенной энергетике — это новая экономическая модель, в которой учтены интересы производителя, потребителя и посредников, распределены роли и согласована методика учета.

Во-вторых, сегодня экономические модели в энергетике основываются на технологиях, в первую очередь на виртуальных электростанциях, системах прогнозирования и аналитики энергопотребления.
В-третьих, быстрый переход к распределенной энергетике возможен при развитой инфраструктуре, к которой относятся АСКУЭ, дающие четкую картину потребления.

И конечно, реализацию новых идей должен взять на себя один из участников энергорынка — у распределенной энергетики должен появиться свой лидер.

Источник: РЭЭ


11.10.2017

«Совет рынка» предлагает проводить КОМ в два этапа (версия 1)

«Совет рынка» предложил разбить ежегодные отборы мощности на два этапа и на втором выбирать проекты для покрытия локальных энергодефицитов, которые будет оплачивать рынок. Но крупные потребители категорически против реформы, которая обещает рост энергоцен, и считают, что энергетики и сейчас могут инвестировать.

МОСКВа, 9 октября (BigpowerNews) — «Совет рынка» в пятницу впервые раскрыл возможную схему реформирования рынка мощности в РФ. По словам главы регулятора Максима Быстрова, сейчас «Совет рынка» и Минэнерго разрабатывают вариант перехода на двухэтапный конкурентный отбор мощности (КОМ). Этот механизм нужен для компенсации энергодефицита в точках, где он не был закрыт программой договоров поставки мощности (ДПМ), сообщает «Коммерсант». Как отмечает газеты, замглавы Минэнерго Вячеслав Кравченко поддержал модернизацию генерации, заметив, что «в ближайшей перспективе темпы роста убытия мощностей пересекутся с темпом роста энергопотребления».

Максим Быстров пояснил, что простое повышение цены КОМ для привлечения инвестиций в модернизацию не гарантирует того, что компании направят средства на обновление, а не на выплату дивидендов. Нынешняя конструкция отбора позволяет лишь выводить старые и ненужные энергосистеме мощности, но средств, полученных от продажи мощности на рынке, явно не хватает для модернизации, пояснил топ–менеджер. Текущая схема ДПМ также не позволила в ряде случаев закрыть локальные энергодефициты. Поэтому, по мнению главы «Совета рынка», нужна комбинация механизмов КОМ и ДПМ.

«Можно сделать двухэтапный отбор. Первый этап — для обычного КОМа, второй — для зон дефицита [где нужна новая мощность.— ред»,— пояснил господин Быстров. «Идея пока сырая,— согласился он.— Надо ее совместить с повышением конкуренции на рынке мощности. Но перспектива в ней есть: идея совмещает и рыночные механизмы, и те, которые позволили бы определить реальные зоны дефицита».

В ассоциации «Совет производителей энергии» инвестиции в модернизацию до 2035 года оценили в 1,2 трлн рубktq. Компании планируют модернизировать до 70 ГВт (всего в РФ на конец 2016 года было 236 ГВт), сообщила глава набсовета ассоциации Александра Панина из «Интер РАО». Она считает, что до 33,3 ГВт из них можно модернизировать, если поднять цену КОМ на 6% к 2021 году, до 160 тыс. руб. за МВт в первой ценовой зоне оптового рынка (европейская часть РФ и Урал). Для небольших модернизаций (продление ресурса) нужно не более 5–6 тыс. руб. на кВт мощности, говорит госпожа Панина, для более серьезных проектов диапазон capex — от 9 тыс. до 66 тыс. руб. за кВт. По ее оценке, средний удельный capex по всей программе — 17 тыс. руб. за кВт (это 59% от нормативного capex по ДПМ), пишет «Коммерсант».

Но крупные потребители, традиционно выступающие против инвестнадбавок к энергоценам, настаивают, что генераторам не нужны спецмеханизмы для модернизации. «Инструментов у нас хватает, давайте использовать то, что есть»,— сообщил вчера глава ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев. Наталья Порохова из АКРА отмечает, что у рынка мощности две основные цели: покрывать постоянные издержки генераторов и служить рыночным механизмом привлечения инвестиций. Со второй целью, считает она, не все получается, «директивный список проектов ДПМ [их распределили без конкурса.— ред] вызвал много критики за нерыночность, а попытка провести конкурентный выбор инвестора для ДПМ (под ТЭС в Тамани) провалилась». Как отмечает эксперт, есть понимание, что в ближайшие три–четыре года у генкомпаний будет большой операционный денежный поток (из–за допдоходов ДПМ–объектов), и в интересах государства направить его на инвестиции, а не на дивиденды, пишет «Коммерсант».

Источник: BigpowerNews


11.10.2017

ДПМ без ручки

Основные игроки рынка альтернативной генерации, в том числе «Роснано», ратуют за сохранение механизма господдержки в её нынешнем виде – через повышенные платежи для покупателей энергорынка. Тема была поднята главой «Роснано» Анатолием Чубайсом на «Российской энергетической неделе» и получила неожиданное продолжение. Если ранее против продления программы договоров о предоставлении мощности (ДПМ) ВИЭ выступали потребители, к которым этим летом присоединился регулятор сектора – НП «Совет рынка», то сейчас на схожие позиции перешло и Минэнерго. Власти предлагают и дальше строить солнечные и ветровые электростанции (СЭС и ВЭС), но делать это с учётом экономической целесообразности, прежде всего, в изолированных энергозонах, где тарифы на электроэнергию уже позволяют окупать ВИЭ-проекты. Законодательно утвердить «зелёный» тариф будет не слишком сложно, но когда это может произойти, в Минэнерго предполагать не берутся.

Сейчас энергосообщество активно обсуждает сразу три программы, которые в среднесрочной перспективе будут определять ключевые направления развития российской энергетики. И если по вопросу финансирования программы строительства мусоросжигательных заводов решение уже фактически выработано (см. http://peretok.ru/articles/strategy/16681/), то публичное обсуждение инвестиционных путей модернизации отрасли только начинается. Третий дискуссионный элемент – программа создания альтернативной генерации в рамках механизма ДПМ ВИЭ. Как и традиционный ДПМ, «зелёная» программа гарантирует 15-летнюю фиксированную доходность и возврат инвестиций через повышенные сборы с энергорынка (через плату за мощность). Насколько необходимо её продления в нынешнем виде – вопрос для многих участников рынка.

«Правильный выбор – 2007»

Действующая система поддержки развития ВИЭ-генерации оправдала себя и позволила фактически с нуля создать отрасль солнечной генерации в России, заявил глава «Роснано» Анатолий Чубайс, выступая 4 октября с тематическим докладом на «Российской энергетической неделе».

– В 2007 году мы уже стояли перед выбором: за счёт чего финансировать развитие ВИЭ – за счёт госбюджета или оптового рынка. В итоге был выбран второй вариант, и сейчас мы вплотную готовы не только строить новые «зелёные» станции в России, но и выходить на мировой инжиниринговый рынок и поставлять передовые технологии – пока в области солнечной генерации, – заявил бывший глава РАО «ЕЭС России».

Солнечная генерация в России прошла уже три этапа развития: на первом была создана законодательная база поддержки ВИЭ, на втором – разработана подзаконная нормативная база, внедрена система ДПМ, в рамках которой проводится отбор проектов, реализованы первые проекты, созданы отечественные мощности по производству оборудования. Последним по времени этапом стал апгрейд технологий на основе российских патентов. Здесь «Роснано» удалось добиться прорывных результатов, считает Анатолий Чубайс. Первоначально «Роснано» освоило швейцарскую технологию тонких плёнок аморфного кремния с КПД 9%. Затем к работе привлекли учёные из ФТИ им. А. Ф. Иоффе, которые на основе швейцарских разработок создали гетероструктурные солнечные батареи с КПД более 20%. Сейчас их производство уже налажено: годовая мощность составляет 160 МВт в год, в перспективе оно может быть увеличено до 400 МВт в год, следует из презентации главы «Роснано». Выход с этой продукцией на международные рынки и строительство СЭС-генерации по российским технологиям за рубежом – в ближайшем будущем, и должны стать финальным шагов в развитии сектора.

Что касается ветрогенерации, то здесь процесс также развивается, но медленнее, чем в случае с СЭС. Пока Россия лишь приближается к третьему этапу – локализации производства оборудования. Стоит отметить, что отставание в развитии ВЭС проявляется и в ходе ежегодных конкурсных отборов проектов ДПМ ВИЭ. Из чуть более 6 ГВт ВИЭ-мощностей, которые планируется построить в России до 2024 года, сейчас между участниками рынка распределено 5 ГВт. Из остающегося чуть более 1 ГВт почти 900 МВт приходится на долю ветростанций.

Анатолий Чубайс указал и на экономические плюсы от действующей системы поддержки ВИЭ. Текущий объём инвестиций по законченным торгам в рамках ДПМ ВИЭ и ДПМ ТБО составляет 577 млрд рублей (СЭС – 185 млрд, ВЭС – 265 млрд, ТБО – 127 млрд). По ВИЭ остаётся распределить проекты стоимостью ещё 141 млрд рублей (СЭС – 6 млрд, ВЭС – 135 млрд). Размер инвестиций в сектор мусоросжигательной генерации пока не определён. «Во всём мире переработка ТБО – это не ВИЭ. Но в России так исторически сложилось, что мусоросжигательные заводы выросли из ВИЭ», – отметил Анатолий Чубайс.

Сейчас ёмкость созданного рынка ВИЭ-энергетики, по оценкам главы «Роснано», составляет 750 млрд рублей – это стоимость строительства чуть более 6 ГВт ВИЭ-мощностей в рамках действующей программы ДПМ ВИЭ. Еще около 300 млрд рублей составит оборот профильного сегмента машиностроения. Таким образом, в ближайшей перспективе ёмкость рынка ВИЭ в России вырастет до 900 млрд – 1 трлн рублей. Это новый инвестиционный потенциал, который может давать от 0,1% до 0,5% годового прироста ВВП. Текущий механизм гарантированного возврата инвестиций позволяет привлекать кредитное финансирование под проекты: оно оказывается в 2,5 раза дешевле использования акционерного капитала, что в итоге повышает рентабельность «зелёных» проектов, следует из презентации Анатолия Чубайса. При этом ценовая «ВИЭ-нагрузка» на энергорынок не выглядит критической. С учётом оплаты энергорынком первых пяти «пилотных» мусоросжигательных заводов, на оплату ВИЭ-проектов в 2017–2035 годах будет идти от 0,53% (2017 год) до 6,1% (2023 год) всех средств, собранных с потребителей оптового энергорынка. А дальнейшее строительство, вероятно, будет обходиться всё дешевле: в результате развития конкуренции цена на КОМ ВИЭ в 2017 году оказались примерно на 30% ниже, чем годом ранее, когда конкуренция отсутствовала.

– Мы, конечно, должны учитывать наши природные богатства – углеводороды. Но это не означает, что нам не нужно заниматься ВИЭ. Так же как не означает, что мы должны срочно выйти на те же показатели доли ВИЭ, что и в западных странах. Думаю, к 2028–2030 годам объективный показатель, на который нам нужно выйти, – 6–7% от мощности генерации по электрике. Это реальный показатель, учитывая, что к 2024 году у нас должно быть 6 ГВт ВИЭ, или около 3% от мощности всей энергосистемы, – поделился своим мнением Анатолий Чубайс.

По данным НП «Совет рынка», в 2017 году вклад ДПМ ВИЭ в итоговую цену мощности составляет 1,9%, в 2023 году он увеличится до 17,1%. Рост объясняется завершением программы «традиционного» ДПМ и снижением его доли, а также пиком возврата денег с энергорынка в рамках ДПМ ВИЭ.

Впрочем, несмотря на успехи конкуренции, «Роснано» категорически против сворачивания механизма финансирования ВИЭ-проектов через повышенные платежи энергорынка.

– Убеждён, что отказываться от ДПМ-механизма неправильно – ребёнок ещё не встал на ноги, – сказал Анатолий Чубайс.

Ряды сторонников изменений ширятся

Ранее регулятор энергорынка – НП «Совет рынка» – высказался против продления механизма ДПМ ВИЭ. Глава организации Максим Быстров в письме, отправленном заместителю главы Минэнерго Вячеславу Кравченко в конце июня и попавшем в руки «Коммерсанту», назвал «нецелесообразным продление существующих мер поддержки ВИЭ после 2024 года». В нынешнем развитии ВИЭ есть «конфликт двух ограничений»: для привлечения в отрасль новых игроков и роста производства оборудования нужно увеличить отбор проектов до 10–15 ГВт, но это приведёт к «недопустимому росту нагрузки на потребителей».

Ставка на снижение стоимости ВИЭ за счёт эффекта масштаба «оказалась неоправданной», отмечал Максим Быстров. Для обеспечения дальнейшего развития сектора регулятор предложил привлекать институты развития, средства Фонда национального благосостояния или Пенсионного фонда РФ с триггерной доходностью на уровне ключевой ставки ЦБ на 15 лет, а также давать госгарантии по кредитам. Еще одна мера – поддержать экспорт оборудования за счёт госгарантий, субсидирования затрат на транспорт, льготных вывозных пошлин, а параллельно – обнулить ввозную пошлину на оборудование, не производимое в РФ, разрешить продажу выработки «зелёной» микрогенерации (менее 15 МВт), ввести «зелёные сертификаты» и налоговые льготы, перечислялось в письме Максима Быстрова Вячеславу Кравченко. В изолированных зонах «Совет рынка» предлагает до 2030 года снижать субсидирование, которое сейчас покрывает разницу между тарифом и ценой, необходимой для возврата инвестиций, а также закрепить переходный период, в течение которого экономия по межбюджетному трансферу на энергодотации (на топливную составляющую или компенсацию тарифа) остаётся у регионов и муниципалитетов. Инвесторам и потребителям ВИЭ можно дать льготы по налогу на имущество и на прибыль на десять лет, добавляли в регуляторе.

– Мы уже сталкивались с этой развилкой в 2007 году, и тогда вариант господдержки был отклонён; уверенности, что все предлагаемые меры будут реализованы и эффективно заработают, нет. Государство ничего не гарантирует, предложения поступают фактически не от властей, а, по сути, от самого энергорынка, который пытается снять с себя нагрузку, но не учитывает стратегической важности задачи, в том числе развития технологий и общего эффекта для экономики, – отметил Анатолий Чубайс.

Впрочем, сейчас к позиции «Совета рынка» всё больше склоняются и в Минэнерго. Ранее представители министерства предпочитали ограничиваться нейтральными заявлениями.

– Утверждённого ответа на вопрос о пролонгировании программы ДПМ ВИЭ пока нет. Очевидно, что производители будут выходить с предложением продлить её. Понятны и опасения «традиционных» энергетиков и потребителей, которые уже говорят о том, что финансовые «нашлёпки» создают существенные риски для энергорынка в целом, – прокомментировал ситуацию «Перетоку» высокопоставленный источник в Минэнерго.

Впрочем, собеседник признаёт, что «бросать реализацию проектов на самотёк нельзя». Выступая за сворачивание программы ДПМ ВИЭ, Минэнерго приводит те же аргументы, что и Анатолий Чубайс: отрасль получила развитие за счёт механизма ДПМ ВИЭ – столь масштабной поддержки в будущем уже не требуется. В стране появилась инфраструктура, налажено производство необходимых компонентов; на фоне падения цен на строительство ВИЭ-генерации дальнейший рост возможен фактически на рыночных условиях.

– Если решение будет принято, то, во-первых, ценник на строительство должен снижаться и дальше. Во-вторых, СЭС и ВЭС надо точечно строить там, где они действительно нужны единой энергосистеме для повышения надёжности и качества энергоснабжения, но это не должна быть ДПМ-программа с распределением множества объектов. Необходимые «Системному оператору» станции могут штучно предлагаться инвесторам на конкурсе, – полагает собеседник.

Основным же направлением развития ВИЭ могут стать изолированные энергозоны: «там есть куда двигаться», говорит источник в Минэнерго. Прежде всего, речь идёт о Дальнем Востоке, где даже текущие цены на электричество позволяют построить до 1 ГВт солнечных, ветровых и комбинированных (например, солнечно-дизельных) мощностей. Стабильные «правил игры» обеспечил бы долгосрочный «зелёный» тариф, став основным источником возврата инвестиций в изолированных энергозонах, где строить альтернативную генерацию проще и дешевле любых других вариантов. «Оформить такое решение будет не очень сложно с точки зрения бюрократического процесса», – отмечает источник «Перетока» в Минэнерго. Однако когда такое решение может последовать, пока непонятно, говорит он. Определившись с продлением программы ДПМ ТБО на обновлённых условиях, сейчас регуляторы сосредоточились на обсуждении более «дорогого» вопроса – о механизмах финансирования отечественной генерации.

Подобную неопределенность в «Роснано» не приветствуют.

– Когда речь идёт об инвестициях в реальное промышленность – заводы по производству оборудования для ВИЭ – инвесторы должны чётко понимать правила, по которым играют. И продолжат играть, хотя бы в ближайшее десятилетие, – говорит представитель «Роснано». – Сегодня мы имеем выверенную, опробованную на практике модель поддержки ВИЭ. Её предлагается заменить на порядок более сложной комплексной системой, которую нужно выстраивать, прописывать в нормативных актах, долго согласовывать… Будет ли эта система интересной для инвесторов – большой вопрос, на который мы сегодня не в состоянии ответить. Пока никто не представляет не только деталей, но даже всех элементов этой системы. Между тем, решение вопроса не терпит отлагательств, поскольку на него «завязаны» многомиллиардные вложения частных и иностранных инвесторов. Вложения, без которых России не стать серьёзным игроком в самом быстрорастущем секторе мировой экономики.

«Пора играть по общим основаниям»

Потребители, финансовые интересы которых напрямую зависят от итогового решения вопроса, по традиции категорически против действующих и новых финансовых «обвесов» энергорынка.

– Цель локализации технологий производства оборудования для объектов на основе ВИЭ достигнута, причём досрочно, поэтому дальнейшее финансирование проектов ВИЭ по механизму ДПМ не имеет смысла и новые отборы с 2018 года можно спокойно отменять, – говорит заместитель директора Ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Валерий Дзюбенко. – Экономическая ситуация в стране с момента начала отборов по ДПМ ВИЭ в 2014 году ухудшилась, а платежи по проектам ВИЭ в это же время без изменения объёма поставки выросли более чем в два раза в сравнении с изначально запрашиваемыми. И это на фоне стремительного снижения стоимости оборудования ВИЭ в мире. Среди потребителей нет желающих в ущерб себе бесконечно обеспечивать выручку производителям оборудования ВИЭ.

Эксперты энергорынка также по-разному оценивают ситуацию, но сходятся во мнении о необходимости, как минимум, снижения нагрузки на энергорынок за счёт мер господдержки. Сектор ВИЭ пока в стандартных условиях, без дополнительной поддержки, неконкурентоспособен по сравнению с традиционной энергетикой ни в России, ни в мире, говорит руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова.

ВИЭ приближаются по конкурентоспособности к традиционным источникам энергии в странах и регионах, где цены на топливо очень высокие – это удалённые районы, страны-импортеры энергоресурсов. В России цены на топливо – одни из самых низких в мире и в пределах ценовых зон вряд ли стоит ожидать, что в скором времени ВИЭ смогут конкурировать с традиционной энергетикой, – говорит Наталья Порохова.

«Рыночность» принципов развития ВИЭ вызывает споры не только в России, но и других странах. За последние 15 лет доля мировых инвестиций в электроэнергетику, осуществляемых на рыночных условиях, сократилась с 30 до 10%, отмечает директор по электроэнергетике Vygon Consulting Алексей Жихарев.

– В России мы наблюдаем аналогичный тренд: сегодня ни один вид генерации не выживает в чисто рыночных условиях. Новые вводы ТЭС, АЭС и ГЭС также реализуются в рамках механизма ДПМ, в том числе с предоставлением серьёзного объема государственного софинансирования. Текущих уровней рыночных цен (РСВ и КОМ) недостаточно даже для техперевооружения. Сегодня размер платы за мощность по тепловым ДПМ по ряду объектов находится в диапазоне 1–2 млн рублей. Размер платежа за мощность, например, для ВЭС не сильно превышает 2 млн рублей за 1 МВт в месяц. Таким образом, ВИЭ могут стать вполне конкурентоспособными при схожих уровнях коэффициентов использования установленной мощности, – полагает Алексей Жихарев.

Но страны субсидируют ВИЭ-генерацию по разным причинам. Так, страны Евросоюза стремятся развивать местные источники энергии для снижения зависимости от импорта энергоносителей, а также из экологических соображений, говорит Наталья Порохова. В России цель поддержки ВИЭ иная – развитие собственных технологий производства оборудования для ВИЭ, то есть это скорее не энергетическая, а промышленная политика. Безусловно, Россия как поставщик энергоресурсов заинтересована в развитии собственных технологий ВИЭ, но из каких средств должна осуществляться такая поддержка – вопрос дискуссионный, резюмирует представитель АКРА.

Доля ВИЭ в энергобалансе – абсолютно неверный для нас ориентир, считает заместитель гендиректора Института проблем естественных монополий (ИПЕМ), руководитель департамента исследований ТЭК ИПЕМ Александр Григорьев. В России необходимо сосредоточиться на обеспечении низких цен для конечных потребителей, энергетической безопасности и технологической независимости страны. Развитие ВИЭ, как это происходит сейчас, противоречит достижению этих целей, считает эксперт.

– Оборудование у нас – либо полностью зарубежное, либо просто локализованное, поезд с солнечными панелями и ветряками давно ушёл: есть Китай, США и Европа, и попытка догнать их в этой гонке – пустая трата денег. Необходимо наращивать компетенции там, где у нас хорошие заделы, как, например, в атомке, или там, где пока ещё все только начинается – в системах хранения энергии, – говорит Александр Григорьев. – Кроме того, надо учитывать региональные особенности: высокая доля ВИЭ в России предполагает поддержание в состоянии постоянной готовности аналогичных традиционных мощностей. С конечными ценами тоже всё ясно: ВИЭ неконкурентоспособны и не могут выжить без повышенных платежей потребителей, а значит без снижения конкурентоспособности нашей промышленности.

Сейчас в секторе ВИЭ в России действительно создан серьёзный задел: привлечены инвесторы, которые уже вложили в проекты более 40 млрд рублей. Было бы крайне опрометчиво не предусмотреть стимулов для дальнейшего развития, не соглашается Алексей Жихарев.

– Если не учитывать возможное появление ДПМ на модернизацию, то по нашим оценкам к 2024 году доля ВИЭ в цене на мощность будет чуть более 9%, при этом в конечной цене электроэнергии она составит около 3%. Вряд ли это можно считать непомерной платой за чистую энергетику будущего, – приводит расчёты эксперт Vygon Consulting. – Однако даже этот, по нашему мнению, незначительный уровень нагрузки на потребителей может быть снижен за счёт налоговых преференций, льготного финансирования и внедрения параллельных программ поддержки импортозамещения по линии Минпромторга. Требования по локализации оборудования ВИЭ стали причиной повышения капитальных вложений в такие объекты, соответственно, российские потребители фактически оплачивают затраты на развитие промышленности. Дополнительные расходы именно в этой части могли бы быть переложены на бюджет.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ