Новости

13.10.2018

Правительство может отказаться от поддержки ВИЭ за счет оптового энергорынка

У регуляторов энергетики сформировалось мнение о том, что продолжать стимулирование ВИЭ на прежних принципах — за счет оптового энергорынка — не нужно. Главы Минэнерго и «Совета рынка» Александр Новак и Максим Быстров недавно публично предлагали альтернативные механизмы поддержки сектора. По некоторым данным, сходная позиция и у Минэкономики, предлагающего развивать ВИЭ в изолированных энергосистемах. Решение о том, как именно стимулировать зеленую генерацию, в итоге должен принять вице–премьер Дмитрий Козак.

Минэкономики считает, что зеленая энергетика уже «в ближайшем будущем» в РФ сможет конкурировать с традиционной генерацией «на общерыночных принципах» и без господдержки, говорится в письме замминистра Михаила Расстригина в Минэнерго, сообщает «Коммерсант», который располагает копией документа. Минэкономики видит основной потенциал развития ВИЭ на изолированных территориях, где сейчас энергоцены доходят до 60 руб. за 1 кВт•ч, или на розничных рынках, в частности в секторе «микрогенерации». Для изолированных территорий Расстригин предложил разработать программу модернизации дизельной генерации на базе ВИЭ.

По данным газеты, позиция Минэкономики — ответ на разосланное ведомствам августовское обращение главы УК «Роснано» Анатолия Чубайса вице–премьеру Дмитрию Козаку. Чубайс отмечал необходимость продолжения поддержки ВИЭ, говоря о том, что к 2024 году, когда завершит действие текущий механизм, технологии зеленой энергетики могут еще не достичь в РФ «стоимостной конкуренции с традиционной генерацией», а оборудование не сможет конкурировать на экспортных рынках. Глава «Роснано», ссылаясь на анализ НИУ ВШЭ, ЦСР и Vygon Consulting, писал о рисках потери 10 тыс. рабочих мест в результате сворачивания производств, а также о расчетном спаде ВВП на 40 млрд. руб. Суммарные инвестиции в зеленую генерацию и производство оборудования до 2024 года он оценил в 640 млрд. руб.

Сейчас поддержка ВИЭ идет за счет повышенных выплат с оптового энергорынка: договоры на поставку зеленой мощности (ДПМ ВИЭ) гарантируют возврат инвестиций за 15 лет. Программа кончается в 2024 году, и инвесторы в ВИЭ с прошлого года активно лоббируют ее продолжение. Ключевым успехом стало упоминание ВИЭ в поручении президента от 12 декабря, где были описаны основные сектора отрасли, которые надо развивать (Владимир Путин согласился на модернизацию ТЭС за счет оптового рынка, добавив туда АЭС, сети и изолированные энергосистемы), напоминает «Коммерсант».

В Минэкономики и Минэнерго изданию отметили, что вопрос о поддержке ВИЭ в стадии обсуждения. Но министр Александр Новак в интервью газете в начале октября говорил, что решение о поддержке не принято. «Мы думаем, что ее нужно продлевать, и обсуждаем параметры по мощности и периоду»,— отмечал он, уточнив, что это может быть субсидирование ставки по кредитам. Министр подчеркнул, что с ростом конкурентоспособности ВИЭ «нагрузка на рынок должна снижаться, в перспективе сойти к нулю». Глава «Совета рынка» Максим Быстров на Российской энергонеделе говорил, что «субсидировать ВИЭ полностью за счет рынка на следующем этапе — неправильный подход», а «энергетики для ВИЭ сделали уже все: собрали деньги с рынка». По его мнению, наиболее логично развитие ВИЭ в изолированных энергосистемах, где ДПМ неприменимы из–за отсутствия оптового рынка.

ВИЭ без поддержки в РФ неконкурентоспособны, считает Наталья Порохова из АКРА, слова которой приводит газеты, так как у нас электроэнергия — «одна из самых дешевых в мире», в частности, из–за дешевого газа. «Анатолий Чубайс в других интервью говорил, что дешевый газ убивает наше энергомашиностроение, новые технологии неконкурентопособны»,— напоминает эксперт. При этом тарифы ВИЭ в России очень высоки, продолжает госпожа Порохова, в два–три раза выше, чем в ЕС. Минэкономики де–факто предлагает искать для ВИЭ конкурентоспособные сегменты, замечает она, но изолированные районы — «очень маленькая ниша, самая оптимистичная оценка рынка — 200 МВт в год».

В сравнении LCOE (приведенная стоимость 1 кВт•ч в расчете на жизненный цикл) ВИЭ и конечного энерготарифа нет смысла, считает Алексей Жихарев из Vygon Consulting, так как в него «зашиты» оплата сетей, перекрестное субсидирование, спецнадбавки оптового рынка (их объем более 480 млрд. руб. в год). «В рынке не выживет ни одна новая электростанция»,— заметил он. ВИЭ на Дальнем Востоке надо развивать, считает господин Жихарев, но вместо замещения дизельгенерации ВИЭ там ввели льготные энерготарифы. «Емкость рынка там с трудом превышает 500 МВт, для стимулирования НИОКР производство оборудования должно быть более 2 ГВт в год»,— говорит он, пишет «Коммерсант».

Источник: BigpowerNews


13.10.2018

Электроэнергетические компании РФ заинтересованы в выходе на рынок Израиля

Крупнейшие российские электроэнергетические компании заинтересованы в выходе на израильский рынок, говорится в сообщении Минэнерго РФ по итогам выступления замглавы министерства Антона Инюцына на заседании российско-израильской комиссии по торгово-экономическому сотрудничеству.

«Компании готовы взаимодействовать в области строительства новых и модернизации имеющихся объектов электрогенерации, а также в осуществлении поставок оборудования российского производства», — заявил Инюцын, слова которого приводятся в сообщении.

Представители стран также обсудили возможность участия российских компаний в приватизации энергетической отрасли Израиля, в развитии рынка газомоторного топлива страны, а также поставки различных видов транспорта, который работает на газомоторном топливе.

Говоря о развитии в Израиле рынка газомоторного топлива, Инюцын отметил, что в государстве объявлен конкурс на строительство 30 заправочных станций, и российские компании могли бы принять участие в создании данной инфраструктуры за счет поставки оборудования.

Источник: BigpowerNews


13.10.2018

Первая в Китае коммерческая CЭС запущена в эксплуатацию

Первая в Китае крупная коммерческая солнечная теплоэлектростанция запущена в эксплуатацию в провинции Цинхай, говорится в заявлении Китайской генеральной корпорации атомной энергетики (CGN).

Запуск станции, мощность которой составляет 50 МВт, произошел в среду, 10 октября. Проект получил название «Дэлинха» в честь города, где расположена станция. Планируется, что здесь будут производить до 200 миллионов кВт-час электроэнергии в год. Отмечается, что для выработки такого же объема электроэнергии на угольной электростанции понадобится сжечь до 60 тысяч тонн угля, что в свою очередь привело бы к выбросу в атмосферу 100 тысяч тонн парниковых газов, передает ПРАЙМ.

Новая теплоэлектростанция относится к типу станций, работающих на концентрированной солнечной энергии (CSP), что необычно для Китая, так как здесь чаще всего строят солнечные станции с фотоэлектрическими установками (PV). Отличие их в том, что станции типа PV при помощи специальных материалов напрямую преобразуют солнечную энергию в электричество, в то время как в станциях типа CSP используется система линз и зеркал для накапливания солнечной энергии и разогрева с помощью сконцентрированного луча света традиционного парового генератора.

На станции установлены 250 тысяч зеркал, а общая площадь зеркальной поверхности составляет 620 тысяч квадратных метров. Станция оборудована системой накопления и хранения энергии, в тепловом куполе расположен крупнейший в Азии резервуар с расплавленной солью диаметром 42 метра для хранения энергии. Когда солнечного света недостаточно, накопленная энергия может продолжать помогать вырабатывать электричество, обеспечивая круглосуточную стабильность в работе станции.

Отмечается, что теплоэлектростанция в городе Дэлинха стала первой из 20 станций, работающих на концентрированной солнечной энергии, которые в ближайшие годы планируется построить на территории Китая.

В компании также отметили, что станции, работающие на концентрированной солнечной энергии, являются более стабильными и могут выступать в качестве основной инфраструктуры в том или ином районе.

Станция в городе Дэлинха также стала первым китайским проектом в энергетической сфере, который построен при помощи кредита от Азиатского банка развития (АБР).

Источник: Энергосовет


13.10.2018

Минвостокразвития России готово поддерживать проекты по развитию альтернативной энергети

Перспективы взаимодействия по запуску проектов по использованию возобновляемых источников энергии обсудили министр РФ по развитию Дальнего Востока Александр Козлов и председатель Организации глобального объединения энергосистем, развития и сотрудничества Лю Чженья.

На встрече китайская сторона презентовала программу по глобальному объединению энергосистем Северо-Восточной Азии, включая перспективное объединение энергосистемы России, Китая, Северной и Южной Кореи.

«Обсуждение проекта объединения энергосистем стран Азиатско-Тихоокеанского региона ведется уже не первый год. Необходимо, чтобы такие масштабные проекты были выгодны для всех стран-участниц. Мы в свою очередь открыты для предложений. Отмечу, что все большее внимание уделяется развитию альтернативной энергетики. Вопросы использования возобновляемых источников энергии мы обсуждали с президентом РАН Александром Сергеевым. Уверен, что для реализации подобных проектов необходимо привлекать научное сообщество», – отметил министр Александр Козлов.

Как считает Лю Чженья, целесообразность создания Азиатского энергокольца признана всеми ключевыми игроками, доказана его технологическая возможность, и следующим шагом должно стать проектирование его отдельных сегментов. По словам Лю Чженья, сейчас из России на экспорт идут традиционные энергоресурсы, а строительство генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии, и сочетание традиционной энергетики с ВИЭ даст больше возможностей для экономики макрорегиона. Альтернативную энергетику возможно использовать при создании большого энергетического кольца между Россией, КНР, КНДР и Республикой Корея.

«У нас есть свое видение стратегического проекта по глобальному объединению энергосистем. Предложения по реализации этого проекта с нашей стороны готовы и скоро будут переведены на русский, английский и другие языки», – отметил он.

Глава Минвостокразвития России отметил готовность российской стороны к дальнейшим детальным обсуждениям сотрудничества в рамках развития альтернативной энергетики на Дальнем Востоке и подтвердил открытость для предложений по созданию большого энергокольца. Министр подчеркнул, что на последующие переговоры будут приглашены представители профильных органов власти, российского научного сообщества и представители российских энергетических компаний.

Отметим, что ряд проектов по развитию альтернативной энергетики уже реализуется в дальневосточных регионах. В Республике Саха (Якутия) эксплуатируются 19 солнечных электростанций общей мощностью 1,6 МВт. Экономия дизельного топлива солнечными электростанциями в 2017 году составила 300 тонн стоимостью 1,7 млн рублей. Для запуска подобных проектов в республику также были привлечены сторонние инвесторы. В поселке Тикси осуществляется проект строительства ветродизельного комплекса общей мощностью 3,9 МВт. Проект реализуется в рамках подписанных документов между Республикой Саха (Якутия), ПАО «РусГидро» и Организацией по разработке новых энергетических и промышленных технологий Японии. В июле прошлого года Якутия и группа компаний «Хевел» подписали Соглашение о сотрудничестве в сфере электроснабжения изолированных населенных пунктов республики за счет строительства автономных гибридных энергоустановок на базе солнечной энергии. В данное время ведется работа по определению объектов ДЭС, предлагаемых к модернизации.

На Чукотском мысе Обсервации работает самая крупная в Арктической зоне России ветрогенераторная станция. Помимо данной станции, согласно ряду подписанных в рамках ВЭФ соглашений, будут построены подобные ещё в нескольких районах Чукотки. Кроме того, правительство региона ведет переговоры с компанией «Хевел» по реализации инвестпроекта автономных гибридных энергоустановок с использованием солнечной энергии в восьми селах Анадырского и Билибинского районов. Использование альтернативной энергии позволяет обеспечить людей теплом и светом в труднодоступных районах. А кроме этого эти проекты позволят сдерживать тарифы на электроэнергию.

Источник: Энергосовет


13.10.2018

Renault и EDF будут сотрудничать в области возобновляемой энергетики

Москва. Renault и Electricite de France S.A. (EDF) подписали соглашения о сотрудничестве в сфере возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Об этом говорится в релизе автомобилестроительной корпорации.

«Renault и EDF подписали соглашение о сотрудничестве, направленное на оптимизацию собственного производства электроэнергии, разработку «умных островов» и решений в области зеленой электроэнергетики», — уточняется в релизе.

Сотрудничество подразумевает кросс-маркетинг для продвижения проекта EDF Mon Soleil&Moi — сервиса, помогающего компаниям самостоятельно вырабатывать для производства солнечную энергию, а также электромобилей Renault с «умными» технологиями зарядки (smart charging).

Кроме того, компании займутся разработкой «умных островов», вся энергия на которых будет вырабатываться из возобновляемых источников, сообщает «Прайм».

Renault уже разрабатывает подобные решения для полного перехода на ВИЭ островов Порту-Санту в Португалии и Бель-Иль-ан-Мер во Франции.

Источник: Энергосовет


13.10.2018

ЕЭК ожидает принятия договора о создании общего энергорынка ЕАЭС к июлю 2019 года

Евразийская экономическая комиссия (ЕЭК) подтверждает намерение принять международный договор о создании общего рынка электроэнергии в Евразийском экономическом союзе (ЕАЭС) к 1 июля 2019 года, заявил 9 октября директор департамента энергетики ЕЭК Леонид Шенец.

«Сторонам уже удалось снять ряд разногласий, например, удалось урегулировать стоимость передачи электроэнергии по сетям РФ. Я думаю, что если всё пройдет успешно, то к 1 июля 2019 года международный договор о создании общего рынка (электроэнергии – ред.) будет принят», – сказал г-н Шенец во время пленарного заседания Белорусского энергетического и экологического форума.

По словам директора департамента, уже приняты концепция и программа формирования общего рынка электроэнергии в ЕАЭС. Кроме того, подготовлен и направлен на внутригосударственное согласование протокол о внесении изменений в договор о Евразийском экономическом союзе от 2014 года в части формирования общего электроэнергетического рынка.

Леонид Шенец также отметил рост взаимной торговли электроэнергией стран ЕАЭС. «Только за прошлый год объём взаимной торговли составил 9,8 млрд кВт/ч, что на 28% больше показателя 2016 года», – констатировал он, напомнив, что рост в 2016 году по сравнению с 2015 годом составил 24%.

В августе «Коммерсант» писал, что Минэнерго РФ и крупные энергокомпании считают преждевременным запуск единого энергорынка ЕАЭС в 2019 году. Отрасль опасается, что соседние страны с неразвитыми энергорынками будут использовать российскую энергосистему для сбыта излишков своей выработки. Это может снизить загрузку российских мощностей, а доходы генкомпаний РФ, по разным оценкам, упадут на 110-135 млрд рублей в год, отмечала газета.

По данным издания, генкомпании РФ предлагают перенести сроки запуска общего электроэнергетического рынка (ОЭР), синхронизировав его с рынками газа и нефти, поскольку стороны пока не согласовали базовые принципы энергорынка. Планировалось, что единый рынок газа в ЕАЭС заработает в 2025 году.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


13.10.2018

Оптовые цены на электроэнергию в 2019 году могут вырасти на 11%

Тенденция, когда рост оптовых цен на электроэнергию опережает инфляцию, продолжится и в 2019 году, когда этот показатель может вырасти сразу на 11%. В Минэкономики это объясняют платежами рынка за новые энергоблоки АЭС, ГЭС и зелёную генерацию. Вместе с тем для торможения дальнейшего роста энергоцен правительство переносит на год вводы дорогостоящих блоков на Нововоронежской АЭС-2 и Ленинградской АЭС-2.

Оптовые цены на электроэнергию в 2019 году могут вырасти на 11%, следует из прогноза социально-экономического развития РФ Минэкономики до 2024 года. Речь идёт об одноставочной цене опта, которая складывается из фиксированных ежемесячных платежей за мощность и выплат за реально проданную на ежедневных торгах энергию. Оптовый энергорынок – это примерно половина конечной энергоцены для потребителей (кроме населения, для которого сохранены заниженные тарифы), остальное – доля сетей, энергосбытов, диспетчеризации и т. д.

Как пояснили в Минэкономики, около 4% в росте оптовой цены даст оплата мощности первого блока Ленинградской АЭС-2 «Росэнергоатома» (РЭА, входит в «Росатом»). Блок должен быть введён до конца года, новые электростанции получают повышенные выплаты за мощность для возврата инвестиций. Кроме того, 1,3% добавит рост цен на рынке на сутки вперёд (РСВ, основной сектор оптовых торгов электроэнергией). 2% – оплата новой зелёной генерации (867 МВт), 0,6% – оплата новой мощности зарамагских ГЭС «РусГидро». Оставшиеся примерно 3% – эффект роста цены конкурентного отбора мощности (КОМ), роста выплат за мощность для новых энергоблоков, построенных по договорам на поставку мощности (ДПМ, гарантируют возврат инвестиций за счёт оптового энергорынка) и надбавок к цене на мощность для субсидирования энергетики Дальнего Востока, Крыма и Калининградской области.

В 2018 году темп роста нерегулируемых цен на оптовом энергорынке составит 7%, ожидают в Минэкономики. Это обусловлено вводами четвертого блока на Ростовской АЭС (1 ГВт, произошло в сентябре) и 741 МВт зелёной генерации, ростом цен КОМ и РСВ, а также увеличением объёма нерыночных надбавок для Дальнего Востока и Калининградской области.

Вместе с тем для снижения ценовой нагрузки на потребителей в 2019–2020 годах предлагалось сдвинуть вправо сроки вводов новой атомной генерации – блоков Нововоронежской АЭС-2 (НВАЭС-2, 1,2 ГВт, плановый ввод – январь 2019 года) и Ленинградской АЭС-2 (ЛАЭС-2, 1,2 ГВт, февраль 2020 года). В Минэнерго не прокомментировали, принято ли решение по переносу. Но в сентябре заместитель главы РЭА Александр Хвалько заявлял, что концерн принял решение о переносе запуска второго энергоблока Нововоронежской АЭС-2 с 2019 на 2020 год (на нештрафуемый период), по ЛАЭС-2 вопрос ещё обсуждается. Но в опубликованном прогнозе Минэкономики уже учтён перенос оплаты мощности второго блока НВАЭС-2 на 2020 год и второго блока ЛАЭС-2 на 2021 год, уточнили в министерстве.

В 2020 и 2021 годах, по прогнозу Минэкономики, рост оптовых энергоцен не превысит общий уровень инфляции и составит 3% и 3,9% соответственно. В среднем за 2022–2024 годы рост нерегулируемой цены на оптовом рынке составит не более 3% в год, прогнозируют в ведомстве. Отметим, что на этот период придется и запуск масштабной программы модернизации старых ТЭС объемом до 1,35 трлн рублей, её основное ограничение – рост нагрузки на потребителей не должен пробить уровень инфляции.

В Минэнерго сообщили, что формированием прогнозных цен занимается НП «Совет рынка». В соответствии с прогнозом, которым располагает Минэнерго, рост цены РСВ в 2019 году составит около 9,6%, в 2020 и 2021 годах – 2,9% и 4% соответственно. В Минэнерго считают, что эти показатели сопоставимы с прогнозом Минэкономики.

В «Совете рынка» сообщили, что занимаются составлением прогноза свободных нерегулируемых цен (СВНЦ, одна из составляющих предельного уровня энергоцен для розничных потребителей, кроме населения) на 2019 год. В ассоциации подчеркнули, что их расчёты по темпам роста цен в целом соответствуют прогнозу Минэкономики. Директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселёв отмечает, что у регуляторов «есть всё необходимое для сдерживания цен на электроэнергию», поэтому «отсутствие этих мер в текущих непростых экономических условиях является, как минимум, странным».

Фёдор Корначёв из Sberbank Investment Research говорит, что в части цен РСВ текущие прогнозы Минэнерго указывают на постепенное снижение профицита мощностей. Так, по Единой энергосистеме России без учёта объединённой энергосистемы Востока ожидается снижение профицита с 27,3 ГВт в 2018 году до 16,2 ГВт в 2024 году, в европейской части России – с 23,4 ГВт в 2018-м до 13,9 ГВт в 2024 году. Таким образом, заложенный в прогнозы Минэнерго рост потребления в 0,7–1,2% в год опережает рост мощности, говорит аналитик. Это может привести к относительной сбалансированности энергорынка, когда новые мощности не будут оказывать существенного давления на цену, а свободные цены на электроэнергию будут расти в соответствии с ростом цен на топливо для ТЭС.

Но в прогнозе Минэкономики, добавляет г-н Корначёв, речь идёт как раз о том, что основной вклад в рост нерегулируемых оптовых цен внесут не цены РСВ на электроэнергию, а оплата мощности – инвестконтракты АЭС и ГЭС, ДПМ зелёной генерации, а также дополнительные выплаты для Калининградской области и Дальнего Востока. «С учётом индексации цен на газ в 2019 году на уровне 3% (эффективный рост окажется ниже из-за индексации в июле), именно эти дополнительные факторы, связанные с рынком мощности, должны обусловить существенно более высокий рост нерегулируемой цены», – считает Фёдор Корначёв.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


13.10.2018

В России впервые осуществлен проект дистанционного управления солнечной электростанцией

Филиалы АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Урала» (ОДУ Урала) и «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Башкортостан» (Башкирское РДУ) совместно с группой компаний «Хевел» успешно провели испытания телеуправления режимами работы Бурибаевской солнечной электростанции (СЭС) из диспетчерского центра Башкирского РДУ.

Проект организации телеуправления мощностью СЭС из диспетчерского центра АО «СО ЕЭС» в Единой энергосистеме России реализован впервые.

Бурибаевская СЭС, принадлежащая группе компаний «Хевел», имеет установленную мощность 20 МВт и является первой солнечной электростанцией, введенной в работу на территории Республики Башкортостан.

Организация телеуправления режимами работы Бурибаевской СЭС из диспетчерского центра Башкирского РДУ позволяет обеспечить дистанционное управление мощностью электростанции, что в условиях отсутствия постоянного оперативного персонала на объекте увеличивает скорость реализации управляющих воздействий по приведению параметров электроэнергетического режима энергосистемы в допустимые пределы при предотвращении развития и ликвидации аварий в энергосистеме.

В процессе подготовки к проведению испытаний специалистами Системного оператора совместно с «Хевел» разработан перечень необходимых дополнительных параметров информационного обмена, в том числе команд телеуправления активной и реактивной мощностью СЭС, а также алгоритмы реализации команд телеуправления на СЭС. Также, разработана инструктивная документация для диспетчерского персонала АО «СО ЕЭС» и оперативного персонала СЭС. Специалистами ОДУ Урала, Башкирского РДУ и «Хевел» выполнены мероприятия по настройке существующих каналов связи для целей телеуправления, удовлетворяющих требованиям информационной безопасности. Произведена конфигурация автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) на Бурибаевской СЭС и ОИК Башкирского РДУ, организовано получение необходимой телеметрической информации.

Испытания проводились по утвержденным Башкирским РДУ и «Хевел» программам, в которых были предусмотрены операции по изменению мощности СЭС, в том числе, путем изменения режима работы инверторов и полного прекращения выдачи мощности СЭС, тестированию работы системы телеуправления при нештатных ситуациях (отказ каналов связи, некорректные команды телеуправления и др.).

Результаты показали, что команды по изменению мощности корректно выполняются АСУ ТП солнечной электростанции, изменение параметров ее работы происходит в соответствии с заданными значениями.

Полученный при осуществлении проекта опыт позволяет распространить использованные технические и организационные решения для реализации телеуправления режимами работы других электростанций, работающих на возобновляемых источниках энергии.

«Реализация телеуправления режимами работы СЭС, наряду с дистанционным управлением оборудованием подстанций, внедрением системы мониторинга запасов устойчивости и вводом централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения, является еще одним реальным шагом к цифровизации энергетики. Цифровизация, в том числе путем реализации таких проектов, становится инструментом для оптимизации задач оперативно-диспетчерского управления. При увеличении количества и величины единичной мощности солнечных электростанций в Единой энергосистеме России значимость дистанционного управления режимами работы СЭС будет только возрастать», – отметил по итогам испытаний заместитель Председателя Правления АО «СО ЕЭС» Сергей Павлушко.

«Помимо упрощения диспетчеризации станции дистанционное управление также имеет прямой экономический эффект, так как позволяет нам перейти от постоянного обслуживания оперативным персоналом к обслуживанию объекта оперативно-выездной бригадой – рассказал генеральный директор группы компаний «Хевел» Игорь Шахрай,

Группа компаний «Хевел» (основана в 2009 году) является крупнейшей в России интегрированной компанией в отрасли солнечной энергетики. В структуру компании входят: производственное подразделение (завод по производству фотоэлектрических модулей в г. Новочебоксарск, Чувашская Республика), девелоперское подразделение (проектирование, строительство и эксплуатация солнечных электростанций) и Научно-технический центр тонкопленочных технологий в энергетике (г. Санкт-Петербург), который является крупнейшей в России профильной научной организацией, занимающейся исследованиями и разработками в сфере фотовольтаики.

Источник: ЭПР


13.10.2018

Федор Опадчий избран президентом Ассоциации системных операторов крупнейших энергосистем мира

На состоявшемся в Милане 15-м годовом заседании Ассоциации системных операторов крупнейших энергосистем GO15 ее президентом на 2019 год избран заместитель Председателя Правления АО «СО ЕЭС», член Управляющего и Административного советов GO15 Федор Опадчий.

В приветственной речи по случаю своего избрания президентом GO15 Федор Опадчий отметил, что изменения в мировой энергетике заставляют переместить фокус внимания Ассоциации с узкого круга профессиональных тем на вопросы, связанные с глобальными энергетическими трендами – декарбонизацией, децентрализацией, цифровизацией, а также на формирование обобщающего взгляда системных операторов на происходящие процессы, определение вызовов и сценариев развития ситуации.

Среди своих основных задач на посту президента GO15 Федор Опадчий выделил поддержку и содействие развитию новых, а также продвижение уже доказавших свою эффективность форматов работы Ассоциации. «По моему мнению, совершенный в 2017 году переход от тематических исследований к выработке сценариев развития энергетических систем, – и есть тот необходимый шаг, который может стать катализатором изменения роли системных операторов и Ассоциации GO15 в мировом энергетическом процессе. В то же время, экспертный формат сотрудничества, который мы много лет практиковали в рабочих группах, также необходим – не только для развития ряда конкретных актуальных проблем, но и для углубления разработки стратегических направлений», – заявил Федор Опадчий.

В первый день годового заседания состоялось подписание меморандума о сотрудничестве между GO15 и Международным Советом по большим электрическим системам высокого напряжения – СИГРЭ (Conseil International des Grands Réseaux Électriques – CIGRE). Федор Опадчий подчеркнул необходимость дальнейшего расширения сотрудничества GO15 с международными отраслевыми организациями: СIGRE, ICER, IEC, IEA и другими.

«Необходимость закреплять новую роль GO15 в мировом энергетическом развитии заставляет нас с максимальной серьёзностью относиться к сотрудничеству с международными отраслевыми организациями с целью повышения узнаваемости бренда GO15 в профессиональной среде и роста нашей значимости в глазах участников мировых энергетических сообществ. Все президенты GO15 уделяли этому большое внимание, и я намерен развивать этот направление работы», – сказал Федор Опадчий. Он предложил участникам Ассоциации сделать следующий шаг в этом направлении – организовать встречу с органами управления CIGRE для более предметного обсуждения точек пересечения интересов и сфер сотрудничества.

По решению годового заседания GO15, первым вице-президентом Ассоциации на 2019 год назначен представитель компании ESKOM – системного и сетевого оператора Южно-Африканской Республики – Тава Говендер (Thava Govender), занимавший пост президента GO15 в 2018 году. Вице-президентом на 2019 год избран Стив Берберих (Steve Berberich) – представитель независимого системного оператора CAISO (США).

Ассоциация GO15. Reliable and Sustainable Power Grids (до 2012 года – Very Large Power Grid Operators, VLPGO) – объединение системных операторов, управляющих крупными энергосистемами с нагрузкой более 50 ГВт. Ассоциация VLPGO создана в октябре 2004 года по инициативе американского системного оператора PJM Interconnection, французской компании RTE и японской компании TEPCO.

Главной задачей Ассоциации является объединение усилий крупнейших системных операторов для решения сходных проблем с целью общего устойчивого развития в условиях постоянного роста энергосистем и повышения зависимости общественного и экономического роста от надежности электроснабжения.

Официальными членами GO15 являются 19 системных операторов: AEMO (Австралия), Elia Group (Бельгия), ONS (Бразилия), National Grid (Великобритания), CSG / CSPG (Китай), SGCC (Китай), Power Grid / PGCIL (Индия), REE (Испания), Terna (Италия), АО «СО ЕЭС» (Россия), CAISO (США), MISO / Midcontinent ISO (США), PJM Interconnection (США), RTE (Франция), TEPCO (Япония), ESKOM (ЮАР), KPX (Южная Корея), CENACE (Мексика), GCCIA (Управление по объединению энергосистем Совета сотрудничества арабских государств Персидского залива).

АО «СО ЕЭС» участвует в деятельности Ассоциации с 2005 года.

Источник: ЭПР


13.10.2018

Системный оператор считает необходимым увеличение доли ГАЭС в структуре установленной мощности ЕЭС России

Директор по управлению развитием ЕЭС АО «СО ЕЭС» Александр Ильенко, выступая на круглом столе Международного форума «Российская энергетическая неделя» (РЭН) «Гидроэнергетика: направления устойчивого развития», рассказал о текущем состоянии и перспективах развития гидроаккумулирующих электрических станций (ГАЭС).

В своем докладе Александр Ильенко отметил, что изменение уровня потребления электрической мощности в течение суток оказывает существенное влияние на формирование режимов работы энергетического оборудования. Для покрытия колебаний суточного графика нагрузки в условиях большого объема генерации, работающей в базовом режиме (с неизменной мощностью), необходимо наличие в энергосистеме крупных и при этом маневренных источников, способных быстро увеличивать или снижать выдачу мощности по команде диспетчера, в зависимости от потребностей энергосистемы.

При недостаточности таких источников в энергосистеме неизбежно возрастает неравномерность работы тепловых электростанций, увеличивается частота пусков и остановок их генерирующего оборудования. «В настоящее время период минимальных нагрузок ЕЭС России проходит без остановки энергоблоков ТЭС на ночь. Дальнейший рост доли генерации, работающей в базовом режиме в центральной части ЕЭС России, прежде всего АЭС, приведет к необходимости рассматривать вопрос останова энергоблоков ТЭС в ночное время либо привлечения к регулированию суточного графика нагрузки АЭС. Это, в свою очередь, значительно ухудшит экономические показатели их работы», – рассказал Александр Ильенко.

Решением этой проблемы является строительство накопителей, способных аккумулировать электроэнергию в промышленных масштабах. Электрическая энергия в таких накопителях аккумулируется в период низкого потребления в энергосистеме, за счет чего сокращается потребность в отключении генерирующего оборудования. В период пиковых нагрузок накопитель выдает мощность в сеть, тем самым снижая потребность в дополнительной маневренной генерации.

В настоящее время наиболее проработанной технологией таких накопителей являются ГАЭС. Эффективность эксплуатации ГАЭС подтверждается мировым опытом: за период с 2014 по 2017 годы общая установленная мощность ГАЭС в мире выросла со 143 ГВт до 153 ГВт, а доля таких электростанций в структуре установленной мощности генерирующего оборудования в крупных зарубежных энергосистемах достигает 21 %. В то же время доля ГАЭС в ЕЭС России составляет 0,58 %, что недостаточно для уменьшения неравномерности суточного графика нагрузки.

«Системный оператор последовательно выступает за увеличение доли ГАЭС в структуре установленной мощности ЕЭС России. Ввод таких станций обеспечит дополнительные возможности по управлению электроэнергетическим режимом энергосистемы. Это позволит повысить надежность работы Единой энергетической системы и качество управления ее электроэнергетическим режимом. Поэтому мы считаем, что в стратегии развития электроэнергетики России необходимо повысить приоритет строительства ГАЭС перед проектами с неявными и отдаленными по времени эффектами», – подчеркнул Александр Ильенко.

Источник: ЭПР