Новости

13.04.2016

“Энергия солнца” ушла за инвестиционный горизонт

Проведенная правительством после девальвации рубля коррекция капзатрат по проектам зеленой энергетики, как выяснилось, помогла не всем инвесторам. Ряд самых ранних проектов, которые должны были вводиться еще в 2014 году, не получили такую льготу и не смогли окупиться. В результате инвестор двух солнечных электростанций (СЭС) — “Энергия солнца” — предпочел дождаться автоматического разрыва договоров с энергорынком и не достраивать заведомо убыточные проекты, пишет “Коммерсантъ”.

На оптовом энергорынке начали расторгать договоры на поставку мощности для возобновляемых источников энергии (ДПМ ВИЭ), такой прецедент произошел в этом году, рассказал начальник управления развития конкурентного ценообразования “Совета рынка” (регулятор энергорынков) Максим Русаков. Речь об объектах ВИЭ, намеченных к вводу в 2014 году, пояснил он. ДПМ (дают гарантии возврата инвестиций) автоматически расторгаются при задержке более чем на год, если инвестор не использовал заранее возможность взять отсрочку на год (grace period), пояснил он.

ДПМ по двум проектам СЭС мощностью по 15 МВТ в Астраханской области расторгнуты в декабре 2015 года, уточнил член совета директоров ГК “Энергия солнца” (инвестор проектов, консультантом проектов выступала Bright Capital) Павел Шевченко. Структуры ГК “ООО “Комплексиндустрия”” и ООО “Международный расчетный центр “Энергохолдинг”” выиграли эти объемы солнечной генерации на отборах в 2013 году, заявив удельные капзатраты в 115,3 тыс. руб. за 1 кВт. По ДПМ СЭС должны были начать поставку мощности с декабря 2014 года, но не были введены. Собственники платили штрафы в течение 2015 года (5% от цены на мощность), отмечает он. Господин Шевченко признает, что стоимость проектов выросла из-за девальвации рубля, но индексация валютной части капзатрат не затронула станций, ввод которых планировался до середины 2015 года, что сделало строительство нерентабельным. Плановая стоимость станций составляла примерно по 1,5-1,7 млрд руб., около 50-70% — валютные затраты, отмечают в “Энергии солнца”. Теперь на эти площадки планируется перенести другие проекты СЭС, запланированные к вводу в 2015-2016 годах, поясняет Павел Шевченко (правила оптового энергорынка позволяют оформить смену площадки по ДПМ-проекту).

Владельцы ДПМ ВИЭ столкнулись с ростом валютных курсов и банковских ставок в 2014 году, это поставило под угрозу и их проекты, и локализацию производства оборудования в РФ. Правительство частично согласилось смягчить условия для инвесторов в ВИЭ в конце 2015 года, согласившись на корректировку их валютных капзатрат. Но это изменение не затронуло проекты с датой поставки мощности до июня 2015 года.

Кроме проектов “Энергии солнца” штрафы за непоставку мощности начисляются и “МЭК-Инжинирингу” за опоздание с вводом СЭС на 5 МВт в Дагестане, следует из данных на сайте “Администратора торговой системы”. Ввести станцию надо было в 2015 году. После девальвации инвесторы в ВИЭ сами могли хотеть расторгнуть ДПМ, чтобы избежать дорогих валютных кредитов и выросших расходов, полагает Федор Корначев из Райффайзенбанка. При избытке мощности традиционной генерации, продолжающихся вводах по ДПМ и стагнации спроса стимулирование ВИЭ по договорам с вводом в 2014 году, очевидно, не являлось приоритетом для государства, считает он.

Для традиционных ДПМ (по ним строилась крупная тепловая генерация) автоматического разрыва договоров не было, в итоге опоздавшие инвесторы просто копят миллиардные штрафы и откладывают вводы несколько лет. Но похожий механизм расторжения предусмотрен для инвестпроекта газовой ТЭС в Тамани на 450 МВт: ДПМ прекращаются при задержке на год и задолженности по штрафам, объяснил Максим Русаков. С учетом сроков проекта эта мера может сработать 1 января 2020 года.
http://energo-news.ru


13.04.2016

МРСК Центра провела работу над ошибками

Прекращение оказания услуг по продаже электроэнергии, рост процентных расходов и формирование резервов под обесценение дебиторской задолженности стали для МРСК Центра, отчитавшейся за 2015 год, определяющими факторами для одновременного сокращения выручки и выхода на чистую прибыль по МСФО.

Выручка МРСК Центра в минувшем году снизилась на 7,1%, до 80,8 млрд руб., что связано прежде всего с прекращением выполнения функций гарантирующего поставщика, которые были возложены на компанию в 2013-2014 годах. В этом контексте уместней рассматривать структуру ее доходов в сопоставимых условиях, ведь в предыдущие годы денежные средства от передачи электроэнергии были включены в статью доходов от продажи электроэнергии, а после потери статуса гарантирующего поставщика эта часть выручки у компании выпала.

Из представленной выше таблицы видно, что именно исключение выручки от перепродажи электроэнергии и мощности послужило главной причиной сокращения доходов МРСК Центра. Хотя нельзя не отметить и дополнительные факторы, повлиявшие на итоговый результат. Среди них снижение выручки за услуги по технологическому присоединению в связи с высокой базой 2014-го, а также рост прочей выручки, вызванный началом действия концессионного договора с администрацией Тамбовской области в минувшем году.

Так или иначе, падение операционных расходов оказалось куда более заметным, чем сокращение выручки. Издержки удалось понизить на 15,5%, до 75,2 млрд руб., что компенсировало уменьшение доходов компании. Так, по статье «электроэнергия для перепродажи», по которой в 2014-м было израсходовано 7,54 млрд руб., издержки в прошлом году оказались равны нулю. Убыток от обесценения основных средств за минувший год снизился с 9,1 млрд до 0,7 млрд руб. Затраты порядка 876 млн руб. по концессионному договору и резерв под обесценение дебиторской задолженности около 1,5 млрд руб. серьезного влияния на общую картину не оказали. Это привело к тому, что операционный убыток 2014 года в размере 0,8 млрд руб. сменился операционной прибылью, превысившей 7 млрд руб.

Чистые финансовые затраты МРСК Центра на фоне повышения процентных расходов за отчетный период выросли более чем в 1,5 раза, до 4,27 млрд руб., что оказало давление на чистую прибыль, недотянувшую даже до 1 млрд руб. Вместе с тем EBITDA практически удвоилась, достигнув 15,2 млрд руб. по сравнению с 7,9 млрд годом ранее, а рентабельность по этому показателю составила 18,8%.

Чистый долг МРСК Центра вырос на 13,8%, до 42 млрд руб., но соотношение NetDebt/EBITDA вернулось к комфортному значению, снизившись с 4,7х до 2,8х. Это дает основание рассчитывать, что акционеры компании согласно действующей дивидендной политике могут получить дивиденды по итогам 2015 года. Напомню, они выплачиваются они, исходя из чистой прибыли по РСБУ, которая в минувшем году оказалась равна 909 млн руб. Таким образом, дивиденд на акцию может составить 0,53 коп., что в текущих котировках означает доходность чуть ниже 2%. Скромно, но лучше, чем ничего.

По мультипликатору EV/EBITDA компания немного переоценена по сравнению с аналогами. Она торгуется по 3,53х при среднеотраслевом значении 2,96х. Однако не стоит забывать, что МРСК Центра за последние несколько лет лишь однажды зафиксировала убыток по МСФО, поэтому рекомендация «держать» по ее бумагам вполне обоснованна.

http://energo-news.ru


13.04.2016

ФАС пытается отказаться от точечного регулирования тарифов

ФАС пытается отказаться от точечного регулирования тарифов электросетей и перейти на бенчмаркинг — устанавливать единые удельные ставки для всех сетевых компаний региона без учета их индивидуальных потребностей. Подобные попытки в прежние годы неоднократно предпринимались и регуляторами, и самими “Россетями”, но пока сформировать единую тарифную систему на базе бенчмаркинга не удалось, пишет “Коммерсантъ”.

Одним из основных принципов тарифной политики ФАС станет внедрение нормирования и эталонных затрат в энергетике, рассказал вчера заместитель главы ведомства Виталий Королев на конференции “Российская энергетика” “Ведомостей”. По его словам, энерготарифы должны становиться долгосрочными и строиться на бенчмаркинге по лучшим образцам, надо уходить от понятия “необходимая валовая выручка” (НВВ) к удельному тарифу на единицу обслуживания. Это позволит более объективно учитывать затраты и не копаться ежегодно в тарифах десятков тысяч регулируемых организаций. Кроме того, такой механизм стимулирует экономию относительно заложенного в тарифе уровня, которую не вырежут в следующий период. ФАС также предлагает гарантировать тариф по эталонным затратам только при соблюдении показателей качества и надежности, а в случае нарушения — наказывать снижением тарифов.

Эти принципы планируется применять, в частности, в электросетях (это естественные монополии), считают в ФАС. Устанавливать тариф на услуги по передаче энергии предлагается по единой ставке на содержание сетей для всех компаний региона исходя из стоимости обслуживания условной единицы оборудования, пояснил Виталий Королев. Такой тариф должен устанавливаться минимум на три года, считает он. Сейчас тарифы сетевых компаний на одной территории часто неравномерны: местные сети получают тариф в несколько раз выше на единицу обслуживания, чем государственные МРСК, поясняют в ФАС. Проекты по применению единой ставки для сетей появятся в этом году, они в разработке, говорят в ведомстве. Эта система могла бы стать альтернативой передаче ФАС функций региональных энергетических комиссий по регулированию тарифов — на эту тему недавно было совещание у Дмитрия Медведева.

В “Россетях” положительно относятся к такому подходу, но призывают “все-таки учитывать особенности сетей и условий их эксплуатации для расчета НВВ” на операционную деятельность и инвестиции. Кроме того, в госхолдинге предлагают сначала актуализировать систему условных единиц и определить единственного независимого эксперта по расчету ставок.
Впрочем, подход ФАС не выглядит совсем новым: в “Россетях” бенчмаркинг сетевых затрат обсуждали еще несколько лет назад, а в марте 2015 года Федеральная служба по тарифам, полномочия которой переданы ФАС, даже утвердила методические указания по определению базового уровня операционных затрат сетей, учитывающие сравнение компаний по эффективности. На днях Минэнерго выпустило приказ по укрупненным нормативам капзатрат при строительстве сетей, но он предусматривает достаточно широкие возможности маневра, отмечает источник в отрасли. В “Россетях” в ноябре 2015 года сообщали, что планируют снизить удельные операционные расходы в 2014-2017 годах более чем на 100 млрд руб. относительно уровня 2012 года.

На повестке дня стоит и принятие эталонных сбытовых надбавок (регулируемой маржи энергосбытов–гарантирующих поставщиков), они должны стать основным принципом их ценообразования, напоминают в ФАС. По похожему принципу эталонных затрат устроена модель альтернативной котельной (предельный уровень цены на тепло), которую планируется внедрить на рынке тепла с 2017 года, считают в ФАС.

Предлагаемая система похожа на регулирование сетей в Британии — также по принципу сокращения издержек, рассуждает Федор Корначев из Райффайзенбанка. В РФ самым сложным будет гарантия сохранения экономии в тарифах, пока она де-факто вырезается из тарифов, отмечает он. Бенчмаркинг будет также стимулировать консолидацию сетевых активов ради снижения операционных затрат, добавляет аналитик.

Опубликовал: http://energo-news.ru


18.12.2015

Генерирующие компании заплатят штрафы за опоздания

Генерирующие компании заплатят штрафы за опоздания по вводам новых энергоблоков в рамках договоров поставки мощности (ДПМ), решил набсовет НП “Совет рынка”. Сразу заплатят штрафы “Э.ОН Россия”, “Фортум” и “РусГидро”, а самым отстающим — “Квадре” и ОГК-2 — дадут длительную отсрочку.

НП “Совет рынка” разобрался с накопившимися просрочками по вводам электростанций, строящихся по ДПМ, рассказал вчера глава ассоциации Максим Быстров. ДПМ предусматривают жесткие сроки пусков энергоблоков, в случае задержки в пользу оптовых потребителей ежемесячно начисляется штраф — 25% платы за мощность. В среднем штраф, по оценкам источников “Ъ”, составляет 235 тыс. руб. за 1 МВт мощности в месяц.

Взимание штрафов временно заморожено с сентября, когда накопилась критическая масса опаздывающих компаний, а потребность в строящихся объектах стала неочевидной. Обсуждалось несколько вариантов решения: “простить” штрафы всем генераторам, взимать штрафы как положено, добавить новые “уважительные причины” для опозданий по вводам либо перенести сроки вводов с сохранением всех выплат (наиболее удачный вариант для генераторов). Потребители электроэнергии настаивали на применении штрафов или же полном отказе от невостребованных ДПМ. В итоге набсовет решил оштрафовать всех, кто задержал ввод проектов. Но некоторым компаниям придется уплачивать штрафы сразу, а другим разрешили отсрочить выплаты до начала фактической поставки мощности на оптовый рынок. При этом некоторые генераторы готовы были сразу заплатить штраф, лишь бы не создавать в отношении себя прецедент пересмотра обязательств по ДПМ.

Штраф начислят “РусГидро” (Зеленчукская ГЭСГАЭС за октябрь—декабрь и Гоцатлинская ГЭС за декабрь), “Фортум” (два блока Челябинской ГРЭС по 225 МВт, четыре-пять месяцев), “Мосэнерго” (420 Мвт на ТЭЦ-20, декабрь), “Э.ОН Россия” (800 МВт на Березовской ГРЭС, сентябрь), рассказал источник “Ъ”, знакомый с решениями набсовета. Особые условия списания штрафов предоставят только компаниям с самыми длинными просрочками сразу по нескольким ДПМ — “Квадре” и ОГК-2 (входит в “Газпром энергохолдинг”), рассказал Максим Быстров. “Квадра” опаздывает с вводом небольших ПГУ — Дягилевской ТЭЦ, Алексинской ТЭЦ, Курской ТЭЦ-1 и Воронежской ТЭЦ-1, накопленный штраф по ним достигает уже 3 млрд руб. и будет расти до запусков, говорит собеседник “Ъ” в отрасли. “Квадра” сможет начать уплату штрафов только после начала поставок по каждому из энергоблоков (2017-2019 годы). Предполагается, что после запуска “Квадра” получит рассрочку и будет ежемесячно уплачивать штрафы за счет надбавки по ДПМ. При этом компания сохранит плату за мощность по цене конкурентного отбора.

Для ОГК-2 набсовет одобрил перенос ДПМ-проекта с Серовской ГРЭС на площадку “Интер РАО” в Верхнем Тагиле (см. “Ъ” от 15 декабря). Одновременно компания получит отсрочку выплаты по четырем незавершенным энергоблокам (на Троицкой ГРЭС, Серовской ГРЭС, Рязанской ГРЭС, Новочеркасской ГРЭС), рассказал Максим Быстров. Штраф, уже рассчитанный для ОГК-2, достигает 4 млрд руб. “Интер РАО” компенсирует “Газпром энергохолдингу” эти штрафы в рамках сделки по переносу ДПМ с 2017 года, рассказал источник “Ъ”.

“В принципе новые мощности не нужны профицитной энергосистеме, но есть контрактные обязательства их поставки и штрафы за опоздание,— рассуждает Федор Корначев из Райффайзенбанка.— Поэтому если генераторы не отказываются от невостребованных ДПМ-проектов и нарушают сроки, то логично хотя бы снизить платеж потребителей за эти проекты”. Кроме того, любое отступление от ДПМ чревато встречными пересмотрами, невыгодными самим генкомпаниям, отмечает аналитик.


20.11.2015

Международное энергетическое агентство (МЭА) обнародовало доклад о перспективах развития до 2040 года

По базовому сценарию WEO-2015 доля нефти в энергобалансе РФ к 2040 году составит 17% против 20 в 2013 году. Спрос на это сырье к 2020 году вырастет до 144 млн тонн нефтяного эквивалента против 143 млн т н.э. в 2013-м, но к 2040 году опустится до 132 млн т н.э. Еще сильнее сократится в России доля газа: она упадет с нынешних 55% до 49%, или до 382 млн т н.э. в натуральном выражении. Доля угля должна остаться прежней – в районе 15%. Зато ожидается рост долей атомной энергетики (с 6 до 11%) и возобновляемых источников, в частности био- и гидроэнергетики (с 2 до 6%).
Такой прогноз несколько расходится с данными исследования, проведенного специалистами Института энергетических исследований РАН и Аналитического центра при правительстве РФ. “В прогнозе ИНЭИ-АЦ ожидалось, что в 2020 году первичное потребление энергии в мире достигнет 15,1 млрд т н.э., что оптимистичнее, нежели новый прогноз МЭА, – сообщил “РГБ” главный советник руководителя АЦ Леонид Григорьев. – Однако в прошлогоднем прогнозе МЭА предсказывалась цифра в 15,0 млрд т н.э. Это говорит о схожести взглядов зарубежных и отечественных прогнозистов и о постепенном снижении ожиданий экономического роста в мире. Структура потребления первичной энергии в прогнозах МЭА и ИНЭИ-АЦ также отличается незначительно: у МЭА к 2040 году доля угля снижается сильнее – до 24,6% (вместо 26% у ИНЭИ-АЦ), зато ожидается чуть более высокая доля атомной энергетики и биоэнергии”.
“В среднесрочной перспективе Россия останется одним из лидеров мирового энергетического рынка, ключевым экспортером нефти и газа в Европу и Китай, технологическим лидером в области атомной энергетики, – уверен консультант Frost & Sullivan Дмитрий Распопов. – Но на более дальнем горизонте для РФ существуют многочисленные риски утраты своих позиций. Среди основных можно отметить политику Европы по диверсификации источников поставок энергоресурсов, развитию энергоэффективных технологий и альтернативных источников. В перспективе свою долю на глобальном рынке могут увеличить страны Латинской Америки, а также США”.

Источник: rg.ru


16.11.2015

Тарифы для юрлиц в Петербурге с декабря вырастут на 18%

Рост тарифов на электроэнергию для конечных потребителей – юрлиц в Петербурге с 1 декабря составит в среднем 18%, двухставочный тариф вырастет на 22%, одноставочный – на 12%, сообщил председатель комитета по тарифам Петербурга Дмитрий Коптин. Так комитет выполнил предписание ФАС снизить заявленную на 2015 г. мощность с 4545 до 3414 МВт при расчете котловых тарифов на передачу электроэнергии. Предписание было выдано в июне, тарифы должны были измениться еще в августе, но, по словам Коптина, администрация Петербурга провела ряд совещаний с промышленниками, бюджеты которых на этот год уже сформированы, и решила ввести тарифы с декабря. Благодаря новым тарифам до 2018 г. перестанут формироваться выпадающие доходы ПАО «Ленэнерго», добавил Коптин. По его словам, программа RAB-регулирования будет продлена до 2020 г., со следующего года ставки будут повышаться только с 1 июля в среднем на 10–13% в год.
Это уже третье повышение тарифов для промышленности в этом году: учитывая рост ставок в мае и июле, стоимость передачи электроэнергии для юрлиц с начала года выросла на 35%. Решение было сложным, но оно необходимо для финансового оздоровления сетевых компаний, погашения обязательств по техприсоединению, реализации инвестпрограмм и проч., резюмирует Коптин. Комитет по тарифам исполняет требование ФАС России о прекращении нарушений законодательства, допущенных ранее, говорит представитель ОАО «Россети» (владеет 64,5% «Ленэнерго»). По его словам, из-за переноса повышения с августа на декабрь в 2015 г. «Ленэнерго» недополучила около 1 млрд руб. В «Россетях» ожидают, что новые тарифы минимизируют риск возникновения выпадающих доходов.
На Кировском заводе конечные тарифы на электроэнергию вырастут с декабря на 8–9%, говорит директор ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода» Александр Ломейко. Увеличится себестоимость продукции дочерних предприятий холдинга, продолжает он: «Незапланированный рост тарифа может изменить показатели контрактов, в том числе тех, по которым затраты на электроэнергию уже зафиксированы, например, по линии гособоронзаказа». С ростом котлового тарифа у «Ленэнерго» и других компаний энергетической отрасли однозначно увеличится дебиторская задолженность, уверен Ломейко.
В основном расчеты ведутся через гарантирующих поставщиков, основная тяжесть борьбы с растущей дебиторкой ляжет на них, уточняет управляющий партнер Агентства энергетического анализа Алексей Преснов. По словам эксперта, на крупные и средние предприятия возлагается основная тяжесть по выводу сетевой компании из финансового кризиса: «Опережающий рост двухставочных тарифов – это сигнал промышленности, что больше послаблений за счет малого бизнеса и городской инфраструктуры, которые рассчитываются по одноставочному тарифу, не будет». Подобный рост тарифов пришелся на 2011 г. после перевода крупных распредсетевых компаний на RAB-регулирование, уточняет Преснов. В 2013 г. рост тарифов в Петербурге и Ленобласти составил 15% за год, в 2014 г. – 2–3%, добавляет он.
Доля электроэнергии в себестоимости производства составляет в среднем 10%, рост тарифов на 18% будет переложен на потребителей, считает старший аналитик ИК ЛМС Дмитрий Марков. Увеличение цен на конечную продукцию он оценивает примерно в 2%. Повышение цен при отсутствии роста реальных доходов потребителей может привести к сокращению продаж, опасается эксперт.

Источник: vedomosti.ru


20.10.2015

Правительство утвердило ценовые параметры для долгосрочных КОМ

Правительство своим распоряжением от 14.10.2015 №2048−р установило параметры цены на мощность, используемые для определения спроса на мощность при проведении в 2015 году долгосрочных конкурентных отборов мощности с периодами начала поставки с 1 января 2017 года, с 1 января 2018 года и с 1 января 2019 года.
Документ был опубликован 16 октября на официальном интернет-портале правовой информации и вступает в силу со дня подписания, т.е. 14 октября.

Источник: bigpowernews.ru


01.10.2015

В Ульяновской области построят ветропарки

В 2016 году в Ульяновской области построят первый ветропарк. Об этом было заявлено на форуме “Российский инжиниринг”.
Вопросы строительства источников альтернативной энергии обсудили на круглом столе “Импортозамещение в ветроиндустриии”. Россия не является “передовиком” в ветроэнергетике: активно эту отрасль развивают страны Евросоюза, Китай, США и Япония (за последний год инвестиции в проекты, связанные с этой индустрией, составили 100 миллиардов долларов). Однако первые подвижки есть.
Яркий пример – энергопарк, который уже работает на территории нового Ульяновского станкостроительного завода на промзоне “Заволжье”. Инвесторы – японско-немецкий концерн “ДМГ Мори Сейки” – смонтировали солнечные батареи и установили ветряки, которые станут источниками получения альтернативной энергии.
- Корпорация развития Ульяновской области в течение ближайшего года планирует уделить большое внимание развитию проектов возобновляемой энергетики. В данный момент совместно с наноцентром мы готовим проект по созданию первого в регионе ветропарка мощностью 25 мегаватт. Парк разместится в промышленной зоне “Заволжье”, что даст ей дополнительные преференции. Инвестор в проект определен, соглашение подпишем уже на днях, – рассказал генеральный директор Корпорации Сергей Васин.
- Этот проект крайне важен для Ульяновской области, – отметил губернатор Ульяновской области Сергей Морозов. – Он дает нам новые рабочие места, значительно сократится дефицит собственной генерации энергии, что в конечном итоге должно привести к снижению стоимости потребляемых энергоресурсов для рядовых потребителей.
Эксперты отмечают, что удобное географическое расположение региона дает логистические преимущества. Крупногабаритные ветроагрегаты можно доставить по Волге. В дальнейшем планируется, что их производством займется завод “Аэрокомпозит-Ульяновск”, расположенный на промплощадке самолетостроительного завода “Авиастар-СП”.
Объемы потребляемой электроэнергии в регионе сегодня в три раза превышают ее производство. Предполагается, что в Ульяновской области построят несколько ветропарков. Объем вырабатываемой ими электроэнергии составит до 250 мегаватт.
В России ветроиндустрия пока развита слабо, по целому ряду причин.
- Господдержка и вкладываемые инвестиции не привязаны к твердой валюте. А потому колебания рубля часто заставляют инвесторов задумываться о дальнейшей судьбе своих проектов, а порой и вовсе их приостанавливать их. Важно, чтобы поддержка государства была фиксированной, она должна давать инвестору гарантии, уверенность в завтравшнем дне. Если государство сумеет исключить экономические риски, вход инвестиций в отрасль возобновляемой энергетики будет максимальным, – считает глава комитета по ветроэнергетике стран СНГ Андрей Конеченков.
Также еще одно важное условие для развития ветроиндустрии – импортозамещение. Россия сегодня не изготавливает самостоятельно агрегаты для получения энергии от ветра. Таким образом, сегодня нужен поэтапный вход в лицензионное производство, с последующим переходом на производство собственное. По словам Конеченкова, это даст возможность развивать собственный экологически чистый ресурс, за который не нужно “воевать”.

Источник: rg.ru


28.09.2015

Правительство РФ одобрило законопроект о техтребованиях в электроэнергетике

Правительство РФ одобрило законопроект, предлагающий наделить кабмин полномочиями утверждать обязательные технические требования к работе объектов электроэнергетики, говорится в сообщении на сайте кабмина.
Документ будет направлен в Госдуму. Согласно законопроекту, обязательные требования и правила технологического функционирования энергосистем смогут устанавливать правительство или уполномоченные им органы федеральной власти.
Поясняется, что одобренный законопроект направлен на повышение безопасности работы объектов электроэнергетики, надежности электроснабжения потребителей и внедрение прогрессивных технологий в отрасли.
В марте на встрече с президентом РФ Владимиром Путиным глава Минэнерго Александр Новак сообщил, что министерство надеется на утверждение правительством правил технологического функционирования отрасли в 2015 году. В настоящий момент, как пояснял министр, единых правил технического функционирования энергосистемы России не существует, что является угрозой для ее надежной работы.
Проект правил технического функционирования был разработан два года назад, в 2013 году, однако против принятия документа выступила часть электроэнергетических компаний, которые оценили затраты на приведение оборудование в соответствие с этими правилами в 300 миллиардов рублей.

Источник: energo-news.ru


15.07.2015

ФСК ЕЭС обновит приборы учета на подстанциях Северо-Запада

До сентября текущего года компания обновит измерительные трансформаторы тока и напряжения на двадцати подстанциях региона. Новые компоненты системы коммерческого учета электроэнергии позволят более точно фиксировать данные по количеству передаваемой электроэнергии, сообщает пресс-служба Федеральной сетевой компании.

Сейчас для того чтобы определить, соответствует ли оборудование подстанции необходимым требованиям, испытания проводятся по точкам коммерческого учета. Так, в течение июня они прошли в Архангельской области на подстанциях «Урдома» и «Заовражье». Запланировано провести аналогичные испытания в Республике Коми на подстанции «Микунь» и в Брянской области на подстанции «Новобрянская», а до конца года — на всех подстанциях МЭС Северо-Запада.

Современные счетчики электрической энергии и оборудование АИИС КУЭ уже установлены на всех подстанциях МЭС Северо-Запада. Замена счетчиков выполнялась c 2007 года в рамках целевой программы ФСК. Так, в прошлом году было заменено 520 единиц приборов на 13 подстанциях Архангельской и Мурманской областей.

Источник: www.eprussia.ru