Новости

17.10.2016

Инновационная структура энергосистем

Возрастающие темпы внедрения новых технологий вынуждают энергосистемы трансформироваться в ускоренном режиме. И если европейским странам, США, Японии и Китаю удается довольно быстро подстраиваться под эти сдвиги, то Россия только начинает догонять инновационных лидеров сектора. Но как для убегающих, так и для догоняющих существует общая проблема: в ближайшие десятилетия темпы развития сектора возрастут настолько, что предугадать, как именно будет развиваться рынок, практически невозможно.

Долговечность и инновации

Энергетика долгое время оставалась одной из самых консервативных отраслей в части внедрения новых технологий. Но если страны Европы и США в последние десятилетия нарастили темпы освоения прорывных технологий, особенно в секторе безуглеродной энергетики, то в России этот сектор до сих пор довольно консервативен. Во многом это связано с долговечностью оборудования энергокомплекса: средний срок службы опоры ЛЭП — 35-40 лет, трансформаторной подстанции — не менее 30 лет, атомной электростанции — 40-45 лет. При этом степень износа энергетического оборудования в отдельных регионах РФ превышает 70%, что не мешает ему вполне надежно работать. Поэтому российские генераторы и сетевые компании предпочитают внедрять новые технологии уже после того, как завершится довольно длительный процесс их оценки и предварительной обкатки.

Но определенные изменения в традиционный уклад внедрять все-таки необходимо: ускорение смены поколений технологий в электроэнергетике развитых стран приводит к трансформации энергетического сектора, сформировавшегося за последнее столетие, и разрушает сложившиеся цепочки создания стоимости электроэнергии. Основное давление на трансформацию энергосистемы оказывают не только экономический эффект от внедрения новых технологий, но и поведение потребителей, которые в стремлении улучшить качество жизни все быстрее осваивают новые экономичные и энергоэффективные технологии. Эти изменения неизбежно затронут и российский рынок.

Удешевление технологий

По мере того как непостоянная энергия солнца и ветра активно интегрируется в энергосистемы развитых стран, а ее стоимость удешевляется, в России происходит обратный процесс. В первую очередь это связано со слабой системой поддержки возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Дорогая для энергорынка зеленая генерация до сих пор стимулировалась по двум схемам: через обязательную закупку ее выработки по высокому тарифу (для покрытия потерь в сетях) и через договоры на покупку мощности, гарантирующие возврат инвестиций за счет повышенных тарифов. Только в прошлом месяце правительство приняло решение оказывать ВИЭ прямую бюджетную поддержку: генераторам будут компенсировать до 70% (но не более 15 млн руб.) от стоимости техприсоединения к сетям. Но эта мера коснется только розничного рынка ВИЭ, где мощность генерации не превышает 25 МВт.

В США и странах Западной и Восточной Европы существует мощная система госсубсидий для объектов ВИЭ. В 2009 году президент США Барак Обама объявил план “новой энергии для Америки”, который предусматривал инвестиции федерального правительства в размере $150 млрд в течение десяти лет, с тем чтобы увеличить долю производимой на ВИЭ электроэнергии в США до 25% к 2025 году. В этом же году Европейская комиссия приняла аналогичную директиву по ВИЭ, напоминает руководитель проекта развития бизнеса в энергетике PwC в России Дмитрий Стапран. Согласно прогнозам Международного энергетического агентства, инвестиции в возобновляемую энергетику до 2035 года составят $5,9 трлн, а количество произведенной электроэнергии на ВИЭ вырастет с 4,539 тВт ч в 2011 году до 6,377 тВт ч в 2017 году.

Эти меры поддержки приводят к удешевлению электроэнергии ВИЭ в сравнении с базовыми технологиями. Так, по данным PwC, в США стоимость 1 МВт ч для станций на базе газотурбинных установок (ГТУ) сегодня составляет около $97, для атомных станций и технологии сжигания угля — примерно $60, для парогазовых установок (ПГУ) — $51. Для ВИЭ цены ниже: порядка $42 для ветроэнергетики, $55 — для солнечных систем. Что касается первоначальных капитальных затрат, то здесь тенденция обратная: за 1 кВт мощности ГТУ и ПГУ приходится платить около $1 тыс., тогда как для ветроэнергетики этот показатель составляет $1,8 тыс. за 1 кВт, для солнечных систем — $1,77 за 1 кВт. По сути, операционные расходы генерации ВИЭ стремятся к нулю, поскольку они используют “бесплатные” энергетические ресурсы: энергию солнца, ветра, воды, отходы производства. Стоимость электроэнергии ВИЭ включает в себя себестоимость строительства такого объекта. Основной причиной снижения стоимости энергии ВИЭ в мире стало удешевление стоимости оборудования, в частности выход китайских производителей на рынок солнечной генерации, говорит Наталья Порохова из Аналитического кредитного рейтингового агентства.

В России тренд обратный. В стране почти не производится собственного оборудования для зеленой генерации. Поэтому после девальвации стоимость ВИЭ возросла. “Программа поддержки ВИЭ в России, как и в других странах—нетто-экспортерах ресурсов, направлена на развитие собственных технологий ВИЭ, и если в локализации будут достигнуты успехи, то, возможно, будут достигнуты успехи и с точки зрения удешевления стоимости ВИЭ”,— прогнозирует госпожа Порохова.

Распределить по потребителям

Кроме больших генерирующих мощностей энергетика все чаще использует распределенную генерацию, работающую под конкретного потребителя. В Европе и США помимо малых станций, питающихся от углеводородного топлива, в качестве источника для распределенной генерации выступают солнечные и ветряные системы, а также микротурбины.

В России тренд на розничные электростанции зародился в начале 2010-х. Длительное время распределенная генерация ассоциировалась со схемами резервного питания, подстраховывающими потребителей от перебоев в работе сетей. Первыми интерес к собственной генерации стали проявлять энергоемкие производства — нефтедобыча и металлургия. За ними последовали и другие отрасли, и распределенная генерация стала одной из наиболее растущих отраслей электроэнергетики, прибавлявшей к своей ежегодной выработке 1,9%, притом что в среднем производство электроэнергии росло на 0,3% в год, говорит Наталья Порохова. В отличие от строительства крупных промышленных электростанций, распределенная генерация не требует больших финансовых вливаний и позволяет быстро нарастить энергомощности. По данным ассоциации “Сообщество потребителей электроэнергии”, доля выработки на блок-станциях (генерация промпредприятий) в общей выработке ЕЭС России выросла с 4,8% в 2011 году до 5,5% в 2014 году. Рост прогнозировало и государство: к 2030 году доля РГ должна была составить 15% от всей мощности ТЭС. Основными причинами бума развития распределенной энергетики стали высокая стоимость присоединения к сетям и сложность этой процедуры. А резкий рост цен на электроэнергию привел к тому, что окупаемость в строительство собственной генерации достигалась за четыре-семь лет.

Радужные перспективы сегмента разрушила девальвация рубля 2014-2015 годов. Нестабильность экономики привела к тому, что стоимость зарубежного оборудования, доминирующего в собственной генерации, выросла в два раза. Соответственно, экономический стимул к замещению электроэнергии из сети пропал, считает госпожа Порохова. Более того, важным драйвером строительства собственной генерации было расширение производственных мощностей, а сейчас в рамках экономической стагнации и падения инвестиций этот драйвер также исчез.

Накопление энергии

Стремительный рост безуглеродной генерации усилил потребность в развитии технологий накопления энергии. Самым распространенным способом сохранить электроэнергию остается гидроаккумуляция. Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС) копят воду в ночное время, когда стоимость электроэнергии минимальна, а выработка энергии начинается во время пиковых нагрузок на сеть. В России уже построена Загорская ГАЭС, строятся Зеленчукская ГЭС-ГАЭС и Загорская ГАЭС-2.

Но сейчас активно развиваются и иные способы хранения электроэнергии: литиево-ионные батареи, тепловые аккумуляторы и технологии физического хранения электроэнергии с использованием сжатого воздуха. По данным PwC, затраты на технологии литиево-ионных батарей снижались примерно по 10% в год в течение последних семи лет — например, в Германии затраты с 2010 года упали на 80%.

Хранение электроэнергии в объеме 5 тыс. МВт ч, распределяемой по сети, может быть экономически выгодным в США при стоимости с учетом монтажа на уровне $350 за 1 кВт ч. “Это говорит о том, что широкое внедрение технологии не является неизбежным, но в то же время не препятствует значительным инвестициям для расширения производственных мощностей”,— отмечается в исследовании PwC.

В России же только приступили к разработке программы развития промышленных технологий хранения электроэнергии (power storage). Соответствующее поручение в июне вице-премьер Аркадий Дворкович дал Минэнерго и “Роснано”. Как рассказал BG управляющий директор по сопровождению проектов в органах власти “Роснано” Тимур Котляр, на данном этапе прорабатываются меры государственной поддержки стимулирования разработок перспективных технологий, в том числе по созданию производства в РФ систем хранения для внутреннего рынка и экспорта. В перспективе системы хранения могут применяться в центрах обработки данных, при цифровом производстве, в инфраструктуре сотовой связи, электротранспорте и на автономных объектах с собственными источниками энергии.

Государственные меры будут касаться нескольких направлений. Первая из них направлена на поддержку проектов в сфере разработки технологий и создания производства систем хранения электроэнергии для внутреннего рынка и экспорта. Проекты с адресной поддержкой предполагается отбирать через конкурс. Также правительство намерено стимулировать развитие наиболее приоритетных сфер применения систем хранения электроэнергии в РФ. Здесь вместе с экспертами и органами государственной власти пройдет отбор двух-трех приоритетных сфер применения систем хранения электроэнергии, комментирует господин Котляр. Базовые предложения будут подготовлены в конце 2016 — начале 2017 годов.

Со стороны догоняющих

Технологические изменения в структуре энергетического комплекса происходят и в России. Так, в России постепенно разворачивается рынок электромобилей и обслуживающей инфраструктуры для них. Уже разработан проект правительственной программы развития электрического автотранспорта в РФ до 2025 года. Для стимулирования производства и потребления правительство предлагает предоставить владельцам электрокаров льготные тарифы на платных дорогах, бесплатные парковки в городах, возможность двигаться по выделенным полосам для общественного транспорта, нулевой транспортный налог. Власти также намерены упростить порядок землеотвода для развития сетей зарядных станций, установить обязательную долю электромобильной техники в парках общественного транспорта и оснастить стоянки ТЦ и городские парковки зарядными станциями. Таким образом правительство рассчитывает сделать электротранспорт в России массовым явлением. Эти меры схожи с теми льготами, которые получают владельцы электротранспорта в европейских странах, в частности в США, Китае, Японии и Нидерландах. В настоящее время электромобили занимают менее 0,3% от общего мирового парка автомобилей. По данным Международного энергетического агентства ОЭСР, в 2015 году в мире насчитывалось 1,26 млн электрокаров.

Что касается зарядной инфраструктуры, то, по оценкам экспертов ABB, на данный момент в России установлено порядка 200 зарядных станций и почти все они медленного типа. Но с учетом изменений в российском законодательстве можно рассчитывать на то, что Россия догонит европейский рынок через три-четыре года.

Аналитики считают, что развитие рынка электромобилей может очень существенно повлиять на трансформацию энергетического ландшафта во всем мире. С момента выпуска компанией GE первого электромобиля EV1 в 1990-х в мире уже построено огромное количество зарядных станций, параллельно росла привлекательность электрокаров для потребителей: снизились их стоимость и время зарядки, увеличились пробег и производительность. По данным PwC, при наличии 35% гибридных автомобилей пиковый спрос на электричество должен увеличиться на 27%.

“Россети” реализуют масштабный проект по развитию зарядной инфраструктуры для электромобилей. На сегодняшний день на территории столичного региона действует более 30 зарядных станций. Основная их часть — это станции производства Enso EVC-100 (станции дозарядки), которые оснащены двумя разъемами: евророзеткой и портом Mennekes для зарядки трехфазным током. Кроме того, в сети представлены экспресс-зарядки и первые отечественные зарядные станции “Фора”. Компания с 2015 года включилась в реализацию проекта “Московский электротранспорт”, который курирует столичный департамент транспорта: сегодня новые электрозарядки энергетики устанавливают в том числе на муниципальных парковках города. В ближайших планах сетевой компании — расширение покрытия сети зарядных станций за счет их установки на подмосковных территориях.

Интеллектуальный учет

В последние годы в правительстве активно обсуждается вопрос внедрения на рынке интеллектуальных приборов учета энергопотребления (ИПУ), которые помогают снизить потери электроэнергии и расходы на отключение недобросовестных потребителей. Предполагается, что постепенно все ИПУ будут объединены в интеллектуальную систему учета (ИСУ), говорит председатель правления Ассоциации ГП и ЭСК Наталья Невмержицкая. В настоящее время Минэнерго разрабатывает законопроект по внедрению ИСУ, предполагающий создание сетевыми организациями ИСУ за счет тарифа, а установку ИПУ — за счет собственных средств (нетарифных источников) для старых потребителей и за счет тарифа для новых потребителей. В России уже есть опыт внедрения ИПУ с функцией дистанционного отключения. В частности, такие системы работают в Московской области и Перми. “Основным моментом является то, что устанавливаемые сетевой организацией ИПУ должны автоматически признаваться расчетными приборами учета. Соответственно, сетевой компании будет выгодно устанавливать ИПУ за счет собственных средств в местах с существенными потерями электрической энергии и плохой платежной дисциплиной”,— поясняет госпожа Невмержицкая.

По подсчетам Минэнерго, установка интеллектуальных приборов учета по всей РФ обойдется примерно в 400 млрд руб. Вопрос финансирования этих мер требует дополнительного обсуждений считают в ГП и ЭСК, поскольку выделение средств на мероприятия по интеллектуальному учету из тарифа на передачу порождает еще один тип перекрестного субсидирования. В ассоциации считают, что целесообразно идти по пути постепенной интеллектуализации приборов учета, а именно: первым шагом должно стать требование соответствия критериям “интеллектуальности” ко всем вновь устанавливаемым приборам учета, а также к приборам, которые заменяются; далее требуется введение стандартизированного формата передачи данных ИПУ для всех держателей ИСУ, которыми должны быть не только сетевые компании, но и все лица, заинтересованные в ИСУ, в том числе и ГП, и автоматического включения в ИСУ прибора учета потребителя, удовлетворяющего требованиям к ИПУ.

В текущем году на рынке электроэнергии начал действовать механизм управления пиковым спросом. Речь идет о механизме ценозависимого снижения потребления (demand response), когда потребители соглашаются оперативно снижать потребление. Если сейчас для покрытия пиковых нагрузок регулятор должен ввести дополнительные генерирующие мощности, то теперь он сможет и директивно снижать потребление.

Предполагается, что потребитель должен разгружаться по команде “Системного оператора” от одного до десяти раз в месяц на два, четыре или восемь часов. За неиспользованную мощность он может не платить, но за невыполнение разгрузки получит штраф в размере 25% от стоимости мощности. “Системный оператор” имеет право разгружать потребителя, если это приведет к уменьшению максимальной цены на рынке электроэнергии (РСВ) за час не менее чем на 1%. Пока поучаствовать в механизме ценозависимого потребления, участники которого определись на конкурентном отборе мощности на 2020 год, захотела только одна компания — “Русал Новокузнецк”. Но механизм будет использоваться и раньше 2020 года: “Системный оператор” планирует отобрать перечень покупателей с ценозависимым потреблением на 2017-2019 годы, они не смогут влиять на цену мощности в этот период, но зато будут участвовать в формировании цен на РСВ.

Такая модель управления спросом не нова для мировых рынков электроэнергии. Так, по данным “Системного оператора”, объем мощности demand response в мире в 2016 году составил 39 ГВт, из них крупнейшим потребителем является Северная Америка (28 ГВт). Предположительно объем demand response в мире к 2025 году достигнет 144 ГВт.

Неясное будущее

Отдельно стоит вопрос о том, как трансформация рынка электроэнергетики повлияет на его игроков. С возрастанием темпов внедрения технологий генераторы, сетевые и сбытовые компании, а также поставщики технологий, по сути, оказались в другой реальности: теперь они вынуждены бороться не только за повышение собственной эффективности, но и за внимание клиентов. Потребителю стала важна не только конечная цена поставленной электроэнергии, но и то, как сделать потребление более экономичным и эффективным.

В своем исследовании аналитики PwC рассчитали пять возможных сценариев того, как современные прорывные технологии могут влиять на развитие энергетических компаний: “Утрата связи”, “Автономность”, “Мобильность и виртуальность”, “Интенсивная обработка данных” и “Сворачивание”.

В сценарии сворачивания деятельности промышленные игроки начинают самостоятельно генерировать электроэнергию в необходимых им объемах, лишая тем самым компании электроэнергетического сектора источников дохода. В модели интенсивной обработки данных возможности получения дохода переходят к компаниям—разработчикам интеллектуальных аналитических систем. В сценарии, где будущее за мобильностью и виртуальностью, возможность заработать получают поставщики умных энергосистем. Модель, в которой будущее за автономными системами, компании электроэнергетики перестают контролировать большинство источников дохода, а те, что остаются, переходят к поставщикам микроэнергосистем и потребителям. И, наконец, в последнем сценарии — утраты связи с потребителями — возможности получения доходов переходят к игрокам—разработчикам “умного центра управления”.

Аналитики резюмируют, что наступает “неясное будущее, полное технологических вызовов”, и остается только вопрос о времени и степени их внедрения.

Ускорение смены поколений технологий в электроэнергетике приводит к трансформации энергосектора

Генераторы, сетевые и сбытовые компании и поставщики технологий сегодня вынуждены бороться не только за повышение эффективности, но и за внимание клиентов. Потребителю стала важна не только цена электроэнергии, но и то, как сделать потребление более экономичным и эффективным.

Источник: Коммерсантъ


05.10.2016

Россия перейдет на умную энергетику

Потребители электроэнергии сами смогут следить за потреблением, экономя деньги, и сбытовые кампании будут не нужны. Это — одно из следствий реализации «дорожной карты» перехода страны на «энергетику будущего», которую обсудил Совет при президенте РФ по модернизации.

РФ имеет колоссальные возможности для внедрения в электроэнергетику инноваций, уверен глава правительства Дмитрий Медведев. Он напомнил, что сетевой комплекс страны сильно устарел — износ фондов достигает 70 процентов. Поэтому стране нужна современная энергетическая система, в основе которой будут лежать последние достижения науки, указал глава правительства.

«Энергетика будущего — это комплексная система, это интеллектуальные сервисы, — перечислил премьер. — Это и использование альтернативных источников энергии, в том числе возобновляемых».

В итоге реализации программы энергосистемы страны должны «поумнеть». А именно — «быстро реагировать на изменения и возникающие проблемы, а в некоторых случаях — уметь их прогнозировать», рассчитывает Медведев.

Помимо этого, современные сети должны эффективно распределять имеющуюся энергию и не допускать ее потерь. И не менее важна, по словам главы кабмина, ориентация на взаимодействие с потребителями.

Все эти изменения отражены в новой «дорожной карте» EnergyNet Национальной технологической инициативы. Согласно концепции программы, уже созрели технологии, позволяющие потребителям стать активными участниками рынка. Это микрогенерация, возобновляемые источники, накопители энергии, средства регулирования нагрузки и т.п. Программа предполагает как увеличение надежности сетей, так и повышение комфорта и снижение затрат для пользователей.

Проект амбициозный, признал Дмитрий Медведев. В том числе и потому, что спрос на электроэнергию в мире постоянно растет. И компании, которые могут предложить наиболее эффективные решения по распределению энергопотоков и снижению потерь, зачастую становятся лидерами рынка.

Будут и финансовые стимулы. В частности, уже принято решение о том, что государство компенсирует затраты владельцев на присоединение генерирующих объектов мощностью не более 25 МВт, которые работают на возобновляемых источниках. Постановление об этом уже вступило в силу, сказал Медведев.

Правительству еще предстоит большая работа. На данный момент большинство техрегламентов и стандартов в сфере энергетики устарели, признал премьер. В связи с этим он призвал обновить нормативную базу — «ввести современные понятия, определить новый правовой статус и потребителя, и производителей распределительной энергетики». По расчетам кабмина, модели розничного рынка «умной» электроэнергии с распределенной генерацией могут быть рассмотрены уже в конце этого или начале 2017 года.

При этом, заметил Медведев, важно не потерять преимущества, которые дает большая энергетика и централизованное энергоснабжение.

Первый заместитель министра энергетики Алексей Текслер рассказал о конкретных проектах. Так, предстоит создать цифровые электросети. «Умные» технологии позволят на четверть снизить стоимость владения сетью, не менее чем на 50% уменьшить потери в ней и более чем на 70% снизить аварийность.

Мало того, создание такой системы уже начато в рамках пилотного проекта в Калининграде. Перспективный проект — это виртуальная электростанция, которая тоже позволит снизить издержки, продолжил Текслер. Также планируется реализовать проект по созданию и производству аккумуляторных батарей большой мощности.

Напомним, что энергетический проект — часть «Национальной технологической инициативы», старт которой дал президент РФ Владимир Путин два года назад. В результате реализации программы отечественные компании должны достичь лидерства на новых высокотехнологичных рынках. Именно они, по расчетам российских властей, будут определять структуру мировой экономики в ближайшие 15-20 лет. Среди этих рынков — новые персональные системы безопасности, медицина, управление различными видами транспорта без водителя (пилота) и даже «искусственные компоненты сознания и психики». По ряду направлений «дорожные карты» уже созданы.

Источник: РЭЭ


05.10.2016

Севастополь станет пилотом реализации EnergyNet

Агентство стратегических инициатив сообщило о том, что пилотной площадкой для испытания новых технологий в городских условиях станет Севастополь.

Регион рассматривается в качестве кандидата на реализацию проекта комплексного внедрения в энергетику «умных сетей» (Smart Grid) в рамках «дорожной карты» EnergyNet Национальной технологической инициативы (НТИ).

«В создании системы, которая может конкурировать с другими по эффективности, технологии играют решающую роль. Похоже, что мы можем сегодня это делать принципиально лучше. И самое время проверить это на проектах другого масштаба, в том числе городской сети», – рассказал заместитель руководителя рабочей группы EnergyNet Алексей Чалый.

По его словам, основным продуктом должна стать масштабируемая бизнес-модель районной электрической сети.

«У такого товара есть себестоимость. «И наша задача – добиться потребительского уровня электроэнергии выше, чем в США, по себестоимости – 75% от сегодняшней себестоимости межрегиональных распределительных сетевых компаний», – сообщил Алексей Чалый.

По мнению Чалого, Севастополь станет идеальной площадкой для внедрения Smart Grid, так как база российского флота должна иметь сверхнадёжный источник энергии, а предлагаемая система изолирована.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


04.10.2016

Enel ввела в эксплуатацию свой первый ветропарк

Enel, действуя через свою дочернюю компанию Enel Green Power RSA (EGP RSA), завершила строительство и ввела в эксплуатацию ветропарк Nojoli, который расположен в Восточно-Капской провинции Южно-Aфриканской Республики.

Nojoli является первым ветропарком Enel, который начал свою производственную деятельность в Южной Африке.

“Завершение строительства ветропарка Nojoli демонстрирует нашу неизменное участие в южноафриканской программе закупок независимых производителей энергии в области возобновляемых источников энергии, – прокомментировал Билл Прайс, генеральный директор Enel в Южной Африке. – Успешный ввод нашего первого в Южной Африке ветропарка также представляет собой расширение наших возможностей, как в области солнечной генерации, так и ветроэнергетики. Благодаря этим двум технологиям производства энергии жители Южной Африки смогут не только получать чистую электроэнергию, но и также усовершенствуется временной процесс производства электроэнергии, цены на которую будут более конкурентоспособны по сравнению с другими новыми источниками электроэнергии”.

Новый ветропарк общей установленной мощностью 88 МВт сможет вырабатывать более 275 ГВтч в год, что эквивалентно потребностям порядка 86,000 южноафриканских семей, избегая в то же время выброса более 251,000 тонн углекислого газа в атмосферу.

В Южной Африке Enel, действуя через свою дочернюю компанию EGP RSA, управляет тремя солнечными электростанциями: Paleisheuwel (82,5 МВт), которая расположена в южноафриканской провинции Западный Кейп, Tom Burke (66 МВт), расположенной в провинции Лимпопо, и Upington (10 МВт) в южноафриканской провинции Северный Кейп. На стадии строительства – солнечные электростанции Adams и Pulida (установленная мощность каждой 82,5 МВт) и ветропарк Gibson Bay(111 МВт).

Источник: EnergyLand.info


04.10.2016

Энергия впрок

Британская компания ScottishPower предложила своим клиентам закупать энергию впрок – «пакетами», а не оплачивать электричество и газ по факту потребления с фиксированной ценой.

Представители компании сравнивают новую услугу с заправкой автомобиля на колонке или покупкой контента для мобильных устройств. Энергетики также утверждают, что подобный подход упростит систему расчёта за электроэнергию и газ.

Исполнительный директор ScottishPower Кит Андерсон считает, что людям будет проще покупать энергию, «распределённую на некоторое количество дней вперёд», а не оплачивать её по абстрактному тарифу за уже использованные киловатты, не понимая, в общем-то, из чего этот тариф складывается. Клиенты смогут использовать специальное мобильное приложение, которое поможет им правильно спрогнозировать собственный расход газа или электричества.

Энергия счёт любит

Для начала компания планирует определять среднее ежедневное потребление каждого клиента. Предполагается, что оно будет меняться в зависимости от времени года. Клиенты смогут покупать газ и электроэнергию «пакетами» размером от одного до 180 дней. Фирма уже обкатала схему, а её представители утверждают, что данный способ оплаты перевернёт отношения поставщиков и потребителей.

Г-н Андерсон сказал, что к инновационной идее продажи энергии пакетами его компанию подтолкнул житейский опыт – пример того, как люди покупают бензин для своего автомобиля: «Вы приезжаете на заправку и заливаете в бак бензина на 50 фунтов. Вы точно знаете, что топлива вам хватит на две-три недели. Мы подумали, почему бы нам не применить тот же принцип при продаже электроэнергии?»

Счётчик энергии будет поставляться вместе с приложением. С его помощью потребитель сможет понять, сколько топлива и электричества он израсходовал и сколько осталось. Согласно схеме, называемой PowerUp, клиенты не будут оплачивать потребление по традиционной фиксированной ставке. Представители ScottishPower заявили, что тарифы для потребителей, перешедших на PowerUp, будут «наиболее конкурентоспособными».

Для начала система PowerUp будет предложена существующим клиентам. В случае успеха фирма предполагает вывести её на широкий рынок.

Учёт и контроль

Двухлетнее исследование энергетической отрасли, проведённое регуляторами рынка, показало, что многие потребители не имеют доступа к «бюджетным» тарифам. И потому регуляторы приветствовали новый подход к купле-продаже энергии.

Представители OFGEM заявили, что хотят видеть на рынке больше конкуренции, чтобы клиенты имели выбор услуг и возможность покупать энергию по низким ценам. «Мы хотим, чтобы поставщики предлагали клиентам инновационные тарифы и люди имели возможность выбрать вариант, подходящий для их кошелька. Такие тарифы могли бы быть адаптированы к потребностям каждого потребителя и дать ему возможность лучше контролировать свои счета за электричество».

Эксперт в области энергетики Клэр Осборн в своём комментарии для портала uSwitch.com относительно инноваций ScottishPower сказал: «Обычному человеку трудно разобраться в счетах за электроэнергию, и потому подход, сравнимый с заправкой авто на бензоколонке, поможет потребителям оптимально расходовать газ и электричество и, следовательно, меньше за них платить. Тот факт, что схема не имеет фиксированного тарифа, привлечёт многих клиентов, особенно тех, кто имеет второй дом, незанятый часть года. Им не придётся платить поставщикам в те дни, когда не используется никакой энергии».

Справка

ScottishPower – одна из шести крупнейших энергетических компаний Великобритании, существующая с 1901 года. Является поставщиком энергии для более чем пяти миллионов домашних хозяйств и предприятий страны. В настоящее время принадлежит испанской энергетической компании Iberdrola.

OFGEM (Office of Gas and Electricity Markets ) – Управление по регулированию газового и электроэнергетического рынков Великобритании, независимый национальный орган, признанный директивами ЕС. Основная задача компании – защита интересов потребителей посредством стимулирования эффективной конкуренции.

Текст: Джон Мойлан, BBC News

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


03.10.2016

Зеленая энергетика залезла в бюджет. Государство решило потратиться на поддержку ВИЭ

Правительство впервые согласилось предоставить возобновляемым источникам энергии (ВИЭ) прямую бюджетную поддержку. Объекты ВИЭ менее 25 МВт получат от государства частичную компенсацию затрат на техприсоединение к сетям, по оценке экспертов, на это в год может потребоваться около 1,4 млрд руб. До сих пор поддержка ВИЭ шла только за счет сетевых компаний и участников энергорынка. В отрасли считают, что мера положительно скажется на тарифах зеленой генерации, но уже хотят расширить поддержку и для ВИЭ свыше 25 МВт.

Правительство вчера опубликовало постановление о компенсации затрат на присоединение розничной “зеленой” генерации менее 25 МВт к энергосетям, разработанное Минэнерго. Господдержка будет выдаваться станциям, работающим на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ — солнечные, ветровые электростанции, малые ГЭС) и торфе. Субсидии составят до 70% от стоимости техприсоединения генерации к сетям, их предельный размер не должен превышать 15 млн руб. Заявки на субсидии Минэнерго принимает до 30 сентября, выплаты будут пропорционально распределены между генераторами. Общую сумму субсидий на год в Минэнерго не назвали.

Государство стимулирует развитие относительно дорогой генерации на ВИЭ уже несколько лет, вводились два основных механизма — поддержка розничной зеленой энергетики через обязательную закупку ее выработки по высокому тарифу (для покрытия потерь в сетях) и договора на покупку мощности (ДПМ) для ВИЭ для оптового рынка — с повышенными выплатами, гарантирующими возврат инвестиций в течение нескольких лет. Объекты ДПМ ВИЭ отбираются раз в год, но в последнее время интерес инвесторов к ним снизился. Последний отбор в мае—июне прошел с участием только “ВетроОГК” (входит в “Росатом”).

Прямой бюджетной поддержки ВИЭ до сих пор не было. Более того, в июне на ПМЭФ-2016 вице-премьер Аркадий Дворкович дал понять, что ВИЭ не стоит рассчитывать на дополнительную поддержку “из-за очень высокой цены для потребителей”. Сейчас тариф для ВИЭ на розничном рынке с учетом долгосрочной индексации устанавливают региональные регуляторы. Директор ассоциации “Сообщество потребителей энергии” Василий Киселев считает, что субсидирование за счет бюджета — наиболее корректный механизм господдержки ВИЭ, “в отличие от сборов с энергорынка через ДПМ”. “Еще один плюс такого механизма — возможность контроля над расходованием средств”,— считает он.

Для объектов ВИЭ до 25 МВт плата за присоединение к сетям составляет существенную часть сметы, а компенсация защитит генератора от ее превышения и положительно повлияет на тариф ВИЭ, считает президент Российской ассоциации ветроиндустрии Игорь Брызгунов. “Эта мера крайне актуальна для розничного энергорынка, поскольку плата за присоединение генерации к сетям сильно зависит от того, как сети распоряжаются активами на месте. Как правило, эта часть сетей может принадлежать различным компаниям, и повлиять на плату за присоединение генератор не может”,— заметил он. По оценке директора НП “Ассоциация предприятий солнечной энергетики” Антона Усачева, решение может стать существенным драйвером развития малого и среднего бизнеса в ВИЭ. По его оценке, для солнечных станций до 15 МВт субсидия снизит расходы на техприсоединение в среднем на 20%, еще большее значение это имеет для ВИЭ до 5 МВт, где доля затрат на техприсоединение в расходах выше. Источник “Ъ” в отрасли считает, что аналогичные меры нужно вводить и для ВИЭ свыше 25 МВт, “которых на рынке в разы больше”.

По итогам конкурсов ВИЭ было отобрано 1,4 ГВт объектов мощностью не более 25 МВт со вводом до 2020 года, которые могут претендовать на субсидию, говорит Наталья Порохова из АКРА. По ее оценке, общий объем субсидии для них можно оценить в 1,4 млрд руб. Но после девальвации рубля привлекательность проектов для инвесторов снизилась из-за роста затрат на импорт комплектующих. ДПМ ВИЭ предполагали окупаемость в течение десяти лет, но дешевый рубль ухудшил их экономику, а сроки окупаемости выросли, замечает эксперт.

Источник: ЭПР


15.09.2016

БР станет точнее

С 14 сентября после длительного тестирования технологии Системный оператор переходит к сокращению до одного часа интервала между расчетами балансирующего рынка. О том как это повлияет на результаты расчетов и как реализованы балансирующие механизмы на зарубежных рынках в материале BigpowerNews.

Автор: Максим Попов, главный редактор BigpowerNews

МОСКВА, 9 сентября (BigpowerNews) — Балансирующий рынок позволяет в режиме реального времени корректировать загрузку генерации, обеспечивая минимизацию стоимости производства электроэнергии и создавая стимулы для участников выполнять команды Системного оператора и минимизировать отклонения по собственной инициативе.

Конкурентный отбор заявок для балансирования системы (далее – конкурентный отбор БР) проводится Системным оператором на основе ценовых заявок и уведомлений поставщиков о составе и параметрах генерирующего оборудования, с использованием прогнозного значения потребления. Актуализация входной информации и соответственно перерасчет конкурентного отбора осуществляется Системным оператором с заданной периодичностью в отношении временного периода до конца операционных суток.

В Российской модели оптового рынка конкурентный отбор БР это уточненный прогноз, который актуализируется в режиме близком к реальному времени. Необходимо отметить, что по результатам проведения конкурентного отбора БР не осуществляется включение или отключение генерирующего оборудования – данные операции производятся по команде диспетчера и учитываются при актуализации входных данных для проведения очередного расчета БР. Для оптимизации стоимости производства электроэнергии при включении или отключении дополнительного генерирующего оборудования применяются ранжированные таблицы, которые формируются исходя из заявленной поставщиком стоимости производства электроэнергии и стоимости пуска.

Сокращение интервалов между расчетами БР до одного часа позволит более оперативно учитывать изменения в энергосистеме, такие как включения/отключения генерирующего оборудования по команде диспетчера, аварии на сетевом оборудовании, выработка ГЭС и т.д. В результате, сформированный по итогам расчета индикатор стоимости БР будет более точно отражать стоимость производства электроэнергии на генерирующем оборудовании. Также произойдет заметное снижение объема внеплановых команд Системного оператора и как следствие снижение величины стоимостного небаланса БР.

В зарубежных рынках применяются различные подходы к организации работы балансирующего рынка. Так в рынке PJM (США), который является одним из крупнейших в мире дерегулированных рынков электроэнергии, расчет балансирующего рынка проводится с интервалом в 5 минут. Включение дополнительного генерирующего оборудования в режиме реального времени производится по результатам дополнительного оптимизационного расчета (аналог ВСВГО). Поставщики, получающие оплату в рынке мощности обязаны участвовать в балансирующем рынке и выполнять команды Системного оператора. В балансирующем рынке PJM, также, как и в российском, применяется принцип маржинального ценообразования. По итогам сбора данных коммерческого учета участники осуществляют покупку и продажу отклонений по ценам балансирующего рынка, при этом для расчетов стоимости отклонений применяются усредненные за час значения цен, сформированный в результате каждого конкурентного отбора в течение данного часа. Подобный подход обеспечивает формирование максимально корректных ценовых сигналов для участников оптового рынка и устраняет природу формирования стоимостного небаланса.

Принципиально иначе построен балансирующий рынок в Великобритании. Поскольку модель оптового рынка Великобритании основана на двусторонних контрактах и не предполагает централизованного среднесрочного планирования генерации, балансирующий рынок необходим в первую очередь для обеспечения возможности сведения электроэнергетического режима.

Операционные сутки в рынке Великобритании разбиты на 48 получасовых интервалов. «Закрытие ворот» осуществляется за час до начала получасового периода. До момента «закрытия ворот» участники обязаны уведомить Системного оператора об объемах производства и потребления, в отношении которых заключены контракты. Дополнительно участники подают Системному оператору ценовые заявки на изменение объемов производства или потребления, которые используются при ведении режима.

Принципиальное отличие от модели балансирующего рынка в России или PJM заключается в том, что участники получают оплату исполненных команд по цене в заявке. Дополнительно, Системный оператор заключает с участниками контракты на возможность внеплановых поставок в рамках балансирующего рынка, а также на оказание системных услуг. При этом оплата отклонений по собственной инициативе осуществляется участниками по цене балансирующего рынка, которая рассчитывается исходя из отобранных ценовых заявок и затрат Системного оператора на покупку дополнительных объемов генерации и системных услуг.

В любом либерализованном энергорынке наличие балансирующего механизма, позволяет формировать стабильный электроэнергетический режим в течение операционных суток и достаточные объемы включенной генерации, а также обеспечивает минимизацию затрат на поддержание данного режима. Кроме того, в рынках, основанных на двусторонних контрактах, цены балансирующего рынка служат ценовыми ориентирами для участников при заключении долгосрочных контрактов и позволяют участникам принимать инвестиционные решения о строительстве объектов генерации или потребления.

Источник: BigpowerNews


15.09.2016

Налоговики нашли способ доначислять налоги энергетикам за 2011–2012гг

ФНС успешно доказывает в судах, что компании необоснованно учитывали инвестиции как расходы на мобилизационную подготовку, что позволяло вычитать их из базы по налогу на прибыль. В частности, недавно именно это стало причиной обысков в МРСК Волги, которая отнесла на мобилизационные расходы 5,7 млрд. руб. Сходные решения о доначислении налогов предъявлены как минимум двум компаниям — «Юнипро» и «Якутскэнерго». По мнению юристов, такие налоговые претензии могут коснуться всех энергокомпаний, использовавших эту схему, а общая сумма претензий может исчисляться десятками миллиардов рублей.

МОСКВА, 15 сентября (BigpowerNews) – Обыски и выемка документов в центральном офисе МРСК Волги (входит в «Россети») в Саратове прошли 7 сентября. МРСК сообщила, что это связано с претензиями налоговиков по итогам проверки за 2011–2012 годы и касается неправомерного отнесения части затрат на расходы по налогу на прибыль. Как выяснил «Коммерсант», дело касается мобилизационных расходов (на мероприятия по обеспечению защиты государства и населения в военное время).

Как следует из арбитражного дела, сообщает издание, налоговики за 2011–2012 годы доначислили МРСК Волги более 1 млрд. руб. налога на прибыль (с пенями и штрафами). Компания в 2013 году подала уточненные декларации, включив в расходы на мобподготовку затраты на реконструкцию, модернизацию и строительство. За два года сумма превысила 5,7 млрд. руб., а отнесение к мобрасходам позволило одномоментно вычесть их из базы по налогу на прибыль (в 2013 году эта возможность в Налоговом кодексе была закрыта). По мнению налоговиков, затраты МРСК Волги не были связаны с мобзаданием и являлись производственными расходами (их нельзя списать сразу, они вычитаются из налоговой базы в течение десятилетий как амортизационные).

МРСК Волги оспорила претензии, и арбитражный суд Москвы в марте согласился, что требования закона по мобподготовке выполнены: есть подтверждение затрат, перечень работ одобрен комиссией Минэнерго, а мобилизационный план согласован замминистра Михаилом Курбатовым 1 августа 2013 года. Доводы налоговиков, что строительство новых объектов не относится к обеспечению безопасности государства на случай войны, суд отклонил. В решении говорится, что общество обязано поддерживать мощности «в состоянии, пригодном для использования в военное время». Подчеркнув изношенность основных фондов МРСК Волги (70–73% в 2009–2012 годах) и учитывая свыше 3500 аварий в 2011–2012 годах, суд согласился, что расходы оправданы. Но апелляционный суд 15 августа встал на сторону ФНС. Суд не увидел необходимости этих затрат в связи с мобзаданием и поддержал налоговиков в том, что согласование мобилизационного плана Минэнерго прошло в 2013 году — после проведения работ. А в апреле Минэнерго сообщило ФНС, что перечни работ по мобподготовке у МРСК Волги отозваны. Суд счел, что спорные затраты нельзя отнести к мобилизационным. МРСК готовит кассационную жалобу.

Ключевым моментом дела юристы считают то, что компания не доказала необходимость расходов в мобилизационных целях. «В судебном решении говорится о наличии акта техкомиссии о том, что на 2010 год МРСК Волги была готова к выполнению мобзадания. Почему внезапно возникла необходимость введения новых объектов, неясно»,— замечает старший юрист налоговой практики Sameta Дмитрий Барский. По его мнению, которое приводит «Коммерсант», решающим фактором было то, что «компания не блиндажи и бомбоубежища рыла, а строила объекты для извлечения прибыли», не доказав, что они связаны с обеспечением обороноспособности. С ним согласен партнер юркомпании Taxology Алексей Артюх: «На мой взгляд, одного согласования расходов Минэнерго недостаточно. Даже если бы мобзадание было выдано заранее, до произведения затрат, то все равно нужно доказать, что строительство не велось в рамках обычной деятельности компании». Позиция Минэнерго выглядит странно, продолжает юрист, «сначала оно согласовывает затраты задним числом, а потом отзывает одобрение». В Минэнерго отказались от комментариев. Источник «Коммерсанта», знакомый с ситуацией, сообщил, что одобрение отозвано после того, как ведомству стало известно о нецелевом расходовании средств.

Оба юриста считают, что аналогичные претензии могут быть предъявлены ко всем энергокомпаниям, заявлявшим затраты на строительство в мобрасходы в этот период, а суммы могут достичь десятков миллиардов рублей. «Коммерсанту» известно о двух сходных претензиях: «Э.Он Россия» (сейчас «Юнипро», принадлежит немецкой Uniper) проиграла в апелляции (процесс закрыт, сумма неизвестна), иск «Якутскэнерго» (входит в «РАО ЭС Востока») еще не рассмотрен. По данным газеты, Минэнерго отозвало согласования мобплана и по этим компаниям. «Якутскэнерго» оспаривает действия министерства. В «Юнипро» отказались от комментариев, в «РАО ЭС Востока» не комментируют закрытый процесс.

Источник: BigpowerNews


15.09.2016

ТГК–2 вновь стоит перед перспективой банкротства

ТГК–2 вновь стоит перед перспективой банкротства после того, как арбитражный суд Москвы обязал генкомпанию досрочно погасить кредит ВТБ на 11 млрд. руб.

По мнению аналитиков, сделать это компания не в состоянии и может рассчитывать только на реструктуризацию долга. Если ВТБ не пойдет на уступки, то запуск процедуры банкротства вполне возможен, несмотря на усилия ТГК–2 по привлечению средств через проекты с китайской Huadian.

МОСКВА, 12 сентября (BigpowerNews) — Арбитражный суд Москвы в пятницу удовлетворил иск банка ВТБ к генерирующей компании ТГК–2 и группе «Синтез» Леонида Лебедева (контролирует ТГК–2) о досрочном погашении кредита, пишет сегодня «Коммерсант». Как сообщалось ранее, напоминает газета, ВТБ потребовал досрочного погашения кредита на 9,8 млрд. руб. (включая проценты и пени) в начале февраля, указывая на то, что был нарушен один из ковенантов. Кредит выдавался на пять лет (до ноября 2019 года), погашение тела кредита предполагалось только с 2018 года. Ставка изначально составляла 14% годовых, но с февраля 2015 года поднялась до 21,, а после четвертого квартала 2015 года снова опустилась — до 18,5. ТГК–2 в суде выступила со встречными требованиями, настаивая на признании повышения ставки недействительным, возвращении комиссии за выдачу кредита (95,5 млн. руб.) и взыскании с банка необоснованного обогащения (632 млн. руб.). По данным «Коммерсанта», суд эти требования отклонил, а размер требований со стороны ВТБ увеличил до 10,9 млрд. руб.

Сейчас кредит ВТБ является самым дорогим в портфеле ТГК–2. Как следует из отчетности, данные из которой приводит издание, на конец июня ТГК–2 задержала девять выплат по кредиту ВТБ на 68 дней. При этом в ТГК–2 утверждают, что сейчас «просроченной задолженности по уплате процентов ТГК–2 перед ВТБ не имеет». В пресс–службе ВТБ подчеркнули, что банк «будет добиваться возврата долга всеми доступными методами в соответствии с законодательством». В ТГК–2 еще не решили, будут ли оспаривать решение суда, сообщает газета.

Спор с ВТБ может снова поставить ТГК–2 на грань банкротства, как в 2013 году, когда компания допустила технический дефолт по облигациям. В компании признают, что досрочное погашение кредита «в текущих макроэкономических условиях, сложившихся в российской энергетике и крайне негативных для ТГК–2, в особенности тяжелая задача». ТГК–2 намерена использовать для погашения кредита средства от сделки с китайской Huadian по Архангельской ТЭЦ. Впрочем, изначально 2,7 млрд. руб. от этой сделки компания планировала направить на погашение долга за газ перед «Газпром межрегионгазом», который в феврале составлял более 5,5 млрд. руб. Кроме того, ТГК–2 судится и с Газпромбанком, который в марте потребовал досрочного погашения кредита на 1 млрд. руб.

За первое полугодие ТГК–2 получила 251,5 млн. руб. прибыли по МСФО против 469,7 млн. убытка годом ранее, выручка выросла 8,3%, до 18 млрд. руб. Кроме того, находящийся в завершающей стадии строительства совместный проект с китайцами по Хуадянь–Тенинской ТЭЦ в Ярославле будет, по оценке Натальи Пороховой из АКРА, ежегодно приносить ТГК–2 около 3 млрд. руб. дополнительной выручки. Тем не менее, по мнению аналитиков, компания не в состоянии погасить кредит ВТБ и может надеяться только на реструктуризацию. «Сама по себе сделка с Huadian ситуацию не спасает,— считает аналитик компании „Атон“ Яков Яковлев.— Денежные средства на балансе ТГК–2 по последней отчетности МСФО составляли 72 млн. руб., свободный денежный поток за полугодие — около 2,4 млрд. руб. Но в октябре ТГК нужно будет погасить около 500 млн. руб. в рамках амортизации выпуска облигаций». Партнер BGP Litigation Дмитрий Базаров отмечает, что если ТГК–2 не удастся договориться с банком о реструктуризации, то перспектива банкротства выглядит весьма реальной. «При этом ТГК–2 не относится к субъектам естественной монополии и не имеет права использовать льготные инструменты, предоставляемые подобным субъектам российским законодательством о банкротстве»,— добавляет господин Базаров, заключает «Коммерсант».

Источник: BigpowerNews


15.09.2016

Власти Кубани хотят построить в регионе 8 ВЭС

Пресс-служба администрации Краснодарского края сообщила сегодня, что на форуме «Сочи-2016» регион представит инвестиционный проект строительства восьми ветроэлектростанций общей стоимостью более 60 млрд рублей. «Проект предполагает размещение на территории Краснодарского края восьми ветроэлектростанций. Инвесторы смогут ознакомиться с комплексной концепцией развития ветроэнергетики в регионе. Так, наиболее перспективными для строительства объектов генерации определены Ейский, Темрюкский, Щербиновский и Каневской районы. Наиболее крупный объект предлагается реализовать в станице Должанской Ейского района», — говорится в сообщении.

Как предполагают региональные власти строительство этих объектов позволит региону решить существующую проблему энергодефицита, а особенности рельефа, роза ветров и природно-климатические условия помогут эффективнее использовать силу ветра.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ