Новости

02.10.2018

“Россети” и потребители разошлись в оценке электросетевого резерва

Ассоциация “Сообщество потребителей энергии” разошлась с Минэнерго РФ и госхолдингом “Россети” в понимании и оценке резервных мощностей в электросетях. Спор тянется давно, но сейчас власти готовы ввести оплату этого спорного резерва, что потребители оценивают в сумму около 100 миллиардов рублей в год.

По оценкам Минэнерго, в настоящее время потребители не используют около 100 тысяч МВт подключенных к ним электросетевых мощностей. Из них около 59 тысяч МВт – это мелкие и средние потребители и около 41 тысячи МВт – крупные потребители, рассказывал замминистра энергетики Вячеслав Кравченко на обсуждении проблемы резерва в РСПП. По данным министерства и “Россетей”, потребители, как правило, используют подключенные мощности на 85-90%.

Как сообщил глава “Росстей” Павел Ливинский в РСПП, из-за ограничения предельного роста тарифов в РФ уровнем инфляции специальные затраты на содержание резерва ложатся как выпадающие, за счет чего сокращаются инвестиционные возможности, в итоге сетевая инфраструктура стареет темпом 2-3% в год. Как пояснил Ливинский, при введении оплаты резерва, сети не будут собирать дополнительные средства, “это не механизм увеличения выручки, это механизм перераспределения, чтобы эффективные потребители не платили больше”.

В августе Минэнерго опубликовало для общественного обсуждения проект постановления правительства об оплате сетевого резерва. В пояснительной записке к нему, в частности, говорилось, что потребители еще на этапе подключения к электросетям завышают объемы максимальной потребляемой мощности. В итоге, как поясняют в министерстве, электросетевые компании строят, по сути, лишние мощности и к тому же не могут подключать к ним новых потребителей, так как сети формально “заняты”.

В пояснительной записке к проекту постановления отмечалось, что “неблагоприятные последствия от сложившейся ситуации касаются всех потребителей и выражаются в росте тарифов по передаче электрической энергии”. Выход министерство видит в том, чтобы потребители или оплачивали резерв, или отказывались от него.

“Предлагаем установить резерв как разницу между максимальной присоединенной мощностью и фактически потребляемой мощностью по показаниям приборов учета, и далее оплата этого резерва происходит следующим образом: 10% к существующему тарифу от объема резервной мощности к 2020 году, 15% – к 2021 году, 20% – к 2022 году, к 2023 году – 60% и к 2024 году – оплата всего объема резервируемой мощности. Механизм распространяется на всех потребителей за исключением населения”, – озвучил Кравченко предложения Минэнерго.

Для новых потребителей, по его словам, предлагается полная оплата всей присоединенной мощности сразу после подключения к сетям. По схеме, предложенной в августовском проекте, сети будут анализировать объем резерва, взимать плату за него, отчитываться об этом регулятору. Регулятор, в свою очередь, в следующем году в расчетах тарифа на передачу электроэнергии исключит тот объем средств, который сети получили в виде оплаты резерва.

В настоящее время содержание резервных мощностей фактически учитывается в общем электросетевом тарифе, то есть “размазывается” на всех потребителей. При переходе на оплату резерва конкретными потребителями планируется отменить эту “надбавку”. Таким образом, какое-то время потребители могут платить и высокие тарифы на передачу электроэнергии, и оплачивать резерв.

ПОТРЕБИТЕЛИ ВИДЯТБУМАЖНЫЙРЕЗЕРВ

В ассоциации “Сообщество потребителей энергии” в ответ заметили, что потребителей заставляют оплачивать “бумажный” резерв. За каждым потребителем не закреплен свой обособленный резерв мощности.

“Цифра с объемом мощности, закрепленной за каждым конкретным потребителем по договору о присоединении к электросети, обозначает только пропускную способность сети на последнем ее участке, непосредственно примыкающем к данному потребителю, а резерв сетевой мощности для потребителя обеспечивается не отдельным, выделенным исключительно для него трансформатором, а совокупностью соседних сетевых объектов одновременно обслуживающих несколько групп потребителей”, – пояснили в ассоциации.

В качестве доказательства того, что резерв каждого потребителя не обособлен, в ассоциации проводят тот факт, что объем мощности, проданной потребителям по договорам о присоединении к электросети, в среднем в 1,5 раза превышает реальный физический прирост сетевых мощностей за соответствующий период. Так, в 2009-2014 годах прирост мощности в крупных “дочках” “Россетей” составил 36,15 тысячи МВА, а проданная ими потребителям мощность – 50-55 тысяч МВА.

Также в ассоциации поясняют, что резерв потребителей не ограничивает подстанции для новых подключений.

“Действующие правила позволяют сетевому монополисту (“Россети” – ред.) распоряжаться свободной мощностью на своих подстанциях по своему усмотрению, руководствуясь только их фактической загрузкой и, невзирая на объем мощности, забронированный подключенными к данному центру питания потребителями по договору”, – отметили в ассоциации.

СПОРЫ ОБ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Одно из предложений Минэнерго касается оплаты сетевого резерва для собственных электростанций промышленных предприятий. В августовском проекте постановления Минэнерго предлагало ввести для них оплату услуг по передаче энергии по сетям в объеме 20% потребления электроэнергии от собственной станции.

В России, по данным Системного оператора Единой энергосистемы страны, в начале 2018 года мощность собственных электростанций промпредприятий составляла 11,5 ГВт против 11 ГВт в начале 2017 года.

“Для предприятий с собственной генерацией принятие постановления увеличит финансовую нагрузку за счет введения частичной оплаты передачи электроэнергии, которая не поступает из внешней сети, а производится на собственном энергоисточнике.Фактически вводится оплата услуги, которую сетевые организации не оказывают”, – говорилось в письме главы и совладельца “Лукойла” Вагита Алекперова президенту РСПП Александру Шохину (с копией ознакомилось РИА Новости).

Алекперов отмечал, что предложения Минэнерго дестимулируют, в частности, утилизацию попутного нефтяного газа в качестве топлива для электростанций.

“Предлагаемый платеж за фактически не оказываемые услуги по передаче электроэнергии, поскольку произведенная на собственной электростанции электроэнергия не покидает территорию предприятия и потребляется на месте, является необоснованным, если не абсурдным”, – отмечали также в “Сообществе потребителей энергии”.

При этом Минэнерго считает нужным в будущем все же уравнять условия работы электростанций, работающих на весь рынок РФ, и собственных электростанций предприятий.

“В целом нам кажется, что нужно создавать равные условия для большой генерации, работающей в рынке и подобного рода генерации (станциями предприятий – ред.), потому что у нас, к сожалению, для них неравные условия. Генераторы, работающие на рынок, несут все бремя, все нагрузки, которые у них есть, по РД (продажа энергии населению – ред.) и так далее, платят тариф за передачу. Подобного рода генераторы такого рода бремени не несут”, – прокомментировал ситуацию Кравченко РИА Новости.

“Они вроде бы делают общее благо, участвуют в нем, но на самом деле не несут особой дополнительной ответственности, связанной с работой на общее благо. Скажем так, мы на эту тему думаем, но еще проблема, на наш взгляд, не столь остра, хотя понимаем, что распределенная генерация просто-напросто убивает большую генерацию, надо, конечно, думать о равных правах и обязанностях”, – сказал он.

Вопрос об оплате резервируемых сетей для собственных электростанций предприятия как один из самых спорных обсуждался в сентябре на совещании у вице-премьера Дмитрия Козака о развитии черной металлургии. В итоге Козак поручил Минэнерго, Минэкономразвития и ФАС с участием ассоциации крупных металлопроизводителей “Русская сталь” дополнительно проработать “вопросы исключения положений, предусматривающих оплату резерва в отношении собственной генерации потребителей”. Результаты проработки появятся к концу октября.

Источник: Ассоциация (некоммерческое партнерство) «Сообщество потребителей энергии»


02.10.2018

Как придать энергии Дальнему Востоку. Нужно ли формирование в регионе третьей ценовой зоны

Эксперты и чиновники продолжают обсуждать пути развития электроэнергетики в Дальневосточном федеральном округе (ДФО). Одни из главных тем дискуссий – целесообразность продолжения субсидирования тарифов в регионе и перспектива формирования третьей ценовой зоны (ЦЗ), то есть создание конкурентного рынка электроэнергии (сейчас в ДФО применяются регулируемые тарифы). По мнению специалистов, поднимать вопрос о новой ценовой зоне преждевременно – конкурентной среды в ДФО нет, и для начала нужно определиться с созданием рыночных механизмов ценообразования. Этот вопрос – первостепенный: объемы субсидирования в регионе только растут, и с этим надо что-то делать.

Сейчас в России функционируют две ценовые зоны с рыночным ценообразованием: первая – европейская часть России и Урал, вторая – Сибирь. Территории, в которых конкурентный рынок по тем или иным причинам (как правило, технологическим) невозможен и стоимость электроэнергии регулируется тарифами, отнесены к неценовым зонам. Часть регионов ДФО входит в единую энергосистему (Приморский и Хабаровский края, Амурская область, Еврейская АО, южные районы Республики Якутия) и образует соответствующую единую неценовую зону. Прочие регионы ДФО имеют территориально изолированные энергетические системы и не входят в эту неценовую зону.

В 2017–2019 годах тарифы на электроэнергию в регионах ДФО, не входящих в неценовую зону, субсидируются за счет дополнительной нагрузки на потребителей на территории европейской части, Урала и Сибири. За 2017–2018 годы потребители ценовых зон заплатят в пользу ДФО порядка 59 млрд руб., в 2025 году платеж может вырасти уже до 90 млрд руб. (в 3,75 раза больше, чем в 2017 году), доля дальневосточной субсидии в средней конечной цене превысит 3%, предупреждают аналитики компании Vygon Consulting в опубликованном 1 октября докладе “Дальний Восток: субсидировать или развивать”. Объемы платежей в пользу ДФО растут год от года: в 2017 году потребители в ценовых зонах поддержали регион на 24 млрд руб., в этом году сумма вырастет до 35 млрд руб., а в следующем – составит уже 48 млрд руб., доля дальневосточной субсидии в конечной цене электроэнергии для потребителей ценовых зон превысит 2%, подсчитали в Vygon Consulting. Рост продолжится и дальше, если надбавка сохранится и дополнительно будет включать в себя инвестиционные планы “РусГидро” по модернизации тепловой генерации, в том числе работающей в неценовых зонах.

На прошлой неделе проблемы обсуждали на заседании секций Экспертного совета при комитете Госдумы по энергетике, на котором также была представлена предварительная версия доклада Vygon Consulting. В процессе дискуссии участники рассмотрели проблемы низкого уровня конкуренции в электроэнергетике ДФО (фактически представленной только компаниями, подконтрольными “РусГидро”), особенности функционирования электроэнергетики ДФО, обусловленные слабыми сетевыми связями и использованием привозного дорогостоящего топлива, а также возможные преимущества рыночных механизмов и их целесообразность по сравнению с вводом дополнительных надбавок – таких как планируемая надбавка на модернизацию мощностей ДФО, предполагаемая к оплате прочими потребителями России.

Участники обратили внимание на стремительный рост объемов субсидирования в 2017–2018 годах (+46%) тарифов для изолированных энергосистем северных регионов ДФО, а также на текущий уровень тарифов ниже среднероссийских для южных регионов неценовой зоны ДФО – из которых предполагается сформировать третью ЦЗ. Звучали опасения о возможном росте затрат на электроэнергию при поспешном переходе от регулируемого к рыночному ценообразованию, а также предложения законодательно ограничить количество субсидируемых регионов ДФО.

В ФАС, в свою очередь, считают, что идея создания третьей ЦЗ требует всестороннего анализа, чтобы не допустить роста цен для потребителей. “Конкуренция на Дальнем Востоке могла быть развита за счет появления новых участников рынка, которые могли бы войти на этот рынок, – сообщили “НГ” в ведомстве. – Создание третьей ценовой зоны на Дальнем Востоке может служить стимулом для привлечения инвестиций в генерацию, но может также и явиться дополнительным фактором роста цен на электрическую энергию. В следующем году начнется работа по выработке предложений по созданию третьей ценовой зоны на Дальнем Востоке, но окончательное решение должно быть принято по итогам всестороннего анализа ценовых последствий для производителя и тарифных последствий для потребителя”.

В свою очередь, в РУСАЛе полагают, что для определения целесообразности третьей ЦЗ нужно сначала оценить возможность создания конкуренции и перетоков (за счет строительства сетей или генерации) с точки зрения возможного влияния на цены. В компании обращают внимание на существующий большой профицит генерирующих мощностей в ДФО: он составляет приблизительно 60% от потребления без учета экспорта, нормативного резерва и сетевых ограничений. При этом в потенциальных регионах третьей ЦЗ розничный тариф за 2014–2017 годы был заметно ниже среднероссийского, что означает наличие в этих регионах собственных резервов для строительства необходимых мощностей.

Участники заседания также отметили серьезные недостатки действующего в 2017–2019 годах механизма субсидирования тарифов в ДФО. Среди них – риски роста цены электроэнергии на территории европейской части, Урала и Сибири сверх индекса потребительских цен, безадресность субсидий, которые получают все потребители электроэнергии Дальнего Востока независимо от их финансового состояния, а также отсутствие стимулирования регулируемых организаций ДФО к экономии собственных затрат.

“Спустя два года подтвердилось то, о чем мы предупреждали в момент введения дальневосточных субсидий, – вместо инвестиционной привлекательности растет и поощряется неэффективность в энергетике и бюджетных расходах, сверхдоходами за счет потребителей Центральной России и Сибири пользуются добывающие компании, которые в субсидиях не нуждаются, – сказал “НГ” директор ассоциации “Сообщество потребителей энергии” Василий Киселев. – Наполнять это “дырявое ведро” бессмысленно, лучше поздно признать ошибку и искать более эффективные способы решения дальневосточных проблем, чем усугублять ситуацию продлением субсидий”.

Таким образом, большинство участников прошедшей в Госдуме дискуссии высказались за необходимость проработки и оценки целесообразности возможных мероприятий по формированию третьей ЦЗ, в том числе связанных со снижением монополии в ДФО и обеспечением технологической возможности конкуренции участников третьей ценовой зоны. По вопросу продления действующего механизма субсидирования тарифов ДФО прозвучали мнения о необходимости предварительного проведения анализа эффективности за 2017–2019 годы и устранения выявленных недостатков.

Источник: Ассоциация (некоммерческое партнерство) «Сообщество потребителей энергии»


02.10.2018

Компаниям заплатят за экономию энергии

Снижение потребления в часы пиковой нагрузки сэкономит до 7 млрд рублей.

Минэнерго предлагает распространить зависимость стоимости электроэнергии от потребления (так называемый механизм ценозависимого снижения потребления электроэнергии, ЦЗСП) с оптового на розничный рынок.

С января 2017 г. те, кто использует этот механизм, по требованию «Системного оператора» снижают потребление при высоких нагрузках, получая за это вычет из платы за мощность (зависит от ее цены на конкурсном отборе, КОМ). В 2017 г. вычет составлял до 113 000 руб. за МВт в месяц в первой ценовой зоне (европейская часть и Урал) и 181 000 руб. во второй (Сибирь). Это позволило энергоемким заводам UC Rusal сэкономить около 26 млн руб. только в I квартале 2017 г. (других данных компания не раскрывает, а ее представитель назвал экономию от использования этого механизма «значительной»).

Тем не менее UC Rusal остается единственным пользователем ЦЗСП. Он ориентирован на предприятия, готовые снизить потребление не менее чем на 5 МВт в месяц, рассказал представитель «Совета рынка». Экономия электроэнергии должна быть не менее 2 МВтч, следует из презентации «Системного оператора».

Чтобы пользователей стало больше, Минэнерго предложило распространить этот механизм на розничные рынки, где потребители закупают энергию у сбытовых компаний и гарантирующих поставщиков. Проект постановления правительства размещен на федеральном портале проектов нормативных правовых актов.

Минэкономразвития участвовало в разработке и обсуждении указанного механизма, отметил его представитель: «Внедрение технологий управления спросом повышает конкуренцию на рынке электроэнергии и поможет сдержать рост затрат потребителей на электроэнергию». Минэнерго ждет от нового механизма снижения цен на электроэнергию в пиковый период, пояснил его представитель.

Для этого должны появиться компании-агрегаторы, которые будут объединять заявки нескольких розничных потребителей и передавать их на оптовый рынок. Агрегаторы будут отбираться по конкурсу «Системным оператором», говорится в проекте постановления. Они будут получать оплату с оптового рынка и, в свою очередь, оплачивать услуги по снижению нагрузки розничным потребителям, пояснил представитель «Совета рынка»: «Дополнительного роста цен для оптовых потребителей в этой системе не предполагается. Напротив, ожидается, что эффективное применение такого механизма приведет к снижению нерегулируемой цены на рынке «на сутки вперед».

Потребители по отдельности могут и не влиять на пиковую нагрузку на энергорынок, но в совокупности дают серьезный эффект, отмечает управляющий партнер УК «Право и бизнес» Александр Пахомов. «На розничном рынке эту функцию логично доверить сбытовым или сетевым компаниям, которые более осведомлены о своих потребителях», — считает он.

Представитель «Русэнергосбыта» не сказал, намерена ли компания претендовать на статус агрегатора, отметив, что новый механизм выгоден потребителям: «Рыночный механизм позволит потребителям участвовать в деятельности рынков электроэнергии, мощности и системных услуг, не только снизить конечные затраты, но и получить соответствующие выплаты за ограничение потребления». «Россети» на запрос не ответили.

Вознаграждение конечных потребителей будет определяться их соглашением с агрегатором. Цена их услуг не должна превышать прогноз средневзвешенной нерегулируемой цены на мощность на оптовом рынке, пояснил представитель Минэнерго (около 600 000 руб. за 1 МВт в месяц, данные администратора торговой системы).

Учитывая предполагаемое постановлением максимальное снижение – 0,5% от спроса на рынке, розничные потребители смогут сэкономить до 7 млрд руб. в год, подсчитала аналитик АКРА Наталья Порохова.

Механизм предполагается внедрить в 2019-2022 г., по итогам которых должно быть принято решение по его дальнейшему применению, говорится в пояснительной записке. Оценка эффективности механизма будет определяться соотношением совокупных затрат на услуги агрегаторов и сэкономленных средств в результате снижения цен в пиковый период, говорит представитель Минэнерго.

Оплата агрегации спроса должна быть увязана с выгодой, которую она приносит потребителям, согласен председатель наблюдательного совета ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Александр Старченко. В целом в организации поддержали появление игроков, способных адресно оптимизировать загрузку инфраструктуры. «Системному оператору» важно сделать механизм управления спросом в рознице предельно прозрачным и доказать, что он будет выгоден потребителям, а не обернется еще одной дополнительной нагрузкой в виде роста платы за услуги «Системного оператора», — говорит руководитель направления «Электроэнергетика» Центра энергетики Московской школы управления «Сколково» Алексей Хохлов.

Потребление электроэнергии в России мало зависит от цены, это связано с климатическими условиями, существенной долей тяжелой промышленности и низкими ценами на электроэнергию, считает аналитик «ВТБ капитала» Владимир Скляр: «В этих условиях, конечно, ЦЗСП может быть создано, но его доля в общем потреблении будет минимальна. И влияние на цены на электроэнергию тоже будет минимально и сведено к сглаживанию пиков и просадок».

Источник: Ассоциация (некоммерческое партнерство) «Сообщество потребителей энергии»


02.10.2018

В Крыму запущены две новые электростанции

Первые энергоблоки двух новых тепловых электростанций (ТЭС) в Крыму – «Таврической» в Симферополе и «Балаклавской» в Севастополе – запущены в работу. Об этом сегодня сообщил замминистра энергетики Андрей Черезов.

«Сегодня в ночь станция «Таврическая» запущена первой: первый блок сейчас уже работает в сеть на полную мощность. В 8 утра закончен пуск блока на «Балаклавской». 500 МВт мощности сейчас Крым плюсом имеет, кроме того, что передается по энергомосту», – сказал Черезов на совещании в Симферополе (цитата по «Интерфаксу»). По его оценке, окончательный ввод блоков в эксплуатацию – вопрос месяца.

Строительство двух ТЭС в Крыму мощностью по 470 МВт ведет ООО «ВО «Технопромэкспорт» (входит в госкорпорацию «Ростех»). Специально для них были локализованы четыре турбины Siemens. Изначально первую очередь ТЭС – два блока мощностью по 235 МВт каждый – должны были ввести в эксплуатацию в конце мая 2018 г., но затем ввод перенесли на осень.

Обе ТЭС должны работать на газе крымской компании «Черноморнефтегаз». Вместе с имеющимися в Крыму старыми станциями и резервными газотурбинными блоками они должны обеспечить энергодостаточность полуострова даже без учета энергомоста из Тамани.

Источник: Ведомости


30.09.2018

Ассоциация “НП Совет рынка” представила предложения по поддержке генерации на основе ВИЭ

24 сентября Председатель Правления Ассоциации «НП Совет рынка» Максим Быстров принял участие в конференции «Новая Россия – новая энергетика. Генерация будущего», которая была организована Ассоциацией «Совет производителей энергии».

Его выступление было посвящено одной из самых актуальных тем в российской электроэнергетике – поддержке генерации на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ).

«Тезисы, которые я сейчас озвучу, выработаны, в частности, в рамках заседаний рабочей группы по вопросам функционирования генерирующих объектов на основе ВИЭ при Наблюдательном совете Ассоциации «НП Совет рынка», то есть непосредственно членами нашего Партнерства. Мы не претендуем на абсолютную истину, однако, я считаю, что сказать об этом необходимо», – пояснил Максим Быстров.

Он отметил, что, во-первых, наиболее логичным является развитие ВИЭ-генерации в изолированных энергосистемах, безусловно, с учетом природных условий.

Во-вторых, необходимо начать реализовывать иной набор мер поддержки ВИЭ, например, через Фонд развития промышленности, созданный по инициативе Минпромторга России, или через субсидирование процентных ставок. «Иными словами, выбрать те методы, которые не относятся к рынку электроэнергии и мощности», – сказал Максим Быстров.

Помимо этого, имеет смысл пересмотреть подходы к организации механизмов поддержки. Так, сейчас, по словам Председателя Правления Ассоциации, отсутствует стимул для повышения выработки электроэнергии на тех станциях ВИЭ, которые уже построены, потому что данные станции получают повышенную плату за мощность. То есть, нужно найти механизмы, которые позволят станциям, функционирующим на ВИЭ, получать больше денег, работая на рынке на сутки вперед.

Необходимо пересмотреть механизмы встраивания ВИЭ-генерации в общую энергосистему таким образом, чтобы строительство станций не меняло системную ситуацию как в регионах концентрации ВИЭ, так и в энергосистеме в целом.

«Также одной из ключевых задач развития ВИЭ можно назвать стимулирование экспорта компонентов для строительства станций. Для этого нужна государственная программа поддержки. Не правильно просто создавать внутренний рынок сбыта путем сбора средств со всех потребителей», – добавил Максим Быстров.

Кроме того, есть предложение ограничить сроки действия механизмов поддержки ВИЭ после 2024 года, ориентируясь на то, что в рамках следующего цикла поддержки может быть достигнут сетевой паритет. «Такое вполне возможно, учитывая ту скорость, с которой ВИЭ-генерация даже у нас в стране стремится к сетевому паритету. И в этом случае нам все равно придется пересматривать меры поддержки», – отметил Максим Быстров.

Перспективным направлением Председатель Правления Ассоциации назвал развитие и поддержку добровольного спроса на зеленую энергетику.

«В Совет рынка обращались компании, которые хотят покупать зеленую энергию. Но мы сейчас не можем предоставить им такой сервис, потому что, как говорится, электроны не меченые. То есть мы не можем выписать компании сертификат, свидетельствующий, что она покупает электроэнергию, произведенную именно генерацией на основе ВИЭ. Но к этому надо стремиться. Данная тема Советом рынка сейчас активно прорабатывается», – сказал Максим Быстров.

И, завершая свое выступление, он пригласил всех собравшихся принять участие в V Конференции «Приоритеты рыночной электроэнергетики в России: ВИЭ после 2024 года», которую 11-12 октября 2018 года в Пятигорске проводит Ассоциация «НП Совет рынка».

«Юбилейная пятая конференция будет посвящена развитию ВИЭ-генерации в России после 2024 года и поиску оптимальных решений, касающихся ее поддержки. Так как запрос Правительства РФ и Минэнерго РФ на экспертную оценку ситуации с ВИЭ существует, необходимо дать на него сбалансированный ответ, отражающий позицию всех заинтересованных сторон», – сказал Председатель Правления Ассоциации.

Источник: ЭлектроВести


30.09.2018

Генераторы предлагают убрать «особенность» ряда регионов по оплате электричества

Ассоциация «Совет производителей энергии», объединяющая компании теплоэнергетики, предлагает с 2019 года постепенно, за несколько лет, ликвидировать особое положение части регионов РФ, которые покупают электроэнергию и мощность не по рыночным, а по регулируемым государством ценам, рассказал директор ассоциации Дмитрий Вологжанин.

Ранее 24 сентября ассоциация крупных металлопроизводителей «Русская сталь» оценила в 38 млрд рублей в год нагрузку на промышленность из-за обсуждаемого возврата перекрёстного субсидирования в электроэнергетике, когда крупная промышленность может платить повышенный электросетевой тариф, беря на себя часть нагрузки других потребителей. Эта проблема существует не только в электросетях. Так, промышленность доплачивает всем энергокомпаниям за население.

Для населения электроэнергию и мощность производители энергии продают по так называемым регулируемым договорам, в которых цены определяет государство. По словам г-на Вологжанина, объём электроэнергии, реализуемой по таким договорам, год от года растёт, что происходит как из-за увеличения объёмов потребления электроэнергии населением, так и за счёт привязки к тарифам регулируемых договоров целых регионов России. В этом случае, по сути, одни регионы доплачивают за другие.

В последние два года к числу «особых» регионов помимо республик Северного Кавказа и Тывы правительство РФ добавило ещё Бурятию и Карелию. Как пояснил Дмитрий Вологжанин, его ассоциация неоднократно выходила с предложениями по снижению перекрёстного субсидирования. Среди этих предложений – законодательный запрет на добавление новых «особых» регионов, снижение с июля 2019 года объёмов продаж по регулируемым договорам таким регионам, вплоть до 100% либерализации в течение нескольких лет. Также предлагается на горизонте 5-7 лет рассмотреть возможность полного отказа от регулируемых договоров с переходом на адресную поддержку отдельных потребителей из федерального и региональных бюджетов. Ещё одно предложение – совершенствовать тарифное регулирование, устанавливая тарифы на электроэнергию и мощность на уровне экономически обоснованных расходов производителей электроэнергии.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


30.09.2018

Минэнерго планирует рост тарифов ФСК для крупных потребителей с июля 2019 года

Дифференциация тарифа Федеральной сетевой компании (ФСК), с его повышением для крупных потребителей и снижением благодаря этому для более мелких, должна заработать с 1 июля 2019 года, сообщил министр энергетики РФ Александр Новак, выступая 26 сентября в Совете Федерации.

«Сейчас нагрузку несёт только распределительный комплекс, по перекрёстному субсидированию (когда за более низкие тарифы для населения доплачивают остальные потребители – ред.). Мы предлагаем часть нагрузки пропорционально объёму полезного отпуска перенести на крупных потребителей, которые находятся на сетях ФСК. То есть, повысить тариф ФСК для потребителей и снизить тариф ФСК для территориальных сетевых организаций (следовательно, для их потребителей – ред.)… Мы планируем, что это должно заработать с 1 июля 2019 года», – сообщил Новак.

Он добавил, что правительство поддержало это и другие предложения Минэнерго, представленные в начале сентября на совещании у премьер-министра Дмитрия Медведева.

«Поддержаны предложения министерства энергетики, их четыре. Они касаются поэтапного введения ответственности за неиспользуемые резервные мощности, оптимизации регулирования платы за льготное техприсоединение, ликвидации перекрёстного субсидирования (переноса частичного перекрестного субсидирования на всех потребителей) и внедрение механизма долгосрочных тарифов на срок от пяти до десяти лет с установлением тарифа «инфляция минус». Это те решения, которые поддержаны, и мы в настоящее время разрабатываем нормативно-правовую базу», – рассказал он.

Как сообщала газета «Коммерсант» со ссылкой на протокол совещания у премьера, переход на оплату электросетевого резерва был одобрен с учётом максимальной присоединенной мощности; Дмитрий Медведев также поддержал введение полного резерва сетевой мощности для новых потребителей (по сути, перевод их на абонентскую плату). Итоговую конфигурацию плана изменений ведомства должны представить до 31 октября. Также, по данным издания, премьер в целом поддержал предложение Минэнерго о корректировке механизма льготного техприсоединения (ТП) к сетям мелких промпотребителей (до 150 кВт).

Этот вид ТП также приносит убытки сетям, а расходы погашаются из инвестпрограмм МРСК. Минэнерго и «Россети» предложили ввести плату для льготного ТП до 150 кВт пропорционально мощности (около 5 тыс. рублей за 1 кВт), зафиксировав её на уровне 50% от экономически обоснованной. Но г-н Медведев поручил проработать вариант, при котором субъекты РФ получат право субсидировать льготное ТП из региональных бюджетов. Предложения должны внести до 31 октября.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


30.09.2018

В Тюмени создали “умный дом”

Ученые Тюменского государственного университета (ТюмГУ) разработали способ автоматизации теплоснабжения, позволяющий снизить затраты на обогрев зданий без нарушений комфортного теплового режима. Как сообщает пресс-служба университета, новую технологию готовят к внедрению в интеллектуальной диспетчерской, управляющей энергосбережением в корпусах ТюмГУ.

“Наш подход заключается в экономии энергии за счет интеллектуального контроля температуры, – поясняет заведующий кафедрой безопасности информационных технологий умного города ТюмГУ Александр Захаров. – Энергоэффективность обеспечивается автоматическим снижением температуры помещений до минимального уровня в праздники и ночное время. Разработанная нами модель температурного режима зданий подходит и для вычислительных экспериментов со сгенерированными температурными данными, и для работы с реальными данными датчиков в здании и возле него”.

Для уточнения параметров теплообмена в реальном или моделируемом здании ученые обратились к возможностям нейросетей. Как поясняет ТюмГУ, модули машинного обучения обеспечивают постоянную корректировку модели здания, получая новую информацию о разных температурных режимах.

Источник: ЭПР


30.09.2018

Российские ветропарки представят в Гамбурге

Вопреки мнениям скептиков, твердивших о невозможности и нелогичности создания новой отрасли в “стране с газовой экономикой”, возобновляемая энергетика в России активно развивается. На энергетической карте страны растут новые ветропарки и производственные предприятия. Ветроэнергетика в России набирает темп и несколько проектов представлены на WindEnergy Hamburg 2018.

В одном из регионов – Ульяновской области – введен в эксплуатацию ветропарк мощностью 35 МВт, принадлежащий компании “Фортум”, ударными темпами строится новый ветропарк Фонда “Фортум-Роснано” мощностью 50 МВт.,готовятся площадки объектов мощностью 150 МВт МВт компании “НоваВинд” (ГК Росатом) в Адыгее, 200 МВт и Мурманской и 90 МВт в Ростовской областях итальянской компании “Энел”. Всего до 2023 года – за 5 ближайших лет, будет построено 3149,36 МВт ветропарков. Каждый год мы будем свидетелями пуска в строй ветроэлектростанций мощностью от 200 до 700 МВт. Главным условием законодательной поддержки ВИЭ является освоение технологий производства, и в стране уже действуют заводы по производству лопастей компании Vestas, гондол Vestas и Siemens-Gamesa Renewables, строятся предприятия по производству башен Windar Renovables и полного цикла производства ветрогенераторов Enercon – lagerwey.

Российская Ассоциация Ветроиндустрии вместе со своими членами и партнерами принимает активное участие в работе Форума. Знаковым событием Форума станет визит на выставку Губернатора Ульяновской области Сергея Морозова. Председатель РАВИ Игорь Брызгунов вместе с группой членов Ассоциации подготовили обширную деловую программу для руководителя региона – “Ветроэнергетической столицы России”, он принимает участие в серии мероприятий Форума.

- Ветроэнергетика развивается не просто как альтернатива традиционным источникам энергии, а как направление по освоению высоко технология ной продукции, или создания новой индустрии, – сказал Игорь Брызгунов. – Ветропарк – не только объект генерации, это и новые заказы на оборудование, новые рабочие места, новые производственные мощности и др.

Ульяновская область стала ареной для подготовки первой всероссийской ветроэнергетической выставки – форума ARWE 2019. Мероприятие готовиться совместно Администрацией Ульяновской области, АО “Электрификация” компанией “Ulnanotech” РАВИ, Здесь впервые будут представлены все участники российского ветроэнергетического рынка, на котором пройдут все основные мероприятия отрасли – выставка оборудования для производства ветрогенераторов, для строительства и эксплуатации ветропарков оптовых и розничных ветроэнергетических систем, конференция РАВИ по всем сегментам рынка. По планам организаторов, это мероприятие станет национальным аналогом глобальной выставки в Гамбурге.

Председатель РАВИ во время работы Форума в Гамбурге принял участие в церемонии открытия 24 сентября в городской ратуше Гамбурга, мероприятии Vestas Customer Event , Windpower Party. SSC Wind , проведет деловые встречи на стендах компаний – членов РАВИ и участников российского и глобального ветроэнергетического рынка. Члены РАВИ и участники рынка приглашаются присоединиться к работе – здесь как сказал один менеджер : “Весь рынок в одном месте, почти как в интернете, только вживую”. Цели работы РАВИ на форуме – информирование об актуальной ситуации на российском рынке и привлечение новых игроков.

Источник: ЭПР


30.09.2018

К 2024 году в России появится возобновляемая электроэнергетика объемом более 5000 МВт

Для России это существенно, а на мировом фоне – незначительно

К 2024 году в России появится функционирующая возобновляемая электроэнергетика объемом более 5000 МВт. Для России это существенно, а на мировом фоне – незначительно, примерно 2% общей электрогенерации. Об этом заявил Анатолий Чубайс, председатель правления ООО «УК «Роснано», выступая на бизнес-форуме «Атланты» в Москве. Чубайс обратил внимание, что Германия ставит цель довести долю возобновляемой электроэнергетики до 50%, а в Евросоюзе уже сейчас этот показатель составляет 25%.

По его словам, в настоящее время строится завод по производству лопастей ветрогенераторов в Ульяновске, производство гондол запущено в Нижнем Новгороде. Через несколько месяцев будут выпущены первые ветростанции, изготовленные полностью из компонентов российского производства.

В 2017 г. «Роснано» и финская компания «Фортум» создали инвестиционный Фонд развития ветроэнергетики. Датская компания Vestas выбрана поставщиком оборудования для нужд фонда, реализующего проекты строительства ветропарков в России. Одним из условий выбора поставщика было наличие программы по локализации производства оборудования на территории России. Планируется, что в 2019 г. уровень локализации достигнет 65%.

Эксперты, опрошенные «НиК», считают, что возобновляемая энергетика (ВИЭ) в России имеет значительный потенциал развития.

Как отмечает Геннадий Степушкин, руководитель проектов практики «Стратегия и операционная эффективность» АО «НЭО Центр», высокий научно-технологический потенциал, заинтересованность государства в развитии ВИЭ и применение стимулирующих механизмов позволяют дать толчок развитию возобновляемой энергетики.

«На первых этапах развития возобновляемая энергетика особенно нуждается в государственной поддержке, а далее уже за счет экономической эффективности и инновационных разработок «зеленая» энергетика начнет привлекать все больше частных инвесторов», – полагает Степушкин.

Сергей Игнатущенко, заместитель директора Отдела инвестиций и рынков капитала компании KPMG, дополняет, что в России в сегменте ВИЭ уже сложилась целостная модель привлечения финансирования, существуют правила квалификации и требования по локализации производства оборудования. Эти условия обеспечивают ВИЭ возможности роста.

Источник: Национальная Ассоциация нефтегазового сервиса