Политика открытости

ОАО "ОЭК" поддерживает прочные отношения со своими потребителями, число которых постоянно растёт

Новости

Подробнее на сайте: http://carautoremont.ruhttps://healthenter.ruhttp://free-minigames.com https://cleanmedicine.ru
https://rukamisdelai.ruGo to top of pagehttp://nunax.ru http://getkredit.ru https://avtoremonto.ruhttp://make-credit.ruGo to top of pagehttp://wow-helper.ruhttps://wellbuilding.ruhttp://saurfang.ru https://originhealth.ruhttp://buy-vehicle.ruhttp://live-cms.ru

«Приоритет модернизации — ТЭС. Остальные, возможно, пойдут позже»

13.02.2018


Замминистра энергетики РФ о модернизации тепловой генерации
Минэнерго надеется уже к маю разработать все нормативные документы для запуска программы модернизации тепловой генерации. О том, какой механизм возврата средств инвесторов там будет прописан, “Ъ” подробно рассказал заместитель министра энергетики РФ Вячеслав Кравченко.
— Минэнерго для модернизации ТЭС предлагало схему, которая мало чем отлична от традиционной модели ДПМ (договоры на поставку мощности — с выплатами выше рыночной цены, которые гарантируют возврат инвестиций). А другие варианты рассматривали?
— Рассматривался следующий вариант: дождаться возникновения реального энергодефицита и уже тогда проводить конкурс на строительство новых мощностей. Но вариант получался достаточно дорогим, потому что между модернизацией и «гринфилдом» разница в цене от двух до четырех раз. То есть если мы дождемся вывода объекта из эксплуатации и на его месте будем строить новый, то цена получится на уровне 75 тыс. руб. за
1 кВт, такая цена у нас сейчас сложилась по Калининграду (строительство новых ТЭС для энергонезависимости региона.—
“Ъ” ). Для нас, безусловно, важны качественные показатели генерации, но в большей степени всех, и в первую очередь потребителей, интересует цена. Мы исходили из того, что она должна быть минимальной.
— Когда этот энергодефицит может возникнуть?
— При подготовке проекта энергостратегии и в генсхеме (электроэнергетики.—
“Ъ” ) мы просчитали, что пересечение кривой спроса и предложения наступает где-то в районе 2025 года плюс-минус два года.
— А почему отказались от варианта с повышением цены старой мощности — конкурентного отбора мощности (КОМ)?
— Один из вариантов был отыгрывать все ценой КОМа, но мы понимаем, что придется отказываться от системы ценообразования на мощность, принятой несколько лет назад. Нам пришлось бы опять делать цену не в среднем по ценовой зоне оптового энергорынка (их две — европейская часть РФ с Уралом и Сибирь.—
“Ъ” ), а по каждой зоне свободного перетока (ЗСП, более мелкое деление территории оптового энергорынка.—
“Ъ” ), и в отдельных регионах уровень цен сложился бы достаточно высоким. Пришлось бы играть в такую же игру: при возникновении дефицита в соответствующей ЗСП строить «гринфилд», но тогда цена была бы распределена не по ценовой зоне, а только в соответствующей ЗСП. Поэтому от этой модели мы отошли, хотя если смотреть с точки зрения рынка, она, наверное, является наиболее правильной.
— За отсутствие рыночных решений в концепции модернизации Минэнерго многие критикуют. Может, стоило дореформировать рынок и создать механизм, который поднимет цену КОМ до необходимого уровня?
— Первый и самый значимый фактор — это цена. К еще более высокой цене сейчас никто не готов. Второе, нам бы пришлось очень сильно увеличивать сроки отбора мощности, то есть уходить с четырех лет на значительно более длительные периоды. Сейчас мы планируем продлевать КОМ на шесть лет, чтобы быть уверенными в том, что полученные деньги генкомпании направят на продление ресурса и поддержание оборудования в надлежащем состоянии. Если уходить на восемь или двенадцать лет — это будет кардинально другая модель. И я не уверен, что она будет принята как потребителями, так и генераторами.
Что касается предложенного Минэнерго механизма, безусловно, он похож на ДПМ, но все-таки есть и отличия.
— В чем?
— Сейчас мы проводим отбор на Тамань (поиск инвестора для ТЭС мощностью 465 МВт.— “Ъ” ), по сути, его можно назвать аналогом ДПМ. Дается price cap (потолок цены), срок окупаемости, доходность, цена распределяется на потребителей в соответствующей ценовой зоне. Любой проект будет включать эти параметры — в целом это все, что есть общего с моделью ДПМ.
Кардинальное различие в том, что если раньше государство в директивном порядке говорило, что именно инвестор должен строить по ДПМ — конкретную мощность в конкретном месте, то сейчас мы уходим от этого принципа. Мы определяем, какое оборудование и в каких объемах требует замены, без привязки к конкретным регионам, и дальше даем price cap, а инвесторы торгуются: кто предложит наименьшую цену, тот и победил. Конкурсный механизм виден, и это, наверное, самое фундаментальное отличие. Механизм, очень похожий на отбор ВИЭ (возобновляемой энергетики.— “Ъ” ).
— Каков верхний порог объема мощности для модернизации?
— Мы предполагаем, что в модернизацию пойдет до 40 ГВт — это верхняя планка. При этом мы понимаем, что необходимо вводить ограничения по объему вводимых мощностей в год. Второе — нужно избежать знаменитых «ДПМовских горбов» (пиковых выплат по инвестконтрактам в определенные годы.—
“Ъ” ). Задача — попытаться спланировать ценовую нагрузку так, чтобы она была более или менее равномерной и вписывалась в инфляцию. И этими двумя показателями можно играть, то есть заявлять на ежегодный отбор не 4 ГВт, а 3 ГВт и в зависимости от ценовой нагрузки не 50% от «гринфилда», а 25%, например, или просто объем ежегодного платежа.
— По какой схеме будет проводиться отбор инвесторов?
— Мы для себя установили ряд критериев, которым должен соответствовать инвестор для того, чтобы войти в программу модернизации. Оборудование должно отработать свой парковый ресурс более чем на 125%, но при этом у него должна быть высокая электрическая и тепловая нагрузка — выше, чем в среднем по рынку. С генераторами и «Системным оператором» мы долго обсуждали, каким образом определять стоимость. Модернизация — это по сути замена крупных узлов станций: турбины, генератора, котла-утилизатора. Поскольку у ТЭС линейка оборудования достаточно широкая, то мы пошли по достаточно простому пути — мы формируем исчерпывающий перечень модернизационных мероприятий и определяем их эталонную стоимость.
Когда на конкурс приходит инвестор, он берет на себя обязательство, что ресурс станции будет продлен еще на 15–20 лет. Но для этого он должен поменять определенный перечень оборудования, это будет стоить столько-то. Все, у него сформировался price cap, но он может просить и меньше денег. К этой сумме еще будут прибавляться несколько процентов на то, чтобы установить оборудование, задача инвестора — уложиться в эти деньги.
— Как будет считаться доходность?
— Пока мы договорились, что этот метод расчета будет аналогичен ДПМ. В качестве инструмента будут использоваться индикативы долговых обязательств РФ с фиксацией доходности каждый год. В Тамани, например, мы установили доходность в 12%, и инвестор живет с ней 15 лет, но это единичный случай. Мы пока не договорились по поводу того, к каким финансовым инструментам будем привязываться. У нас была идея ориентироваться на ключевую ставку ЦБ плюс несколько процентов. Но базовый принцип в том, что доходность должна меняться для всех одинаково вне зависимости от того, когда инвестор вошел в проект.
— Как вы строили свой прогноз по росту цен на оптовом энергорынке, который вызвал много споров?
— При расчете нагрузки мы исходили из поручения президента РФ, что рост цены не должен превышать инфляцию. Мы посмотрели, когда у нас получаются максимальные ценовые значения — это 2021 год — и от этой точки просто провели расчет прогноза цены по инфляции, исходя из долгосрочного прогноза Минэкономики. В результате у нас получился прогноз по текущей цене (в 2021 году составит около 2,6 тыс. руб. за 1 МВт•ч, к 2035 году достигнет 2,875 тыс. руб. за 1 МВт•ч против 3,875 тыс. руб. за 1 МВт•ч при индексации на уровень инфляции.—
“Ъ” ). В моем понимании, отклонения от нашего прогноза будут минимальными.
— Почему при расчетах цены по инфляции и прогнозной цены вы первой точкой берете 2021 год, когда платежи по ДПМ будут на пике? По сути до этого года и после тренд должен идти вниз, не получается ли, что кривая цены по инфляции завышена?
— Дело в том, что у нас до 2021 года фактически все уже предопределено и расписано, в расчет цены мы включали объемы финансирования ДПМ ВИЭ, вводы новых станций в Крыму и Калининграде, строительство мусоросжигающих заводов (проекты «Ростеха» по созданию мусоросжигающих ТЭС, включены в ДПМ ВИЭ.—
“Ъ” ), надбавку для Дальнего Востока (доплата к цене оптового рынка для снижения тарифов в ДФО.—
“Ъ” ). То есть мы уже почти знаем цену в 2021 году. Если мы будем брать за начальную точку 2017 год и выстраивать инфляцию от этого года, то ценник и кривая будут другими, но это не будет иметь никакого отношения к реальной цене, которая будет точно выше. Поэтому зачем себя обманывать?
— А в спред между ценой по инфляции и текущей прогнозной ценой (58,7 млрд руб. в 2022 году, 851,2 млрд руб. в 2035 году) будет заложен тот объем средств, который может быть направлен на модернизацию?
— Давайте так, этот объем средств может быть направлен не только на модернизацию ТЭС, потому что в поручении президента говорилось о том, что необходимо посчитать нагрузку с учетом еще других факторов — атомная энергетика, ВИЭ и т. д. Мы провели расчеты для того, чтобы понимать, на что могут рассчитывать все энергетики.
— Вы уже понимаете, как будет распределяться этот объем между атомщиками, ВИЭ и тепловой генерацией?
— Для себя мы определили приоритет — это тепловая генерация, остальные, возможно, пойдут позже.
— Но атомщики все-таки попадают в программу модернизации?
— Для того чтобы они или кто-то другой попали в программу, нужно понимать цену вопроса. Боле точные расчеты будут немного позже. Шанс попасть есть у всех энергетиков, но приоритет, повторюсь еще раз,— тепловые электростанции.
— Какая может быть схема финансирования модернизации ТЭС на Дальнем Востоке, где нет энергорынка и сохранены тарифы?
— Мы сейчас просчитываем варианты: либо финансировать Дальний Восток за счет первой и второй ценовой зон, либо каждая ценовая зона платит за свои проекты, либо все-таки двигаться в единое энергетическое пространство с точки зрения распределения нагрузки, то есть все платят за каждый проект.
— Почему вы ставите такие сроки возврата, 15–20 лет, ведь для модернизации, по идее, они должны быть меньше, чем у ДПМ на новое строительство?
— На самом деле можно ставить и десять лет. Но тогда нам снова придется играть с генераторами в ту же игру. Они говорят, что цена КОМа слишком маленькая, поэтому они сейчас закончат получать деньги по ДПМ и законсервируют или выведут этот объект, потому что его эксплуатация слишком дорога. Поэтому лучше ставить максимальный срок.
— Штрафные санкции для генкомпаний, согласно вашему предложению, не такие жесткие: 25% от цены обычного КОМа. По старым ДПМ штраф отсчитывался от повышенных платежей. Почему смягчили?
— Сейчас это не принципиальный вопрос, мы можем пересмотреть подход в сторону ужесточения.
— А grace period (разрешение сдвинуть срок ввода) будет такой же, как и сейчас, один год?
— Да. Но поскольку модернизация вещь не сильно сложная, возможно, мы от grace period уйдем, тем более что сроки модернизации — год, два, максимум три.
— Потребители вас критикуют за то, что вы за основу программы модернизации берете генсхему, в которой прогнозируется профицит мощности. Вы не планируете пересматривать ее параметры с учетом того, что потребление в РФ почти не растет? Не нужно ли снижать коэффициент резервирования?
— Коэффициент резервирования мы для себя уже определили. Играть в сторону его снижения, притом что сейчас не меняется топология сетей и не будет новых объектов генерации, рискованно для надежности энергосистемы, особенно во второй ценовой зоне (Сибирь). Также в генсхему заложен достаточно консервативный спрос, в последние три года мы очень близки к прогнозу. Более того, по отдельным районам у нас спрос растет выше прогноза. На Юге России, например.
Поэтому к разговорам о том, что у нас профицит в энергосистеме в 22 ГВт, я достаточно спокойно отношусь. У нас есть регионы, где все на грани, на том же Юге или во второй ценовой зоне. Подача заявок на потребление от нескольких алюминиевых заводов съедает весь резерв. Темпы вывода мощностей за последние несколько лет нарастают, по результатам КОМ на 2020 год уже видно, что профицит не столь велик, как мы предполагали изначально. У нас есть заявки на вывод ряда ГРЭС — и достаточно серьезные.
— А что сейчас с программой по выводу оборудования?
— В конце 2017 года мы внесли в правительство закон об этом, я надеюсь, что в ближайшее время он пойдет в Госдуму.
— Что в этом законе?
— Если ты экономически неэффективен, ты выводишься, если при этом возникает дефицит, то ищут способы, каким образом этот дефицит заместить. Либо это новая стройка, либо один из элементов модернизации, либо решение проблемы через сетевую расшивку. В основу закладывалась конкуренция проектов.
— Как программа модернизации скажется на цене КОМ?
— Мы еще не провели расчет, но, конечно, отклонения будут в сторону повышения, тем более что мы все-таки делаем КОМ на шесть лет.
— Но вы все-таки не прогнозируете, что цена на мощность поднимется до уровня, необходимого для модернизации?
— Безусловно, и в рамках существующей модели генкомпании проводят модернизацию оборудования. Вопрос в том, что мы не понимаем глубину этой проработки и позволит ли она работать достаточно долго. Мы сможем это понять только одним образом — если у них есть обязательства и они в течение определенного периода будут получать ту или иную цену. Это определяется только таким путем: если генератор пойдет в модернизацию, то этой цены ему достаточно, если не пойдет — что тогда делать? Это такой неочевидный ответ…
— Минэкономики также представило свою концепцию инфраструктурной ипотеки, она вам понравилась? Является ли она альтернативой вашему механизму?
— Мы отправили свои замечания. Их механизм универсальный и касается не только электроэнергетики. Кстати, базовый принцип у них точно такой же, как в ДПМ: затраты, которые несут инвесторы, компенсируются с доходностью на протяжении определенного периода времени. Мы точно не рассматриваем его как альтернативу.
— Когда вы собираетесь принять все нормативные документы по модернизации?
— Мы поставили задачу разработать все к маю, но нам нужно будет получить результаты работы по эталонам стоимости модернизационных мероприятий, которую ведет консультант, и понять, к каким ценовым последствиям приводит эта программа. Мы также должны доработать ряд моментов, связанных с тем, как правильно выстроить процедуру отбора, какие критерии при этом использовать и т. п. Есть проблема, которую мы также сейчас хотим решить,— выставить к модернизированным объектам более высокие требования по эффективности.
— Предусмотрены ли в механизме модернизации требования по локализации оборудования? Если да, то какой уровень?
— Требования к локализации, безусловно, будут, а вот со степенью локализации определимся чуть позже. Но она будет достаточно высокой — это точно.
— Как будет гарантироваться, что программа модернизации будет отсекать проекты, которые сейчас генкомпании и так делают в рамках КОМа, не требуя доплат?
— Мы определим критерии допуска: возраст и наработанный ресурс оборудования. Второй момент: мощность в период проведения модернизации оплачиваться не будет, а это год — три, по нашим оценкам. Соответственно, собственнику с эффективным оборудованием отказываться от оплаты мощности и продажи электроэнергии экономического смысла нет.
Источник: www.kommersant.ru

Выработка электроэнергии в ОЭС Северо-Запада в январе сократилась на 1,3%

12.02.2018


По оперативным данным Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Северо-Запада» (ОДУ Северо-Запада) потребление электроэнергии в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Северо-Запада в январе 2018 года составило 9081,1 млн. кВт∙ч, что на 0,8% меньше, чем в январе прошлого года.
Суммарные объемы потребления и выработки электроэнергии в ОЭС Северо-Запада складываются из показателей энергосистем Мурманской, Новгородской, Псковской, Архангельской и Калининградской областей, Санкт-Петербурга и Ленинградской области, а также энергосистем Республики Карелия и Республики Коми.
Выработка электроэнергии в январе 2018 года составила 10795,2 млн. кВт∙ч, что на 1,3% меньше, чем в январе 2017 года. Разница между выработкой и потреблением в ОЭС Северо-Запада компенсировалась за счет перетоков электроэнергии со смежными энергообъединениями Центра и Урала, а также с зарубежными государствами: Финляндией, Норвегией, Белоруссией, Латвией, Эстонией и Литвой.
Тепловыми электростанциями (ТЭС) в январе 2018 года выработано 4918,6 млн. кВт∙ч (45,6% в структуре выработки ОЭС Северо-Запада), гидроэлектростанциями (ГЭС) – 1208,1 млн. кВт∙ч (11,2% в структуре выработки ОЭС Северо-Запада), атомными электростанциями (АЭС) – 3756,4 млн. кВт∙ч (34,8% в структуре выработки ОЭС Северо-Запада), промышленными предприятиями (ТЭС ПП) – 912,1 млн. кВт∙ч (8,4% в структуре выработки ОЭС Северо-Запада), ветроэлектростанциями (ВЭС) – менее 0,1 млн. кВт∙ч (менее 0,1% в структуре выработки ОЭС Северо-Запада). По сравнению с январем прошлого года выработка ТЭС уменьшилась на 0,8%, выработка ГЭС увеличилась на 14,4%, выработка АЭС уменьшилась на 8,7%, выработка ТЭС ПП увеличилась на 13,0%, выработка ВЭС уменьшилась на 81,8%.
Уменьшение потребления в январе 2018 года по сравнению с январем прошлого года зафиксировано в энергосистемах: Новгородской области на 5,4%, Республики Карелия на 4,1%, Псковской области на 4,0%, Калининградской области на 2,4%, Республики Коми на 1,9% и Архангельской области на 1,3%.
Увеличение потребления в январе 2018 года по сравнению с январем прошлого года зафиксировано в энергосистемах: Мурманской области на 2,0% и Санкт-Петербурга и Ленинградской области на 0,1%.
Источник: www.eprussia.ru

Правительство обсудит ужесточение наказания за воровство энергоресурсов

09.02.2018


Правительство РФ на заседании в четверг рассмотрит законопроект об усилении административной ответственности за самовольное подключение к энергосетям и несанкционированное использование энергоресурсов, сообщила пресс-служба кабинета министров.
"В целях повышения ответственности за несанкционированное потребление энергетических ресурсов законопроектом предлагается установить более жёсткие меры административной ответственности за повторное самовольное подключение к сетям инфраструктуры и самовольное использование энергоресурсов", — говорится в сообщении.
Административная ответственность за самовольное подключение и использование электрической, тепловой энергии, нефти и газа предусматривается статьей 7.19 КоАП. При этом правоприменительная практика выявила недостаточность предусмотренных мер воздействия, отмечал кабмин.
Например, в сфере электроэнергетики, по данным сетевых операторов, более 18% лиц, совершавших незаконное подключение и бездоговорное потребление электрической энергии, совершали в течение последующих трех лет аналогичные деяния повторно.
В целях повышения ответственности за несанкционированное потребление энергоресурсов проектом предлагается дополнить статью 7.19 КоАП частью второй, устанавливающей более жесткие меры за повторное самовольное подключение к сетям инфраструктуры и использование энергоресурсов.
Источник: www.ria.ru

Минэнерго РФ выступило против налоговых платежей в ТЭК

08.02.2018


Первый заместитель Министра энергетики Российской Федерации Алексей Текслер подвел итоги Года экологии в ТЭК и назвал основные объекты, которые находятся сегодня под пристальным вниманием ведомства. Подробности – в материале «ФедералПресс».
На пленарном заседании Экологического форума «Итоги года экологии и задачи на будущее», проходившем в рамках Недели российского бизнеса (организатор Российский союз промышленников и предпринимателей), Алексей Текслер рассказал о последних исследовательских результатах воздействия ТЭК на окружающую среду.
«На сегодняшний день Россия имеет один из самых «зеленых» топливно-энергетических и электроэнергетических балансов среди всех крупнейших промышленных стран», – сообщил Алексей Текслер .
На сегодняшний день природный газ как наиболее чистое из видов ископаемого топлива составляет свыше половины внутреннего потребления энергоресурсов в России. При этом доля угля в общем энергобалансе и выработке электроэнергии значительно ниже, чем в ЕС, Китае или США. Фактические удельные расходы условного топлива по электроэнергетической отрасли РФ в 2017 году составили 310,7 г у.т./кВт-ч, знаковый рубеж был преодолен в декабре.
Если говорить о глобальной экологической повестке, то напомним, что Россия в 2016 году подписала Парижское соглашение по климату , сейчас прорабатывается вопрос его ратификации. При активном участии федеральных органов исполнительной власти создается модель будущего регулирования выбросов парниковых газов и системы их учета. Значительный вклад в общую работу вносят российские компании ТЭК через повышение энергоэффективности и техмодернизации, а также возможность поглощения парниковых газов российскими лесами.
«Нужно научиться считать этот вклад и обосновывать его на международной арене. Это позиция Минэнерго России. Мы против того, чтобы внедрять какие-либо налоговые и иные платежи в сфере ТЭК. Те модели регулирования, которые это предлагают, должны быть скорректированы», – подчеркнул заминистра энергетики РФ.
Также ведомство ведет работу по таким направлениям как внедрение принципа наилучших доступных технологий (НДТ) в ТЭК, утилизация выбросов попутного нефтяного газа (ПНГ), расширение использования возобновляемых источников энергии, повышение топливной эффективности традиционной генерации. За последние пять лет показатель утилизации ПНГ вырос почти на 12 % и в среднем по России составляет сегодня порядка 87 %, а на ряде месторождений он даже превысил 95 % .
Экспертный канал напоминает, что в рамках развития возобновляемой энергетики в прошлом году было построено более 100 МВт солнечных электростанций, а также первый крупный ветропарк мощностью 35 МВт. Кроме того, проведены первые конкурсные отборы проектов генерации на основе использования твердых бытовых отходов, по итогам которых будут реализованы пять проектов суммарной мощностью 335 МВт. На сегодняшний день возобновляемая энергетика перестала быть альтернативной. Ранее мы подробно освещали серьезные проблемы в этой области.
Накануне параллельно Министр энергетики РФ Александр Новак обсудил с руководителями ведущих российских нефтяных компаний состояние и перспективы мирового рынка углеводородов . Кроме этого, в повестку вошли вопросы развития отечественной переработки и качества нефти в системе «Транснефть».
Напомним, что на двенадцатой экспертной сессии Координационного клуба Всероссийского экономического общества (ВЭО), состоявшейся на прошлой неделе, заместитель председателя Внешэкономбанка Андрей Клепач предположил, что 2018 год в экономическом плане окажется удачливее, чем прошлый. Расчет основан на ожидаемом повышении цен на нефть, которые прогнозируют на уровне 60−62 доллара за баррель. Но больной темой по-прежнему остается привлечение инвесторов .
«Рост инвестиций ожидается в размере чуть более 3 %. Рост выше этой величины возможен, и об этом говорят размеры средств на счетах предприятий. Но инвестиции сдерживает ситуация неопределенности, так как государство сокращает свои инвестиции в экономику. Большой проблемой российской экономики является отсутствие в перспективе стратегических инвестпроектов, подобных строительству Крымского моста и возведению объектов к Чемпионату мира по футболу-2018. Они являлись драйверами производства для большого числа отраслей промышленности. Другая проблема − существующие условия кредитования не стимулируют рост инвестиционной активности», − отметил Андрей Клепач .
В конце февраля планируется провести в правительстве России совещание, посвященное нефтепереработке и мерах поддержки этой отрасли со стороны государства. Помимо представителей Минэнерго РФ участие в обсуждении примут также руководители нефтяных компаний .
Источник: www.fedpress.ru

Первая солнечная электростанция Бурятии произвела полмиллиона киловатт

07.02.2018


Напомним, первая в регионе солнечная электростанция мощностью 10 МВт была введена в эксплуатацию в Бичурском районе 13 ноября 2017 года. Инвестором и генеральным подрядчиком строительства солнечной электростанции выступили структуры группы компаний «Хевел» (совместное предприятие ГК «Ренова» и АО РОСНАНО). Стоимость Бичурской СЭС составила около 1 млрд рублей. На конец 2017 года на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) работало 12 сетевых солнечных электростанций группы компаний «Хевел» общей установленной мощностью 129 МВт.
По данным ГК «Хевел», Бичурская солнечная электростанция произвела за один месяц 423 тыс кВт*ч. Электростанция начала плановую работу на оптовом рынке электроэнергии и мощности с 1 декабря 2017 года.
Также в ноябре 2017 года было подписано соглашениях между группой компаний «Хевел» и Правительством Республики Бурятия по развитию солнечной энергетики в регионе. Соглашение предусматривает строительство сетевых солнечных электростанций совокупной мощностью до 150 МВт и автономных гибридных энергоустановок совокупной мощностью до 2,5 МВт.
Как отмечал Глава Республики Алексей Цыденов на открытии Бичурской СЭС в ноябре, Бурятия - в числе лидеров в стране, кто создает альтернативную энергетику. Он отмечал, что «запуск в работу первой солнечной электростанции позволит повысить надежность электроснабжения Бичурского района, улучшить экологическую обстановку». Сейчас прорабатываются дополнительные возможности для реализации таких проектов, что может послужить решением проблем энергоснабжения труднодоступных, удаленных районов Бурятии, сообщает пресс-служба правительства РБ.
Источник: www.baikal-media.ru

ПАО «Энел Россия» создаст на территории Мурманской области ветропарк

06.02.2018


ПАО «Энел Россия» создаст на территории Мурманской области ветропарк мощностью 201 МВт.
Объект строительства сможет вырабатывать порядка 730 ГВтч в год, избегая при этом выброса около 241400 тонн углекислого газа в атмосферу.
Право на реализацию проекта ПАО «Энел Россия» получило в результате победы в тендере инвестиционных проектов на основе возобновляемых источников энергии.
По вопросу реализации на территории области проекта по строительству ветропарка, было проведено расширенное рабочее совещание, в рамках которого, заместитель губернатора Евгений Никора и председатель Совета директоров ПАО «Энел Россия» Стефан Звегинцов рассмотрели вопросы размещения объектов производства электроэнергии, а также их технологического присоединения к существующей энергосистеме.
Источник: www.51rus.org

Минэнерго подготовило аварийные службы электросетей к непогоде

05.02.2018


В ближайшие воскресенье и понедельник (4-5 февраля) на большей части Центральной России и Поволжья Гидрометцентр ожидает сильный, мокрый снег, местами метель и дождь, как следствие - налипание мокрого снега на проводах и деревьях. Из-за этого вырастет риск нарушения электроснабжения.

Это следует из материалов Минэнерго. "Учитывая высокую вероятность переходов температуры через нулевую отметку возможно интенсивное гололедообразование на проводах и тросах воздушных линий электропередачи, обрыв проводов", - говорится в сообщении ведомства от 2 февраля.
В связи с этим в ряде филиалов "Россетей" ввели режим повышенной готовности, компании постоянно мониторят непогоду (как меняется сила ветра и объем осадков), а специалисты периодически объезжают линии электропередач, чтобы в случае необходимости устранить нарушение линии на месте.
Источник: www.rg.ru

Кубань представит на РИФ проект по развитию ветроэнергетики в Темрюкском районе

02.02.2018


Краснодарский край представит проект по развитию ветроэнергетики в Темрюкском районе в рамках Российского инвестиционного форума. Об этом журналистам ТАСС рассказал губернатор Вениамин Кондратьев.
По его словам, это один из самых масштабных проектов, который регион презентует в ходе форума. Объем инвестиций составит 40 млрд рублей.
«Темрюкский район, кстати, сегодня более чем привлекательный для инвесторов, здесь реализуется крупнейший в истории края проект по развитию порта Тамань. Соглашение с компанией ОТЭКО было подписано тоже в Сочи в 2016 году», - сказал Кондратьев.
Ранее пресс-служба администрации Краснодарского края сообщала, что проект по созданию ветропарка в Темрюкском районе включен в схему и программу развития электроэнергетики края в 2018-2022гг.
Как отметил губернатор, главы муниципалитетов Кубани вносят весомый вклад в реализацию проектов, презентованных на форуме в Сочи.
«Сегодня работа ведется по 85% инвестпредложений, которые муниципалитеты презентовали на форуме в Сочи за последние три года. 30% — уже реализованные проекты. То есть тот объем инвестиций, которые мы смогли привлечь за три года, — а это более триллиона рублей — не остались просто цифрами на бумаге, край получил новые предприятия, налоги, рабочие места. Это хорошие результаты. До 2016 года эффективность реализации заключаемых на форуме соглашений была на уровне 30%», - отметил губернатор.
Источник: www.tamannews.ru

«РАО ЭС Востока» в 2017 году увеличило выработку электроэнергии на 3,6%

01.02.2018


Станции холдинга «РАО ЭС Востока» (входит в «Русгидро») увеличили выработку электроэнергии в 2017 году на 3,6% по сравнению с показателем 2016 года — до 32,824 млрд кВт.ч, сообщает «Русгидро».
В четвертом квартале генерирующие активы, входящие в структуру «РАО ЭС Востока», выработали 9,942 млрд кВт.ч электроэнергии, что на 7,7% больше, чем в четвертом квартале 2016 года.
В структуре выработки электрической энергии 75% пришлось на Дальневосточную генерирующую компанию (ДГК), производство электроэнергии которого за 2017 год выросло на 5,2% до 24,758 млрд кВт.ч в результате снижения выработки ГЭС в балансе производства ОЭС Востока. Потребление электроэнергии в ОЭС Востока в 2017 году увеличилось на 0,2% по сравнению с 2016 годом и составило 33,237 млрд кВт.ч.
Производство электроэнергии за 2017 год изолированными АО-энерго снизилось на 0,5% по сравнению с аналогичным показателем 2016 года.
Отпуск тепла электростанциями и котельными энергокомпаний «РАО ЭС Востока» за 2017 год составил 29,924 млн Гкал, что на 5% ниже аналогичного показателя 2016 года, что обусловлено более высокими температурами наружного воздуха, а также сокращением отопительного периода в ряде крупных населенных пунктов ДФО.
Источник: www.rns.online

Брюссель ставит блок Армянской АЭС

31.01.2018


Советские атомные технологии в ЕС сочли небезопасными
В рамках развития партнерства с ЕС Брюссель поставил Еревану условие закрытия Армянской АЭС, которую считает небезопасной. Станция построена в 1980-х годах по советскому проекту и обеспечивает около 40% энергопотребления Армении. Подобное требование ЕС пришлось несколько лет назад выполнить Литве, но после закрытия Игналинской АЭС страна столкнулась с необходимостью импорта электроэнергии. Позиция Еревана пока уклончива: армяне готовы когда-нибудь закрыть АЭС, но пока заняты продлением срока ее службы на десять лет.
Евросоюз по-прежнему настаивает на закрытии Армянской (Мецаморской) АЭС, заявил 30 января в Ереване замглавы отдела Восточного партнерства в Европейской службе внешних действий (ЕСВД, «МИД ЕС») Дирк Лоренц. «Невозможно улучшить ее настолько, чтобы она полностью соответствовала международным требованиям безопасности»,— сказал чиновник. Эту позицию “Ъ” подтвердили и в ЕСВД, пояснив, что в рамках соглашения с ЕС о всеобъемлющем и расширенном партнерстве ( CEPA ) от 24 ноября 2017 года Ереван обязался привести свои нормативные акты в соответствие со стандартами Евросоюза. Это касается и ядерной безопасности: вывод из эксплуатации Мецаморской АЭС — ключевая цель в сотрудничестве ЕС с Арменией, говорят в ЕСВД, поясняя, что ждут от Еревана предложений по соответствующей «дорожной карте».
Армянская АЭС была введена в 1980 году (2 блока с реакторами ВВЭР-440 — по 440 МВт), ее останавливали в 1989 году после землетрясения в Спитаке. Это вызвало острейший энергокризис в республике, и АЭС снова запустили в 1995 году. Сейчас работает только второй блок (407,5 МВт), обеспечивающий более 40% потребностей Армении в электроэнергии. « Росатом » много лет вел переговоры о возможном строительстве нового блока, но средств не нашлось (сейчас проект уже не включается и в портфель перспективных заказов госкорпорации за рубежом).
Позиция Еревана относительно действующей АЭС выглядит осторожной. Пресс-секретарь министра энергетики и природных ресурсов Армении Васак Тарпошян подтвердил “Ъ”, что по итогам переговоров между Арменией и ЕС «четко сформулировано», что Ереван должен разработать «дорожную карту» демонтажа АЭС. Но, по его словам, для этого «необходимо определенное время, и очевидно, что АЭС в определенный момент должна перестать работать». Но господин Тарпошян добавил, что пока реализуется программа по продлению срока работы энергоблока на десять лет (до 2026 года). Средства дала РФ в виде кредита в $270 млн и гранта на $30 млн, исполнитель — структуры « Росатома ».
В госкорпорации не стали комментировать вопрос безопасности Армянской АЭС. В МАГАТЭ “Ъ” напомнили, что за ядерную безопасность отвечает национальный регулятор, агентство может лишь помогать в этом государствам-членам. В декабре 2016 года МАГАТЭ выпустило отчет с рекомендациями по безопасности Армянской АЭС, касавшийся стратегии и ключевых элементов долгосрочного безопасного функционирования станции (рекомендации должны быть исполнены в этом году).
Брюссель уже один раз добился остановки АЭС советского дизайна: в конце 2009 года Вильнюс закрыл Игналинскую АЭС, после чего Литва из экспортера электроэнергии превратилась в импортера. Средства на новую станцию страна так и не нашла, но спровоцировала старт конкурирующих проектов « Росатома » в Калининградской области (Балтийская АЭС, сейчас заморожена) и Белоруссии (Островецкая АЭС, строится). В случае Армении ситуация еще сложнее: выработка АЭС дешева, и за ее счет дотируются тарифы для потребителей. Рост энергоцен в 2015 году уже приводил к волнениям в Ереване, после чего правительство отказалось повышать тарифы, усилило давление на «Газпром» с требованием понизить цену на газ, а инвесторы РФ начали выход из энергетики Армении (« Интер РАО » продало активы ГК «Ташир», « РусГидро » ищет покупателя на ГЭС Севано-Разданского каскада).
Вопрос возможной альтернативы АЭС в Ереване не решен. Замглавы Минэнерго Айк Арутюнян не исключил, что может быть использована возобновляемая энергетика, но «говорить о чем-то конкретном сейчас преждевременно» (цитата по «Интерфаксу»). Впрочем, эта новая генерация столкнется со старыми проблемами: возврат инвестиций потребует роста энерготарифов. Наталья Порохова из АКРА замечает, что сейчас «зеленые тарифы в ЕС в 8–15 раз выше, чем себестоимость выработки действующих АЭС».
Источник: www.kommersant.ru

Страница 7 из 118

 

© 2018 ОАО «ОБЪЕДИНЕННАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ»