Электроэнергетики отрасли: Электроэнергетика (география, 10 класс)

Содержание

Российская электроэнергетика | Ассоциация «НП Совет рынка»

Основные нормативные акты

Нормативная правовая база электроэнергетики состоит из множества актов разной юридической силы, принимаемых в соответствии и во исполнение основного закона отрасли – Федерального закона от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка (ДОП) не является нормативным актом, однако его условия обязательны для всех субъектов оптового рынка. Заключение этого договора — один из обязательных этапов получения статуса субъекта оптового рынка. Сторонами по договору являются организации коммерческой и технологической инфраструктур оптового рынка с одной стороны, и субъект оптового рынка – с другой. Регламенты оптового рынка и стандартные формы договоров, заключаемых на оптовом рынке, – приложения к договору. Как и ДОП, они разрабатываются и утверждаются Ассоциацией «НП Совет рынка».

Регулирование

Система государственного регулирования и контроля в электроэнергетике представляет собой набор полномочий Правительства Российской Федерации, федеральных органов исполнительной власти (в первую очередь, Министерства энергетики и Федеральной антимонопольной службы) и органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования и контроля в электроэнергетике. Основные полномочия закреплены в главе 5 федерального закона от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

Структура отрасли

Субъекты

Субъекты электроэнергетики — это компании, которые производят, передают, покупают и продают электрическую, тепловую энергию и мощность, а также организации, которые осуществляют оперативно-диспетчерское управление энергосистемой, организацию торговли электрической энергией и мощностью (ст. 3 Федерального закона от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»).

В электроэнергетике сочетаются монопольные (передача, системное управление) и конкурентные (выработка и сбыт) виды деятельности.

Генерирующие компании осуществляют выработку и реализацию электрической энергии и мощности на оптовом или розничных рынках сбытовым организациям либо конечным потребителям. Сбытовые организации приобретают электрическую энергию и мощность на оптовом и розничных рынках и продают ее конечным потребителям.

Потребители электрической энергии — это лица, приобретающие электрическую энергию для собственных бытовых и (или) производственных нужд. Крупные потребители (например, промышленные предприятия) могут приобретать электрическую энергию непосредственно на оптовом рынке (ОРЭМ). Остальные потребители покупают электрическую энергию у энергосбытовых компаний, в том числе гарантирующих поставщиков, а также у производителей электрической энергии, работающих на розничном рынке.

К организациям технологической инфраструктуры относятся: организация, осуществляющая диспетчерское управление (АО «СО ЕЭС»), организация, управляющая единой национальной электрической сетью (ПАО «ФСК ЕЭС»), и межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК). К организациям коммерческой инфраструктуры относятся совет рынка — объединение всех субъектов электроэнергетики и крупных потребителей электрической энергии (Ассоциация «НП Совет рынка»), коммерческий оператор оптового рынка (АО «АТС») и организация финансовых расчетов (АО «ЦФР»).

Диспетчерское управление

Оперативно-диспетчерское управление в Единой энергосистеме России осуществляет Системный оператор (АО «СО ЕЭС»). Главная функция Системного оператора – контроль за соблюдением технологических параметров функционирования энергосистемы. Для исполнения этой функции Системный оператор может отдавать обязательные к исполнению команды генерирующим и сетевым компаниям, потребителям с регулируемой нагрузкой. Также Системный оператор контролирует очередность вывода в ремонт генерирующих и сетевых мощностей, осуществляет контроль за исполнением инвестиционных программ генерирующими и сетевыми компаниями. Системный оператор участвует в обеспечении функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности: осуществляет актуализацию расчетной модели, на основе которой Коммерческий оператор производит расчет объемов и цен на электроэнергию оптовом рынке электроэнергии и мощности, осуществляет процедуру выбора состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО), проводит конкурентный отбор мощности (КОМ) и обеспечивает функционирование балансирующего рынка – торговли отклонениями фактических объемов производства и потребления электроэнергии от плановых.

Тариф на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике ежегодно утверждаются приказом ФАС России.

100 процентов голосующих акций АО «СО ЕЭС» принадлежит государству.

Сетевая инфраструктура

Сетевые организации осуществляют передачу электрической энергии по электрическим сетям и технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, энергетических установок генерирующих компаний и объектов электросетевого хозяйства иных владельцев к электрическим сетям. Деятельность сетевых организаций является естественно-монопольной и регулируется государством. Регулирование включает не только установление в той или иной форме соответствующих тарифов (платы) за оказанные с надлежащим качеством услуги, но и обеспечение недискриминационного доступа потребителей услуг сетевых организаций к электрическим сетям, включая утверждение органами исполнительной власти условий типовых договоров и порядка их заключения.

Услуги по передаче электрической энергии предоставляются сетевой организацией на основании договора о возмездном оказании услуг по передаче электрической энергии. Договор на оказание услуг по передаче является публичным и обязательным для заключения со стороны сетевой организации по обращению потребителя услуг.

Основные обязательства сетевой организации и потребителя услуг при исполнении договора на передачу электрической энергии устанавливаются Правилами недискриминационного доступа (постановление Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № 861).

Система тарифов на услуги по передаче электрической энергии основана на следующих двух главных принципах:

Каскадный принцип: часть необходимой валовой выручки (НВВ) сетевых организаций на высоком уровне напряжения учитывается вместе с НВВ сетевых организаций на среднем напряжении при формировании тарифа на среднем уровне напряжения и так далее по цепочке до низкого уровня напряжения. Соответственно, для потребителя услуг по передаче тариф включает расходы по оплате услуг по передаче всей «вышестоящей» сетевой инфраструктуры, с использованием которой осуществлялась (могла осуществляться) передача электроэнергии для этого потребителя;

Принцип единых («котловых») тарифов. Тарифы на услуги по передаче электрической энергии для потребителей в одном регионе на одном классе напряжения (а также в иных сопоставимых условиях) должны быть равны, вне зависимости от того, к сетям какой сетевой организации они присоединены.

Коммерческая инфраструктура

Совет рынка создан для организации на началах саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью. Основные функции совета рынка: ведение реестра субъектов оптового рынка; принятие решения о присвоении или лишении статуса субъекта оптового рынка; разработка и внесение изменений в ДОП, регламенты оптового рынка, стандартные формы договоров на оптовом рынке; разрешение споров в соответствии с правилами оптового рынка; формирование общей позиции субъектов рынка по проектам нормативных правовых актов; мониторинг и контроль за соблюдением правил оптового рынка и ДОП; мониторинг ценовой ситуации на рынках; сопровождение программы поддержки генерации, основанной на использовании возобновляемых источников энергии; участие в работе региональных органов регулирования тарифов.

Регулирование рынка через коллегиальные решения представителей всех категорий участников в рамках постоянно действующего органа – Наблюдательного совета

Коммерческий оператор (АО «АТС») отвечает за организацию торговли на оптовом рынке электрической энергии и мощности: определение объемов и стоимости по договорам участников ОРЭМ, допуск к торговой системе, организацию коммерческого учета, расчет цен и объемов по итогам конкурентного отбора на сутки вперед, определение составляющих цен на электрическую энергию и мощность, обязательных для применения гарантирующими поставщиками (ГП) при продаже электроэнергии на розничных рынках.

Тарифы на услуги коммерческого оператора ежегодно утверждаются ФАС России.

Акционерное общество «Центр финансовых расчетов» (АО «ЦФР») также относится к организациям коммерческой инфраструктуры. Акции распределены между Ассоциацией «НП Совет рынка» и АО «АТС». Компания выступает на оптовом рынке унифицированной стороной по сделкам и заключает на оптовом рынке от своего имени договоры, обеспечивающие оптовую торговлю электрической энергией и мощностью в соответствии со стандартными формами и (или) предварительными условиями, предусмотренными Договором о присоединении, участвует в проведении финансовых расчетов участников оптового рынка, формирует и направляет на исполнение в кредитную организацию расчетные документы на оплату электрической энергии (мощности), услуг, штрафных санкций и осуществляет контроль за их исполнением. Плата за услугу АО «ЦФР» утверждается Наблюдательным советом совета рынка.

Рынок

На территории Российской Федерации действует двухуровневый рынок электрической энергии и мощности. Крупные производители электрической энергии и крупные покупатели участвуют в отношениях по купле-продаже электрической энергии и мощности на оптовом рынке электрической энергии и мощности Российской Федерации (ОРЭМ). На оптовом рынке обращаются два отдельных товара – электрическая энергия и мощность. Производители и покупатели электрической энергии, не участвующие в торговле на оптовом рынке, являются субъектами розничных рынков электрической энергии. На розничном рынке обращается один товар – электрическая энергия.

Территория Российской Федерации с точки зрения особенностей функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности разделена на ценовые зоны, неценовые зоны и технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы.

В ценовых зонах оптового рынка электрическая энергия и мощность реализуются с использованием существующих рыночных механизмов. В них законодательно установлен запрет на совмещение естественно-монопольных видов деятельности с конкурентными. Организации и их аффилированные лица не имеют права совмещать деятельность по передаче электрической энергии и оперативно-диспетчерскому управлению с деятельностью по производству и купле-продаже электрической энергии в границах одной ценовой зоны оптового рынка (ст. 6 Федерального закона от 26.03.2003 №36-ФЗ). Таким образом, генерирующая компания, например, может владеть сбытовыми организациями, но не имеет права владеть сетями. Однако совмещение функций сетевой и энергосбытовой организации допускается, если на сетевую компанию решением Минэнерго России возлагается исполнение функций гарантирующего поставщика до проведения конкурса и выбора нового гарантирующего поставщика.

В неценовых зонах оптового рынка (Архангельская и Калининградская области, Республика Коми, регионы Дальнего Востока), где по технологическим причинам организация рыночных отношений в электроэнергетике пока невозможна, реализация электроэнергии и мощности осуществляется по особым правилам и по регулируемым ценам (тарифам).

В технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, ввиду отсутствия или ограничения конкуренции, реализация электроэнергии и мощности осуществляется только по регулируемым ценам (тарифам). Требование об обеспечении разделения по видам деятельности на них не распространяются. Деятельность по оперативно-диспетчерскому управлению в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах осуществляется без участия системного оператора субъектами оперативно-диспетчерского управления, функционирующими в пределах этих систем.

Электроэнергетика

Электроэнергетика

Россия занимает третье место в мире по объему генерации электроэнергии и четвертое по экспорту электроэнергии за рубеж. Электроэнергетика является базовой инфраструктурной отраслью и ее эффективное функционирование является важным фактором для успешного развития экономики страны. Аналитики ИПЕМ осуществляют мониторинг отрасли, проводят актуальные научно-исследовательские проекты по анализу и оценке реформ электроэнергетики.

 

20.04.2020

Электроэнергетика | Работы

ИПЕМ провел оперативную оценку экономического состояния электроэнергетической отрасли России на основе данных о потреблении и ценах электроэнергии. По оценкам Института, главный удар из-за противовирусных ограничений пришелся по тепловым электростанциям, которые понесли 91% потерь прибыли. Для сокращения издержек ИПЕМ предлагает стимулировать добровольную консервацию излишних мощностей.

подробнее

11.06.2019

Электроэнергетика | Работы

Заложенный в Схеме и программе развития Единой энергетической системы на 2019–2025 годы (СиПР ЕЭС 2019) сценарий развития отрасли на ближайшие 7 лет предполагает стабильный рост энергопотребления и сокращение избытка мощностей, однако не гарантирует, что темпы роста цен на электроэнергию останутся ниже темпов роста цен на топливо. Соответствующие выводы представлены в экспертном мнении Института проблем естественных монополий (ИПЕМ) «Анализ Схемы и программы развития ЕЭС России до 2025 года: перспективы и последствия для генерации».

подробнее

18.04.2019

Электроэнергетика | Работы

ИПЕМ провел анализ промежуточных результатов первого конкурсного отбора на модернизацию ТЭС России. По мнению Института, дифференцированные по мощности критерии для участия в программе модернизации фактически лишают большую часть энергоблоков ТЭЦ шансов на прохождение отбора. Высокую вероятность такого сценария ИПЕМ отмечал ещё до публикации предварительных результатов отбора.

подробнее

19.03.2019

Электроэнергетика | Работы

ИПЕМ оценил возможность участия генерирующих объектов России свыше 400 МВт в конкурсных отборах по программе модернизации тепловых электростанций (ТЭС) до 2025 года. По прогнозам ИПЕМ, в отборах 2019-2025 годов смогут принять участие 54 ГВт турбинных мощностей крупных ТЭС, а конкуренция между проектами будет невысокой. Результаты исследования Института визуализированы в формате карты, позволяющей наглядно оценить перспективы принятой государством программы.

подробнее

18.02.2019

Электроэнергетика | Доклады

Институт проблем естественных монополий (ИПЕМ) считает, что государству следует предусмотреть дополнительные требования к качеству систем утилизации золошлаковых отходов (ЗШО) на угольных электростанциях – или в рамках программы модернизации ТЭС, или в рамках перехода на НДТ. В противном случае проблема золоотвалов останется острой еще многие десятилетия.

подробнее

04.02.2019

Электроэнергетика | Работы

Проведенный ИПЕМ анализ итогов вводов новых генерирующих мощностей в 2018 году показывает, что достигнутые показатели в 4,8 ГВт являются одними из самых высоких за последние 20 лет. При этом объём введенных мощностей ВИЭ составил 350 МВт, и также стал одним из самых высоких за всю новейшую российскую историю. В исследовании отмечается, что отсутствие рыночных механизмов привлечения инвестиций продолжает оставаться основным перспективным риском для генерирующего сектора электроэнергетики. Такие выводы представлены в экспертном мнении «Новые генерирующие мощности в ЕЭС России: анализ итогов 2018 года».

 

подробнее

20.07.2018

Электроэнергетика | Доклады

20 июля 2018 года состоялось заседание Экспертного совета при Комитете Государственной Думы по энергетике на тему «Место угольной генерации в топливно-энергетическом балансе России. Пути преодоления ограниченной конкурентоспособности угля в качестве топлива электростанций». В рамках мероприятия заместитель гендиректора ИПЕМ Александр Григорьев выступил с докладом выступил на тему «Социальные и экономические аспекты функционирования угольной генерации в регионах России».

подробнее

20.04.2018

Электроэнергетика | Доклады

20 апреля 2018 года в рамках организованного Комитетом Совета Федерации по экономической политике круглого стола «Государственное регулирование цен (тарифов) в электроэнергетике» генеральный директор ИПЕМ Юрий Саакян выступил с докладом «Цифровизация электроэнергетики требует перехода на стимулирующее регулирование».

подробнее

ФАС России | Электроэнергетика для страны или страна для электроэнергетики?

Ответ на этот вопрос искали эксперты отрасли в рамках конференции «Российская энергетика: как обеспечить баланс в новых условиях».

Цена на электроэнергию могла бы быть ниже на 15-18%

«Как говорил Владимир Ленин: нельзя решать частные вопросы, не найдя ответ на главный, ибо каждый раз, когда вы будете пытаться это делать, будете натыкаться на нерешенность главного вопроса. Вот и мы обсуждаем детали развития электроэнергетики, в то время как общей стратегии нет», — считает глава Комитета Госдумы по энергетике Павел Завальный.

Парламентарий отметил, что «целевая функция» отрасли должна быть неизменна — устойчивое развитие электроэнергетики в интересах безопасного, надежного и качественного энергоснабжения потребителей по адекватным ценам.

«Вопрос безопасности обеспечивается за счет системной надежности и отсутствия дефицита электроэнергии в целом по стране и в отдельных регионах. Надо вкладывать любые деньги, чтобы достичь этого. Примером является энергообеспечение Калининграда и Крыма.

Что касается доступных цен. Здесь возникает вопрос: сегодня у нас электроэнергетика для страны или страна для электроэнергетики? У меня устойчивое представление, что сейчас у нас страна для электроэнергетики. Говорю об этом уверенно, потому что на протяжении последних десяти и более лет стоимость электроэнергии была значительно выше инфляции. А для отдельных категорий потребителей — больше 10%, даже 12-15% в разные годы.

Электроемкость российского ВВП составляет 4,5%, в то время как в Америке — 2,8%, в Европе — 3,5%. При этом макроэкономисты утверждают, что нельзя допускать роста электроемкости выше 4%, поскольку это существенно влияет на темпы развития экономики. Высокий показатель электроемкости ВВП в России связан в том числе с перекрестным субсидированием, но нельзя переоценивать его роль. Одна из главных причин — неэффективная работа самого электроэнергетического комплекса.

По моим оценкам, у нас цена на электроэнергию могла бы быть ниже на 15-18%. Пока же остается констатировать неэффективность принятых программ — таких, как ДПМ и ДПМ-штрих. Если в программе ДПМ еще был экономический смысл в части обеспечения безопасности, то что такое ДПМ-штрих, я вообще не понимаю. По сути, это продление ресурса, капитальный ремонт, но при таком подходе через 15 лет мы получим еще более морально и физически устаревшую электроэнергетику.

Российская электроэнергетика обладает большим потенциалом повышения эффективности, но средняя загрузка сетей сейчас составляет 24% — в два раза меньше, чем в Европе. Выходит, инвестиционное развитие — как региональное, так и на федеральном уровне — было неправильное.

Чтобы изменить ситуацию, надо довести реформу электроэнергетики до логического завершения. Необходимо совершенствовать модель ценообразования в электросетевом комплексе и поставках электроэнергии, вычленить из нее перекрестку, перейти на двуставочный тариф в сетевом комплексе, оплату заявленной мощности и фактического потребления электроэнергии для всех категорий промышленных потребителей и бюджетной сферы с учетом категории надежности энергообеспечения. Для населения при этом должны быть регулируемые цены и тарифное меню.

Это даст возможность создать полноценный интегрированный оптово-розничный рынок электроэнергии и мощности. Вопрос перекрестки должен быть вынесен в отдельную программу. Причем ее ограничение и снижение должно идти параллельно с оказанием адресной помощи малообеспеченным категориям населения, «расшивкой» проблем межрегионального субсидирования. Только тогда электроэнергетика сможет эффективно выполнять свою «целевую функцию».

Нужно правильно расставить акценты

Российская электроэнергетика традиционно славится большим запасом устойчивости. По мнению заместителя министра энергетики РФ Павла Сниккарса, этот запас имеется и сегодня, и с ним нужно работать.

«Сейчас мы перешли к решению проблемы ценовой нагрузки. Есть заложенные принципы формирования рынка. Вместе с тем, стоит задача сформировать цену, которая отражала бы реальную себестоимость отрасли электроэнергетики.

Абсолютное значение цены, с одной стороны, потребители считают высоким, с другой стороны, генераторы и сети — недостаточным для того, чтобы вкладывать средства в развитие своей генерации.

Сегодня наше внимание сфокусировано на поиске внутренней эффективности, решении вопросов резервов сетевой и генерационной мощности и выходе на оптимальные ценовые сигналы.

Надеюсь, закон о выводе неэффективной генерации из эксплуатации и подзаконные акты будут способствовать выходу с рынка тех станций, которые имеют достаточно небольшое число наработки и неэффективны с точки зрения надежности. Этому может помочь Demand response в его целевой конструкции. Сами потребители будут снижать в максимальные часы нагрузки свое потребление, и мы сможем обойтись без так называемой пиковой генерации.

Одним из решений представляется переход к порядку расчета резерва от директивно установленных коэффициентов к расчету балансовой надежности. Это более оптимально, на наш взгляд. Пересматривать правила КОММа, чтобы обеспечивать надлежащую цену, пока считаем нецелесообразным. Мы не решили вопрос избытка, и нет необходимости обеспечить всех генераторов определенными необходимыми денежными средствами. Поэтому не видим необходимости в реальных преобразованиях — существенных, кардинальных, в новой реформе и перестройке всего процесса.

Однако оптимизация и те внешние вызовы, которые сегодня есть, бесспорно, приведут к тому, что потребуется изменить указанную систему, адаптировать ее под действующую реальность».

Предпочтение нужно отдавать мягким мерам

Вопрос перекрестного субсидирования уже стал «притчей во языцех», констатирует заместитель руководителя ФАС России Виталий Королев. Эта проблема из года в год поднимается на различных площадках, но с ней ничего не происходит.

«Нужно разобраться, насколько сам факт наличия п е р е к р е с т к и (если она не снижается, но при этом практически не растет) является необходимым фактором нашего бытия. Само по себе пере крестное субсидирование — не плохое и не хорошее явление, оно сети и, соответственно, потребители, которые оплачивают тарифы сетевых компаний. При этом доля сетевых компаний составляет порядка половины конечного платежа прочих потребителей, так называемых промышленных.

Работа с перекресткой в сетевом комплексе ведется по двум направлениям. Первое связано с тем, что правительство РФ, приняв постановление № 1450, поручило нам работу по выравниванию объема перекрестки по уровням напряжения и равномерному его распределению между потребителями этих уровней напряжения в регионах. Мы понимаем, что это несколько снизит объем перекрестки, так как равномерное распределение сраз покажет, где был перекос. Например, в Якутии 89% перекрестки находится на уровне напряжения ВН. Справедливо ли это? Наверное, нет. Перекрестка — всегда вопрос справедливости, и нам предстоит найти здесь баланс.

Второе направление связано с подготовленным ФАС проектом акта правительства, позволяющим зафиксировать величину перекрестки и задать вектор на ее снижение небольшим темпом. Это позволит за 7-10 лет сократить ее примерно на 50-70%.

Документ идет непросто — не все регионы готовы двигаться в этом направлении. Мы понимаем, что перекрестку в таком прикладном ключе можно было бы сокращать через полное использование индекса платы граждан. И через полное использование того порога динамики тарифов для населения на электроэнергию, который дает нам прогноз из года в год — 5%. С более консервативным наращиванием тарифа сетевого комплекса — это 3%.

С 1 июля тарифы в сетевом комплексе в среднем по России изменятся приблизительно на 2,5%.Это значает, что дельта между 5% и 2,5% — должно быть снижение перекрестки. Нарастили ли мы на 5% тарифы для населения? В каком-то регионе субъект Федерации пошел по этому пути, где-то рост консервативнее, где-то его нет совсем. В этом смысле региональным властям виднее, есть ли платежеспособный спрос у населения для повышенного платежа за электроэнергию.

С учетом текущих экономических условий и сохраняющейся неопределенности из-за пандемии резкого повышения тарифов ждать не стоит.

Считаю, что мягкие меры, о которых я сказал, могут задать вектор динамике сокращения перекрестки. Но нужно иметь в виду, что даже ее снижение само по себе не является самоцелью. Важно при этом, чтобы тарифы для населения оставались доступными, а промышленность не была перегружена надбавками».

Рынок начал использоваться как удобный инструмент для сбора денег

Как считает председатель Правления Ассоциации «НП Совет рынка» Максим Быстров, в какой-то момент времени Правительство Российской Федерации перестало видеть в рынке то, для чего он создавался, — механизм повышения конкуренции. И рынок начал использоваться как удобный инструмент для сбора денег, замещающий бюджетные инвестиции, а также для перераспределения перекрестки.

«Совет рынка совместно с заинтересованными участниками рыночного сообщества всегда высказывался против этого. И в последнее время нас, кажется, начали слышать, — отметил Максим Быстров. Он также выразил надежду, что работа по совершенствованию рынка и его механизмов будет продолжаться более продуктивно.

«Российская электроэнергетика в последние годы сталкивается с беспрецедентным количеством изменений и вызовов, связанных как с естественной трансформацией отрасли, так и с внешними воздействиями. В их числе можно назвать углеродную повестку, развитие зеленой генерации, модернизацию, цифровизацию. К тому же активно внедряются новые механизмы — управление спросом, например. Также мы видим большое количество интересантов — людей и компаний, — которые оказывают воздействие на функционирование электроэнергетики. Все это, несомненно, влияет на отрасль, которая и так сама по себе отличается повышенной сложностью регулирования», — отметил Максим Быстров.

 

Кафедра «Мировая электроэнергетика» | Подразделения МГИМО

English version

Кафедра «Мировая электроэнергетика» была создана в структуре Международного института энергетической политики и дипломатии МГИМО в соответствии с решением Ученого совета МГИМО МИД России от 6 октября 2010 года.

Целью создания кафедры стала подготовка высококвалифицированных специалистов-международников для электроэнергетической отрасли России, обеспечение высокого уровня практико-ориентированной подготовки студентов МИЭП МГИМО, проведение эффективной работы по повышению квалификации кадров для международного сотрудничества в области международной электроэнергетики, а также интеграция мирового опыта в развитие отечественного электросетевого комплекса и укрепление его кадрового потенциала.

Одной из основных задач кафедры является подготовка в МИЭП МГИМО высококвалифицированных электроэнергетиков-международников, нацеленных на поиск решений современных проблем российского и мирового электроэнергетического комплекса.

Большое внимание уделяется кафедрой организации целевой подготовки студентов МИЭП, повышению профессионального уровня выпускников в соответствии с требованиями современного этапа развития мировой электроэнергетики.

Среди ключевых задач кафедры также можно выделить следующие:

  • дополнение теоретических знаний студентов МИЭП МГИМО навыками в организации и реализации прикладных проектов в электроэнергетике;
  • создание интеллектуального инновационного пространства, в рамках которого осуществляется совершенствование профессиональной подготовки специалистов в области экономики и управления в электроэнергетической отрасли, знакомство и овладение ими современными технологиями ведения бизнеса и принятия решений стратегического характера;
  • минимизация существующего разрыва между форматами университетской подготовки и потребностями российского электроэнергетического бизнеса;
  • обеспечение адресной подготовки специалистов, учитывающей динамично меняющиеся запросы бизнеса и специфику корпоративной культуры компании;
  • предоставление возможности студентам МИЭП принять участие в решении практических задач в сфере международного энергетического сотрудничества, реализовать на практике потенциал теоретико-методологических знаний и исследовательских навыков, полученных на более ранних этапах образования.

Помимо дисциплин специализации по вопросам экономики и менеджмента в отечественной электроэнергетической отрасли, в настоящее время кафедрой разработаны и преподаются также учебные дисциплины, которые обеспечивают изучение студентами МИЭП МГИМО основных тенденций развития мировой электроэнергетики, опыта реформирования и внедрения конкурентных отношений в сфере электроэнергетики в зарубежных странах, процессов укрупнения и объединения региональных энергосистем, функционирования и развития международных электроэнергетических бирж, динамики увеличения объемов электроэнергии в международной торговле, влияния экономических, экологических и геополитических факторов на эти процессы.

Кафедра активно привлекает к сотрудничеству представителей крупнейших зарубежных компаний электроэнергетической отрасли. Перед студентами МИЭП МГИМО выступали руководители и ведущие специалисты известных мировых корпораций, в частности, совсем недавно мастер-классы провели старший вице-президент компании EDF Марк Буалло и вице-президент компании ERDF, генеральный директор ООО «ЕРДФ-Восток» Эрик Божан.

Кафедра также тесно взаимодействует с отечественными компаниями электроэнергетической отрасли, участвующими в международном сотрудничестве, приглашая руководителей и ведущих экспертов компаний для проведения лекций по вопросам реализации совместных проектов с зарубежными партнерами.

Сотрудники кафедры принимают непосредственное участие в развитии сотрудничества компаний электроэнергетической отрасли стран-участниц БРИКС, в том числе с Государственной электросетевой корпорацией Китая, Государственной электросетевой компанией Индии, в реализации механизмов импортозамещения электротехнического оборудования, передавая свой опыт и знания студентам МИЭП МГИМО.

Важным этапом в развитии кафедры мировой электроэнергетики является заключение 24 мая 2018 г. Соглашения о сотрудничестве между МГИМО, МИЭП и ПАО «Россети» на полях Петербургского международного экономического форума в присутствии министра энергетики РФ А.В.Новака.

Сотрудничество между компанией и Университетом предполагает совместную работу в сфере проведения прикладных научных исследований по актуальным для «Россетей» проблемам, в том числе в области цифровых технологий для электроэнергетики.

Последнее обновление — февраль 2021

Предпосылки реформирования электроэнергетики

Предпосылки реформирования электроэнергетики

Еще в 1980-х годах в электроэнергетике страны стали проявляться признаки стагнации: производственные мощности обновлялись заметно медленнее, чем росло потребление электроэнергии.

В 1990-е годы, в период общеэкономического кризиса в России, объем потребления электроэнергии существенно уменьшился, в то же время процесс обновления мощностей практически остановился.

Общая ситуация в отрасли характеризовалась следующими показателями:

  • По технологическим показателям (удельный расход топлива, средний коэффициент полезного действия оборудования, рабочая мощность станций и др.) российские энергокомпании отставали от своих аналогов в развитых странах.
  • Отсутствовали стимулы к повышению эффективности, рациональному планированию режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережению.
  • В отдельных регионах происходили перебои энергоснабжения, наблюдался энергетический кризис, Существовала высокая вероятность крупных аварий.
  • Отсутствовала платежная дисциплина, были распространены неплатежи.
  • Предприятия отрасли были информационно и финансово «не прозрачными».
  • Доступ на рынок был закрыт для новых, независимых игроков.

Все это вызвало необходимость преобразований в электроэнергетике, которые создали бы стимулы для повышения эффективности энергокомпаний и позволили существенно увеличить объем инвестиций в отрасли. В противном случае, при дальнейшем расширении внешнеэкономического сотрудничества, российские предприятия проиграли бы экономическое соревнование не только на зарубежных рынках, но и на внутреннем рынке страны.

Структура отрасли в 2000 году

Цели и задачи реформы

Основная цель реформирования электроэнергетики России – повышение эффективности предприятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.

В связи с этим в электроэнергетике России происходят радикальные изменения: меняется система государственного регулирования отрасли, формируется конкурентный рынок электроэнергии, создаются новые компании.

В ходе реформы меняется структура отрасли: осуществляется разделение естественномонопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных(производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций, и вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.

Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании в перспективе станут преимущественно частными и будут конкурировать друг с другом. В естественномонопольных сферах, напротив, происходит усиление государственного контроля.

Таким образом, создаются условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.

Цели и задачи реформы определены постановлением Правительства от 11 июля 2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации».

С учетом последующих изменений в нормативно-правовой базе цели и задачи реформирования были конкретизированы в «Концепции Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2005-2008 гг. «5+5».

Целевая структура отрасли

Формируемые в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и другие) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности создаваемые компании превосходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов, либо являются общероссийскими.

Так, магистральные сети переходят под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети предполагается интегрировать в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений передаются общероссийскому Системному оператору.

Активы генерации также объединяются в межрегиональные компании, причем двух видов: генерирующие компании оптового рынка (оптовые генерирующие компании – ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединяют электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК входят главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК формируются на базе тепловых электростанций, а одна («ГидроОГК») – на основе гидрогенерирующих активов. Тепловые ОГК построены по экстерриториальному принципу, в то время как ТГК объединяют станции соседних регионов.

Процесс реформирования АО-энерго начался в 2003 году с реализации нескольких пилотных проектов: реформирования ОАО «Калугаэнерго», ОАО «Орелэнерго», ОАО «Брянскэнерго», ОАО «Тулэнерго». Наиболее активно структурные преобразования начали осуществляться в 2004 году. Процесс реформирования затронул более 30 компаний. К апрелю 2004 года была завершена процедура реорганизации первой региональной энергокомпании – ОАО «Калугаэнерго», а к концу года разделены по видам деятельности 5 АО-энерго.

В том же 2004 году началось создание новых межрегиональных компаний. В последние месяцы 2004 года созданы (прошли государственную регистрацию) первые три ОГК и две ТГК. В тот же период (в октябре 2004 года) Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» принял решение об учреждении четырех МРСК. В 2004 году также была практически сформирована новая вертикаль оперативно-диспетчерского управления: функции региональных диспетчерских управлений были переданы (за некоторым исключением) от АО-энерго Системному оператору.

В 2005 году процесс реформирования охватил большинство АО-энерго, причем значительная их часть к концу года была разделена. В этом же году учреждено большинство оставшихся межрегиональных компаний: к марту зарегистрирована последняя из семи ОГК, к августу – тринадцать из четырнадцати ТГК, созданы четыре МРСК.

В декабре 2007 – январе 2008 года закончено формирование целевой структуры всех тепловых ОГК и ТГК, завершен первый этап консолидации ОАО «ГидроОГК».

Закончен процесс выделения сетевых компаний. На базе реорганизованных АО-энерго созданы все 56 магистральных сетевых компаний.

В 2007 году, в соответствии с решением совета директоров ОАО РАО «ЕЭС России» о переконфигурации МРСК от 27 апреля 2007 года и распоряжением Правительства России № 1857-р от 27 декабря 2007 года, число МРСК увеличено до 11 (без учёта МРСК Дальнего Востока).

С 1 сентября 2006 года вступили в силу новые правила работы оптового и розничных рынков электроэнергии. На оптовом рынке электроэнергии (мощности) в результате введения с 1 сентября новых правил работы осуществлен переход к регулируемым договорам между покупателями и генерирующими компаниями, ликвидирован сектор свободной торговли (ССТ), запущен спотовый рынок – «рынок на сутки вперед» (РСВ). К 2011 году, в соответствии с Постановлением Правительства России от 7 апреля 2007 года, предусматривается постепенная замена регулируемых договоров на свободные (нерегулируемые) договоры. Правила функционирования розничных рынков предполагают постепенную либерализацию розничных рынков электроэнергии параллельно с либерализацией оптового рынка, при сохранении обеспечения населения электроэнергией по регулируемым тарифам.

Таким образом, в ходе реформы исчезает прежняя, монопольная структура электроэнергетики: большинство вертикально-интегрированных компаний сходят со сцены, на смену им появляются новые компании целевой структуры отрасли.

Источник: АО «ЕЭС России»

О перспективах развития электроэнергетики России | Совет Федерации Федерального Собрания Российской Федерации

Заслушав информацию Министра энергетики Российской Федерации о перспективах развития электроэнергетики России, Совет Федерации Федерального Собрания Российской Федерации отмечает следующее.

Текущее состояние электроэнергетики в значительной степени отражает результаты отраслевой реформы, которая проводилась на протяжении двух последних десятилетий.

Позитивными результатами реформы стали формирование рынка электроэнергии, переход к осуществлению торговли мощностью на оптовом рынке по свободным ценам, привлечение инвестиций в строительство генерирующих мощностей.

Вместе с тем в отрасли существует ряд системных вопросов, требующих комплексного решения. Наиболее важными из них остаются слабая конкуренция на розничных рынках электроэнергии, отсутствие конкурентного рынка тепловой энергии, уменьшение доли комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, перекрестное субсидирование (межтерриториальное, между группами потребителей).

Кроме того, в 2014 году на функционировании отрасли отразились введение экономических санкций в отношении Российской Федерации, изменение цен на основную продукцию, сложности с привлечением кредитных ресурсов.

Негативным фактором стало повышение стоимости кредитов для организаций электроэнергетической отрасли. Осложнение доступа к рынкам капитала обостряет вопрос реализации ранее намеченных инвестиционных программ.

На фоне непростой экономической ситуации остро стоит проблема неплатежей потребителей электрической энергии, которая, помимо гарантирующих поставщиков и генерирующих компаний, затронула и сетевые организации.

Для обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения Крымского федерального округа необходимо строительство электросетевой инфраструктуры и генерирующих объектов с дальнейшим их подключением к Единой энергетической системе России.

С учетом изложенного Совет Федерации Федерального Собрания Российской Федерации постановляет:

1. Принять к сведению информацию Министра энергетики Российской Федерации о перспективах развития электроэнергетики России.

2. Рекомендовать Государственной Думе Федерального Собрания Российской Федерации ускорить рассмотрение проекта федерального закона № 348213–6 «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с укреплением платежной дисциплины потребителей энергоресурсов».

3. Рекомендовать Правительству Российской Федерации:

1) продолжить совершенствование нормативно-правовой базы функционирования оптового и розничных рынков электрической энергии и мощности;

2) продолжить разработку проектов нормативных правовых актов:

предусмотренных планом мероприятий (»дорожной картой») «Повышение доступности энергетической инфраструктуры», утвержденным распоряжением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2012 года № 1144-р;

включенных в план-график издания нормативных правовых актов для реализации Стратегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации, утвержденный распоряжением Правительства Российской Федерации от 3 апреля 2013 года № 511-р;

направленных на поэтапное снижение величины перекрестного субсидирования в электросетевом комплексе;

предусматривающих переход к модели долгосрочного рынка мощности;

3) ускорить внедрение целевой модели рынка тепловой энергии, предусмотренное распоряжением Правительства Российской Федерации от 2 октября 2014 года № 1949-р, с целью привлечения инвестиций в энергоэффективные технологии и реконструкцию источников тепловой энергии;

4) ускорить принятие правил технологического функционирования электроэнергетических систем;

5) ускорить принятие проектов нормативных правовых актов по совершенствованию процедур вывода объектов электроэнергетики из эксплуатации;

6) ускорить разработку нормативных правовых актов, способствующих повышению прозрачности процедуры технологического присоединения к электрическим сетям;

7) активизировать работу по актуализации требований надежности и безопасности в сфере электроэнергетики, в частности:

ускорить внесение в Государственную Думу Федерального Собрания Российской Федерации проекта федерального закона о внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» в части совершенствования требований к обеспечению надежности и безопасности функционирования электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики;

утвердить план подготовки первоочередных нормативных правовых актов в области надежности и безопасности функционирования электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики;

8) доработать проект постановления Правительства Российской Федерации, предусматривающего механизм оплаты неиспользуемого резерва мощности, в части применения его исключительно в регионах, где наблюдается дефицит мощности при наличии у потребителей незадействованных мощностей;

9) разработать целевую модель, предусматривающую взаимосвязь выручки сетевых организаций, стоимости услуг по передаче электроэнергии и платы за технологическое присоединение, с учетом экономической ответственности потребителей за резервируемый для них объем присоединенной мощности;

10) рассмотреть возможность предоставления из федерального бюджета бюджетных ассигнований на строительство на территории Республики Тыва тепловой электростанции (ТЭС-2), реконструкцию узловых подстанций «Западная», «Городская», «Южная», а также на строительство объектов тепловой генерации (котельных) в городах Ак-Довураке и Шагонаре.

4. Рекомендовать органам государственной власти субъектов Российской Федерации (и в частности, органам государственной власти Республики Бурятия, Республики Дагестан, Республики Калмыкия, Республики Карелия, Республики Марий Эл, Республики Хакасия, Краснодарского и Красноярского краев, Амурской, Астраханской, Белгородской, Волгоградской, Кемеровской, Курской, Ленинградской, Липецкой, Нижегородской, Ростовской, Тюменской областей, города федерального значения Санкт-Петербурга, Еврейской автономной области) при принятии решений в сфере государственного регулирования цен (тарифов) в электроэнергетике предусматривать меры, направленные на недопущение формирования выпадающих доходов предприятий электроэнергетики, а также на их компенсацию за прошедшие периоды.

5. Предложить Правительству Российской Федерации проинформировать Совет Федерации Федерального Собрания Российской Федерации в период осенней сессии 2016 года о ходе реализации предложений, содержащихся в настоящем постановлении.

6. Комитету Совета Федерации по экономической политике проинформировать палату о реализации настоящего постановления в период осенней сессии 2016 года.

7. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на Комитет Совета Федерации по экономической политике.

8. Настоящее постановление вступает в силу со дня его принятия.

Председатель 
Совета Федерации
Федерального Собрания
Российской Федерации
В.И. МАТВИЕНКО

Москва
8 июля 2015 года
№ 350-СФ

В ЕС выступили за включение атомной энергетики в список «зеленых» отраслей

https://ria.ru/20211011/energetika-1753938800.html

В ЕС выступили за включение атомной энергетики в список «зеленых» отраслей

В ЕС выступили за включение атомной энергетики в список «зеленых» отраслей — РИА Новости, 11.10.2021

В ЕС выступили за включение атомной энергетики в список «зеленых» отраслей

Десять стран ЕС выступили за включение атомной энергетики в разработанный Еврокомиссией список отраслей, способствующих уменьшению вреда окружающей среде,… РИА Новости, 11.10.2021

2021-10-11T03:34

2021-10-11T03:34

2021-10-11T03:34

энергетика

атомная энергетика

чехия

франция

еврокомиссия

/html/head/meta[@name=’og:title’]/@content

/html/head/meta[@name=’og:description’]/@content

https://cdnn21.img.ria.ru/images/148754/48/1487544823_0:355:5184:3271_1920x0_80_0_0_d6974b2f0e4aa65efbf37360ceabf702.jpg

ПАРИЖ, 11 окт – РИА Новости. Десять стран ЕС выступили за включение атомной энергетики в разработанный Еврокомиссией список отраслей, способствующих уменьшению вреда окружающей среде, говорится в статье, опубликованной в газете Figaro.Авторами статьи, опубликованной в воскресенье, стали премьер-министры, министры энергетики и экономики Франции, Румынии, Чехии, Финляндии, Словакии, Хорватии, Словении, Болгарии, Польши и Венгрии.»Очень важно … рассматривать все технологии производства энергии с небольшими выбросами углекислого газа в равной степени. Поэтому крайне необходимо, чтобы атомная энергетика была включена в европейскую таксономию до конца этого года», — говорится в статье.Авторы статьи считают атомную энергетику безопасным энергетическим ресурсом и подчеркивают, что до сих пор нет научных доказательств того, что она способствует глобальную потеплению в большей степени, чем другие виды энергии, включенные в таксономию. Кроме того, по мнению авторов, это доступный и стабильный источник энергии, который, в отличие от газа, защищает европейских потребителей от колебаний цен, а также значительно снижает зависимость европейского производства электроэнергии от других стран.Согласно статье, атомная энергетика обеспечивает уже почти половину производства безуглеродной электроэнергии в Европе.Власти ЕС ранее договорились, что к середине века регион должен стать климатически нейтральным — когда итоговый объем выбросов парниковых газов в атмосферу должен стать нулевым. Климатическая нейтральность может быть достигнута за счет сокращения выбросов и применения технологий улавливания и хранения вредных газов.Переход к климатической нейтральности потребует перестройки производства и потребления энергии, серьезного сокращения выбросов парниковых газов различными отраслями экономики, снижения использования ископаемых видов топлива и роста потребления возобновляемой энергии, а также триллионов евро инвестиций.

https://radiosputnik.ria.ru/20211004/evropa-1753081355.html

https://ria.ru/20211005/velikobritaniya-1753051922.html

чехия

франция

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/awards/

2021

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/awards/

Новости

ru-RU

https://ria.ru/docs/about/copyright.html

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/awards/

https://cdnn21.img.ria.ru/images/148754/48/1487544823_576:0:5184:3456_1920x0_80_0_0_1726b929eef99e8d575175daf44bc544.jpg

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/awards/

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/awards/

энергетика, атомная энергетика, чехия, франция, еврокомиссия

В ЕС выступили за включение атомной энергетики в список «зеленых» отраслей

ПАРИЖ, 11 окт – РИА Новости. Десять стран ЕС выступили за включение атомной энергетики в разработанный Еврокомиссией список отраслей, способствующих уменьшению вреда окружающей среде, говорится в статье, опубликованной в газете Figaro.Авторами статьи, опубликованной в воскресенье, стали премьер-министры, министры энергетики и экономики Франции, Румынии, Чехии, Финляндии, Словакии, Хорватии, Словении, Болгарии, Польши и Венгрии.

«Очень важно … рассматривать все технологии производства энергии с небольшими выбросами углекислого газа в равной степени. Поэтому крайне необходимо, чтобы атомная энергетика была включена в европейскую таксономию до конца этого года», — говорится в статье.

Авторы статьи считают атомную энергетику безопасным энергетическим ресурсом и подчеркивают, что до сих пор нет научных доказательств того, что она способствует глобальную потеплению в большей степени, чем другие виды энергии, включенные в таксономию. Кроме того, по мнению авторов, это доступный и стабильный источник энергии, который, в отличие от газа, защищает европейских потребителей от колебаний цен, а также значительно снижает зависимость европейского производства электроэнергии от других стран.

4 октября, 22:27АвторыЗа что боролись, тем и согреются? Злая шутка «зеленой» энергетики ЕССогласно статье, атомная энергетика обеспечивает уже почти половину производства безуглеродной электроэнергии в Европе.

Власти ЕС ранее договорились, что к середине века регион должен стать климатически нейтральным — когда итоговый объем выбросов парниковых газов в атмосферу должен стать нулевым. Климатическая нейтральность может быть достигнута за счет сокращения выбросов и применения технологий улавливания и хранения вредных газов.

Переход к климатической нейтральности потребует перестройки производства и потребления энергии, серьезного сокращения выбросов парниковых газов различными отраслями экономики, снижения использования ископаемых видов топлива и роста потребления возобновляемой энергии, а также триллионов евро инвестиций.

5 октября, 08:00

Великобритания готовится к немыслимому

Годовая электроэнергетика 2019 — Управление энергетической информации США

Национальные сводные данные
Таблица 1.1. Итого сводная статистика по электроэнергетике
Таблица 1.2. Сводная статистика по США
Таблица 1.3. Поставка и распоряжение электроэнергией
Продажа электроэнергии
Таблица 2.1. Количество конечных клиентов, обслуживаемых по секторам, по поставщикам
Таблица 2.2. Продажа и прямое использование электроэнергии конечным потребителям по секторам, поставщикам
Таблица 2.3. Выручка от продажи электроэнергии конечным потребителям по секторам и поставщикам
Таблица 2.4. Средняя цена на электроэнергию для конечных потребителей по сектору конечного потребления
Таблица 2.5. Продажа электроэнергии конечным потребителям: всего по секторам конечного потребления
Таблица 2.6. Выручка от продажи электроэнергии конечным потребителям: всего по секторам конечного потребления
Таблица 2.7. Средняя цена на электроэнергию для конечных потребителей: всего по секторам конечного потребления.
Таблица 2.8. Продажа электроэнергии конечным потребителям по сектору конечного потребления, по государству
Таблица 2.9. Выручка от продажи электроэнергии конечным потребителям по сектору конечного потребления по государству
Таблица 2.10. Средняя цена на электроэнергию для конечных потребителей с разбивкой по сектору конечного потребления по государству.
Таблица 2.11. Количество конечных клиентов по отраслям
Таблица 2.12. Электроэнергетика — закупка электроэнергии
Таблица 2.13. Электроэнергетика — продажа электроэнергии для перепродажи
Таблица 2.14. Электроэнергетика — импорт электроэнергии из США и экспорт электроэнергии в Канаду и Мексику
Чистая генерация
Таблица 3.1.А. Чистая выработка по источникам энергии: Всего (все секторы)
Таблица 3.1.B. Чистая генерация из возобновляемых источников: Всего (все сектора)
Таблица 3.2. Чистое производство по источникам энергии: Электроэнергетика
Таблица 3.2.B. Чистая выработка из возобновляемых источников: электроэнергетика
Таблица 3.3.A. Чистая выработка по источникам энергии: Независимые производители электроэнергии
Таблица 3.3.B. Чистая выработка из возобновляемых источников: Независимые производители электроэнергии
Таблица 3.4.А. Чистая выработка по источникам энергии: Коммерческий сектор
Таблица 3.4.B. Чистая генерация из возобновляемых источников: коммерческий сектор
Таблица 3.5.A. Чистая выработка по источникам энергии: Промышленный сектор
Таблица 3.5.B. Чистая генерация из возобновляемых источников: Промышленный сектор
Таблица 3.6. Чистая выработка по источникам энергии: жилищный сектор
Таблица 3.7. Чистая генерация государством по секторам
Таблица 3.8. Чистое производство угля государством по секторам
Таблица 3.9. Чистое производство жидких углеводородов государством по секторам
Таблица 3.10. Чистое производство нефтяного кокса государством по секторам
Таблица 3.11. Чистое производство природного газа государством по секторам
Таблица 3.12. Чистая генерация от других газов государством по секторам
Таблица 3.13. Чистая выработка ядерной энергии по государственным секторам
Таблица 3.14. Чистая выработка гидроэлектроэнергии (традиционной) по государственным секторам
Таблица 3.15. Чистая генерация из возобновляемых источников, исключая гидроэлектростанцию, по государственным секторам
Таблица 3.16. Чистая выработка гидроэлектроэнергии (гидроаккумулятор) по государственным секторам
Таблица 3.17. Чистая генерация из других источников энергии государством по секторам
Таблица 3.18. Чистая генерация от ветра государством по секторам
Таблица 3.19. Чистое производство из биомассы государством по секторам
Таблица 3.20. Чистая генерация от геотермальной энергии государством по секторам
Таблица 3.21. Чистая генерация от солнечной фотоэлектрической энергии по штатам по секторам
Таблица 3.22. Чистая выработка солнечной энергии по государству по секторам
Таблица 3.23. Полезная тепловая мощность по источникам энергии: Общая теплоэлектроцентраль (все секторы)
Таблица 3.24. Полезная тепловая мощность по источникам энергии: Электроэнергетика, комбинированная выработка тепла и электроэнергии
Таблица 3.25.Полезная тепловая мощность по источникам энергии: Комбинированное производство тепла и электроэнергии в коммерческом секторе
Таблица 3.26. Полезная тепловая мощность по источникам энергии: Комбинированное производство тепла и электроэнергии в промышленности
Производственная мощность
Таблица 4.1. Количество электростанций электроэнергетики, по секторам, по преобладающим источникам энергии в пределах станции.
Таблица 4.2.A. Существующая чистая летняя мощность по источнику энергии и типу производителя
Таблица 4.2.B. Существующая чистая летняя мощность других возобновляемых источников по типу производителя
Таблица 4.3. Существующие мощности по источникам энергии
Таблица 4.4. Существующая мощность по типу производителя
Таблица 4.5. Планируемые изменения генерирующих мощностей по источникам энергии
Таблица 4.6. Увеличение, выбытие и изменение мощностей по источникам энергии
Таблица 4.7.A. Чистая летняя мощность коммунальных весов по технологиям и штатам
Таблица 4.7.B. Чистая летняя мощность коммунальных предприятий, использующих в основном возобновляемые источники энергии, и по штату
Таблица 4.7.C. Чистая летняя мощность энергоблоков, использующих в основном ископаемое топливо, по штатам
Таблица 4.8.A. Коэффициенты мощности генераторов для коммунальных предприятий, использующих в основном ископаемое топливо
Таблица 4.8.B. Коэффициенты мощности для генераторов коммунального хозяйства, не использующих в основном ископаемое топливо
Таблица 4.8.С. Факторы использования для генераторов накопителей коммунальных масштабов
Таблица 4.9.A. Суммарная мощность распределенных и рассредоточенных генераторов по виду техники
Таблица 4.9.B. Суммарная мощность распределенных генераторов без учета чистых данных по типам технологий и секторам
Таблица 4.10. Чистые потребители средств измерений и мощность по типам технологий, по секторам конечного использования
Таблица 4.11. Мощность переключения работающих генераторов, использующих природный газ в качестве основного топлива, по типу производителя
Таблица 4.12. Переключающая способность действующих генераторов, использующих жидкие углеводороды в качестве основного топлива, по типу производителя
Таблица 4.13. Мощность переключения работающих генераторов, использующих природный газ в качестве основного топлива, в разбивке по типу первичного двигателя
Таблица 4.14. Мощность переключения действующих генераторов, использующих природный газ в качестве основного топлива, по годам первоначальной коммерческой эксплуатации
Потребление ископаемого топлива
Таблица 5.1.A. Уголь: Потребление (тыс. Тонн) для выработки электроэнергии по отраслям
Таблица 5.1.B. Уголь: Расход (тыс. Тонн) на полезную тепловую мощность по отраслям
Таблица 5.1.C. Уголь: Потребление (тыс. Тонн) на производство электроэнергии и полезный отпуск тепловой энергии по отраслям
Таблица 5.1.D. Уголь: Потребление (млрд БТЕ) для производства электроэнергии по секторам
Таблица 5.1.E. Уголь: потребление (млрд британских тепловых единиц) на полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.1.F. Уголь: потребление (млрд британских тепловых единиц) на производство электроэнергии и полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.2.А. Жидкие нефтепродукты: Потребление (тыс. Баррелей) на производство электроэнергии по секторам
Таблица 5.2.B. Жидкие нефтепродукты: Потребление (тыс. Баррелей) на полезную тепловую мощность по отраслям
Таблица 5.2.C. Жидкие нефтепродукты: Потребление (тыс. Баррелей) на производство электроэнергии и полезный отпуск тепловой энергии по секторам
Таблица 5.2.D. Жидкие нефтепродукты: Потребление (млрд БТЕ) для производства электроэнергии по секторам
Таблица 5.2.E. Жидкие нефтепродукты: Потребление (млрд БТЕ) на полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.2.F. Жидкие нефтепродукты: потребление (млрд БТЕ) на производство электроэнергии и полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.3.А. Нефтяной кокс: Потребление (тыс. Тонн) на производство электроэнергии по отраслям
Таблица 5.3.B. Кокс нефтяной: Потребление (тыс. Т) на полезную тепловую продукцию по отраслям
Таблица 5.3.C. Нефтяной кокс: Потребление (тыс. Тонн) на выработку электроэнергии и полезную тепловую мощность по отраслям
Таблица 5.3.D. Нефтяной кокс: Потребление (млрд БТЕ) для производства электроэнергии по секторам
Таблица 5.3.E. Нефтяной кокс: Потребление (млрд БТЕ) на полезную тепловую продукцию по секторам
Таблица 5.3.F. Нефтяной кокс: Потребление (млрд БТЕ) на производство электроэнергии и полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.4.А. Природный газ: Потребление (в миллионах кубических футов) для производства электроэнергии по секторам
Таблица 5.4.B. Природный газ: потребление (в млн куб. Футов) полезной тепловой энергии по сектору
Таблица 5.4.C. Природный газ: потребление (в миллионах кубических футов) для производства электроэнергии и полезная тепловая мощность по секторам
Таблица 5.4.D. Природный газ: Потребление (млрд БТЕ) для производства электроэнергии по секторам
Таблица 5.4.E. Природный газ: Потребление (млрд БТЕ) на полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.4.F. Природный газ: потребление (млрд британских тепловых единиц) на производство электроэнергии и полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.5.D. Древесина / биомасса древесных отходов: Потребление (млрд БТЕ) для производства электроэнергии по секторам
Таблица 5.5.E. Древесина / биомасса древесных отходов: потребление (млрд британских тепловых единиц) на полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.5.F. Древесина / биомасса древесных отходов: потребление (млрд британских тепловых единиц) на полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.6.А. Свалочный газ: потребление (млн кубических футов) для производства электроэнергии по секторам
Таблица 5.6.B. Свалочный газ: потребление (в миллионах кубических футов) полезной тепловой энергии по сектору
Таблица 5.6.C. Свалочный газ: потребление (в миллионах кубических футов) на производство электроэнергии и полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.6.D. Свалочный газ: Потребление (млрд БТЕ) для производства электроэнергии по секторам
Таблица 5.6.E. Свалочный газ: потребление (млрд британских тепловых единиц) на полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.6.F. Свалочный газ: потребление (млрд британских тепловых единиц) на производство электроэнергии и полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.7.А. Биогенные твердые бытовые отходы: Потребление (тыс. Тонн) на производство электроэнергии по отраслям
Таблица 5.7.B. Биогенные твердые бытовые отходы: Потребление (тыс. Тонн) на полезную тепловую продукцию по отраслям
Таблица 5.7.C. Биогенные твердые бытовые отходы: Потребление (тыс. Тонн) на производство электроэнергии и полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.7.D. Биогенные твердые бытовые отходы: Потребление (млрд БТЕ) для производства электроэнергии по секторам
Таблица 5.7.E. Биогенные твердые бытовые отходы: потребление (млрд британских тепловых единиц) на полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.7.F. Биогенные твердые бытовые отходы: потребление (млрд британских тепловых единиц) на производство электроэнергии и полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.8.D. Прочие отходы биомассы: потребление (млрд британских тепловых единиц) для производства электроэнергии по секторам
Таблица 5.8.E. Прочие отходы биомассы: потребление (млрд британских тепловых единиц) на полезную тепловую мощность по секторам
Таблица 5.8.F. Прочие отходы биомассы: потребление (млрд британских тепловых единиц) для производства электроэнергии и полезная тепловая продукция по секторам
Таблица 5.9. Потребление угля для производства электроэнергии государством по секторам
Таблица 5.10. Потребление жидких углеводородов для выработки электроэнергии государством по отраслям
Таблица 5.11. Потребление нефтяного кокса для выработки электроэнергии государством по отраслям
Таблица 5.12. Потребление природного газа для производства электроэнергии государством по секторам
Таблица 5.13. Потребление свалочного газа для выработки электроэнергии государством по секторам
Таблица 5.14. Потребление биогенных твердых бытовых отходов для производства электроэнергии государством по отраслям
Запасы ископаемого топлива для производства электроэнергии
Таблица 6.1. Запасы угля, жидких углеводородов и нефтяного кокса: электроэнергетика
Таблица 6.2. Запасы угля, жидких углеводородов и нефтяного кокса: электроэнергетика по штату
Таблица 6.3. Запасы угля, жидких углеводородов и нефтяного кокса: электроэнергетика, по переписи
Таблица 6.4. Запасы угля по видам угля: Электроэнергетика
Поступления, стоимость и качество ископаемого топлива
Таблица 7.1. Поступления, средняя стоимость и качество ископаемого топлива для электроэнергетики
Таблица 7.2. Поступления и качество поставляемого угля для электроэнергетики
Таблица 7.3. Среднее качество поступлений от ископаемого топлива для электроэнергетики
Таблица 7.4. Средневзвешенная стоимость ископаемого топлива для электроэнергетики
Таблица 7.5. Поступления, средняя стоимость и качество ископаемого топлива: Электроэнергетика
Таблица 7.6. Поступления, средняя стоимость и качество ископаемого топлива: электроэнергетика (продолжение)
Таблица 7.7. Поступления, средняя стоимость и качество ископаемого топлива: Независимые производители электроэнергии
Таблица 7.8. Поступления, средняя стоимость и качество ископаемого топлива: независимые производители электроэнергии (продолжение)
Таблица 7.9. Поступления, средняя стоимость и качество ископаемого топлива: Коммерческий сектор
Таблица 7.10. Поступления, средняя стоимость и качество ископаемого топлива: коммерческий сектор (продолжение)
Таблица 7.11. Поступления, средняя стоимость и качество ископаемого топлива: Промышленный сектор
Таблица 7.12. Поступления, средняя стоимость и качество ископаемого топлива: Промышленный сектор (продолжение)
Таблица 7.13. Поступления угля, поставленного для выработки электроэнергии по государству
Таблица 7.14. Поступления жидких нефтепродуктов, поставленных для выработки электроэнергии государством
Таблица 7.15. Поступления нефтяного кокса, поставленного для выработки электроэнергии по государству
Таблица 7.16. Поступления природного газа, поставленного для выработки электроэнергии по государству
Таблица 7.17. Средняя стоимость угля, поставляемого для выработки электроэнергии государством
Таблица 7.18. Средняя стоимость жидких нефтепродуктов, поставляемых для выработки электроэнергии по государству
Таблица 7.19. Средняя стоимость нефтяного кокса, поставляемого для выработки электроэнергии государством
Таблица 7.20. Средняя стоимость природного газа, поставляемого для производства электроэнергии по штату
Таблица 7.21. Поступления и качество угля по сортам, поставляемого для производства электроэнергии: Всего (все секторы) по штатам
Таблица 7.22. Поступления и качество угля по сортам, поставляемого для производства электроэнергии: Электроэнергетика по штату
Таблица 7.23. Поступления и качество угля по сортам, поставляемого для производства электроэнергии: Независимые производители электроэнергии по штатам
Таблица 7.24. Поступления и качество угля по сортам, поставляемого для производства электроэнергии: Коммерческий сектор по штатам
Таблица 7.25. Поступления и качество угля по сортам, поставляемого для производства электроэнергии: Промышленный сектор по штатам
Характеристики и производительность электроэнергетической системы
Таблица 8.1. Средняя рабочая тепловая мощность для выбранных источников энергии
Таблица 8.2. Средние испытанные тепловые мощности по первичному двигателю и источнику энергии
Таблица 8.3. Статистика доходов и расходов основных электроэнергетических компаний США, принадлежащих инвесторам
Таблица 8.4. Средние эксплуатационные расходы электростанции для крупных U.S. Электроэнергетика, принадлежащая инвестору
Таблица 8.5. Статистика доходов и расходов электроэнергетических предприятий США, принадлежащих кооперативным заемщикам
Таблица 8.6.A. Несовпадающая пиковая нагрузка по области оценки североамериканской корпорации по надёжности электроснабжения, фактическая
Таблица 8.6.B. Несовпадающая пиковая нагрузка по оценкам Североамериканской корпорации по надёжности электроснабжения, прогноз
Таблица 8.7.A. Полезная энергия для нагрузки по области оценки североамериканской корпорации по надёжности электроснабжения, фактическая
Таблица 8.7.B. Чистая энергия для нагрузки по области оценки североамериканской корпорации по надёжности электроснабжения, прогноз
Таблица 8.8. Летний чистый внутренний спрос, ресурсы мощности и маржа мощности по области оценки североамериканской корпорации по надёжности электроснабжения, прогноз
Таблица 8.9. Чистый внутренний спрос, ресурсы мощности и маржа мощности в зимний период по оценкам Североамериканской корпорации по надёжности электроснабжения, прогноз
Таблица 8.10.A. Существующая пропускная способность по высоковольтному типу
Таблица 8.10.B. Предлагаемые увеличения пропускной способности высоковольтной типоразмера
Таблица 8.11.A. Отключения линий электропередачи США по типам и регионам NERC
Таблица 8.11.B. Отключение трансформаторов в США по типу и региону NERC
Таблица 8.12.А. Цепи электропередачи США выдерживали автоматический подсчет и количество часов отключений по размеру высоковольтных сетей и регионам NERC
Таблица 8.12.B. Трансформатор США выдержал автоматический счетчик отключений и количество часов в зависимости от мощности высокого напряжения и региона NERC
Таблица 8.13.А. Цепь передачи в США поддерживала автоматический подсчет и количество часов отключений по коду причины и по региону NERC
Таблица 8.13.B. Трансформатор в США выдержал автоматический счетчик отключений и количество часов с разбивкой по коду причины и по региону NERC
Данные по окружающей среде
Таблица 9.1. Выбросы от потребления энергии на традиционных электростанциях и ТЭЦ
Таблица 9.2. Количество и полезная летняя мощность исправного экологического оборудования
Таблица 9.3. Количество и полезная летняя мощность действующих систем охлаждения по источникам энергии и типу системы охлаждения
Таблица 9.4. Средняя стоимость существующих установок сероочистки дымовых газов
Таблица 9.5. Выбросы от потребления энергии на традиционных электростанциях и ТЭЦ по штату
Управление спросом и расширенные измерения
Таблица 10.1. Годовые результаты программы управления спросом по программным категориям
Таблица 10.2. Годовые эффекты программы управления спросом по категориям программ, по секторам
Таблица 10.3. Дополнительные эффекты программы управления спросом по программным категориям
Таблица 10.4. Дополнительные эффекты программы управления спросом по категориям программ, по секторам
Таблица 10.5. Прямые и косвенные затраты на программу управления спросом
Таблица 10.6. Энергоэффективность
Таблица 10.7. Энергоэффективность — жизненный цикл
Таблица 10.8. Реагирование на спрос — ежегодная экономия энергии и спроса
Таблица 10.9. Ответ на спрос — стоимость программы
Таблица 10.10. Расширенный счетчик по типу техники
Территории США
Таблица 11.1. Пуэрто-Рико — Количество обслуженных конечных клиентов по секторам
Таблица 11.2. Пуэрто-Рико — Продажа электроэнергии конечным потребителям по секторам
Таблица 11.3. Пуэрто-Рико — Выручка от продажи электроэнергии конечным потребителям, по секторам
Таблица 11.4. Пуэрто-Рико — Средняя цена на электроэнергию для конечных потребителей по секторам
Таблица 11.5. Американское Самоа, по сектору
Таблица 11.6. Гуам, по сектору
Таблица 11.7. Северные Марианские острова, по сектору
Таблица 11.8. Виргинские острова, по секторам
Приложения
Технические примечания
Таблица А.1. Коэффициенты неконтролируемых выбросов диоксида серы
Таблица A.2. Коэффициенты неконтролируемых выбросов оксидов азота
Таблица A.3. Коэффициенты неконтролируемых выбросов углекислого газа
Таблица А.4. Коэффициенты сокращения выбросов с помощью технологии контроля оксидов азота
Таблица A.5. Эквиваленты единиц измерения
Сбор данных EIA по электроэнергетике

Годовая электроэнергия

Годовая электрическая мощностьU.S. Управление энергетической информации (EIA) — Данные Перейти к суб-навигации
Статистика продаж электроэнергии конечным потребителям по штатам
Штат Продажи конечным потребителям (тыс. МВтч) Выручка
(тыс. долларов)
Клиенты
Алабама 88 095 8 658 756 2 626 468
Аляска 5 819 1,176,356 345 496
Аризона 77 929 8,197,120 3 187 275
Арканзас 48 093 3 952 274 1,630,597
Калифорния 250 379 42 290 064 15,573,399
Колорадо 56 521 5,750,431 2,765,160
Коннектикут 27 900 5 205 509 1,667,152
Делавэр 11 469 1 206 868 495 834
Округ Колумбия 11 028 1,353,655 308 752
Флорида 240 348 25 103 431 10 830 329
Грузия 139 301 13 739 612 5 020 634
Гавайи 9 453 2,714,942 499 053
Айдахо 23 985 1,891,966 904 471
Иллинойс 138 319 13 228 027 5 943 064
Индиана 102 104 10,113,765 3 264 628
Айова 51 043 4 635 849 1 643 278
Канзас 41,160 4 223 724 1,534,421
Кентукки 75 345 6 484 356 2 307 114
Луизиана 93,129 7 178 850 2,409,993
Мэн 11 732 1,646,968 813 500
Мэриленд 60 721 6 823 282 2,617,640
Массачусетс 51 337 9 445 492 3,224,116
Мичиган 101 249 11,700,911 4 934 723
Миннесота 66 966 6 915 058 2,755,105
Миссисипи 48 951 4,542,721 1 541 423
Миссури 78 858 7 636 141 3 206 748
Монтана 15321 1,382,494 636 797
Небраска 30 383 2,759,154 1 071 637
Невада 36 982 3 247 118 1,375,890
Нью-Гэмпшир 10,712 1,837,537 738 697
Нью-Джерси 73 917 9 922 179 4,132,418
Нью-Мексико 24 880 2,235,999 1 049 502
Нью-Йорк 145 600 20 883 531 8,364,122
Северная Каролина 136 436 12 892 934 5,336,315
Северная Дакота 21,559 1 908 490 470,196
Огайо 148 522 14 229 116 5,633,525
Оклахома 64,796 5 092 299 2 082 702
Орегон 50 404 4 438 290 2 029 442
Пенсильвания 145 580 14 281 864 6 149 656
Род-Айленд 7,350 1,358,809 506 647
Южная Каролина 80,206 8 035 727 2 719 891
Южная Дакота 12 869 1,281,412 481 355
Теннесси 99 829 9 677 835 3 413 429
Техас 429 343 36 910 422 13,136,180
Юта 31 143 2,565,333 1,258,571
Вермонт 5,428 833 823 374 742
Вирджиния 118 435 11 270 978 3 902 576
Вашингтон 91 053 7 324 781 3 542 173
Западная Вирджиния 33 247 2 823 181 1 014 453
Висконсин 69,158 7 370 279 3 082 372
Вайоминг 16 763 1,358,431 344 500
U.С. Итого 3 811 150 401 738 144 154 898 161

Продажи конечным клиентам

тыс. МВтч

Выход SAS

Уголь включает антрацит, битуминозный, полубитуминозный, бурый уголь и угольные отходы; синтетический уголь и рафинированный уголь; а с 2011 года — синтез-газ, полученный из угля.До 2011 года синтез-газ, полученный из угля, был включен в состав «Прочие газы».
Petroleum Liquids включает дистиллятное и остаточное жидкое топливо, реактивное топливо, керосин, отработанное масло и, начиная с 2011 года, пропан. До 2011 года пропан относился к другим газам.
Petroleum Coke включает синтез-газ, полученный из нефтяного кокса. До 2011 года синтез-газ, полученный из нефтяного кокса, был включен в состав «Прочие газы».
Прочий газ включает доменный газ и прочие промышленные и отходящие газы, полученные из ископаемого топлива.До 2011 года «Прочие газы» включали пропан и синтез-газы.
Коэффициенты пересчета топлива см. В Технических примечаниях.
Возобновляемые источники включают древесину, черный щелок, другие древесные отходы, биогенные твердые бытовые отходы, свалочный газ, шламовые отходы, побочные продукты сельского хозяйства, прочую биомассу, геотермальную, солнечную тепловую, фотоэлектрическую энергию и ветер.
Прочие включают небиогенные твердые бытовые отходы, батареи, водород, покупной пар, серу, топливо, полученное из шин, и другие различные источники энергии.
Примечания: Начиная с данных за 2001 год, небиогенные твердые бытовые отходы и топливо из шин реклассифицируются как невозобновляемые источники энергии и включаются в категорию «Прочие». Биогенные твердые бытовые отходы включены в «Прочие возобновляемые источники».
Определения см. В глоссарии. Значения окончательные. См. Технические примечания для обсуждения образца дизайна для формы EIA-923 и предшествующих форм.
Итоги могут не равняться сумме компонентов из-за независимого округления. NM = Не имеет значения из-за большой стандартной ошибки.W = Удерживается, чтобы избежать разглашения данных отдельной компании.
Источники: Управление энергетической информации США, форма EIA-923, Отчет о работе электростанции; Управление энергетической информации США, форма EIA-906, отчет по электростанции; Управление энергетической информации США, Форма EIA-920 Отчет по комбинированной теплоэлектроцентрали; и предшествующие формы.
Начиная с данных за 2008 год, форма EIA-923, Отчет о работе электростанции, заменила следующие: Форма EIA-906, Отчет по электростанции; Форма EIA-920, Отчет по ТЭЦ;
Форма EIA-423, Ежемесячный отчет о стоимости и качестве топлива для электрических станций; и Федеральная комиссия по регулированию энергетики, форма 423 FERC, Ежемесячный отчет о стоимости и качестве топлива для электрических станций.

Выход SAS

Уголь включает антрацит, битуминозный, полубитуминозный, бурый уголь и угольные отходы; синтетический уголь и рафинированный уголь; а с 2011 года — синтез-газ, полученный из угля. До 2011 года синтез-газ, полученный из угля, был включен в состав «Прочие газы».
Petroleum Liquids включает дистиллятное и остаточное жидкое топливо, реактивное топливо, керосин, отработанное масло и, начиная с 2011 года, пропан. До 2011 года пропан относился к другим газам.
Petroleum Coke включает синтез-газ, полученный из нефтяного кокса.До 2011 года синтез-газ, полученный из нефтяного кокса, был включен в состав «Прочие газы».
Прочий газ включает доменный газ и прочие промышленные и отходящие газы, полученные из ископаемого топлива. До 2011 года «Прочие газы» включали пропан и синтез-газы.
Коэффициенты пересчета топлива см. В Технических примечаниях.
Возобновляемые источники включают древесину, черный щелок, другие древесные отходы, биогенные твердые бытовые отходы, свалочный газ, шламовые отходы, побочные продукты сельского хозяйства, прочую биомассу, геотермальную, солнечную тепловую, фотоэлектрическую энергию и ветер.
Прочие включают небиогенные твердые бытовые отходы, батареи, водород, покупной пар, серу, топливо, полученное из шин, и другие различные источники энергии.
Примечания: Начиная с данных за 2001 год, небиогенные твердые бытовые отходы и топливо из шин реклассифицируются как невозобновляемые источники энергии и включаются в категорию «Прочие». Биогенные твердые бытовые отходы включены в «Прочие возобновляемые источники».
Определения см. В глоссарии. Значения окончательные. См. Технические примечания для обсуждения образца дизайна для формы EIA-923 и предшествующих форм.
Итоги могут не равняться сумме компонентов из-за независимого округления. NM = Не имеет значения из-за большой стандартной ошибки. W = Удерживается, чтобы избежать разглашения данных отдельной компании.
Источники: Управление энергетической информации США, форма EIA-923, Отчет о работе электростанции; Управление энергетической информации США, форма EIA-906, отчет по электростанции; Управление энергетической информации США, Форма EIA-920 Отчет по комбинированной теплоэлектроцентрали; и предшествующие формы.
Начиная с данных за 2008 год, форма EIA-923, Отчет о работе электростанции, заменила следующие: Форма EIA-906, Отчет по электростанции; Форма EIA-920, Отчет по ТЭЦ;
Форма EIA-423, Ежемесячный отчет о стоимости и качестве топлива для электрических станций; и Федеральная комиссия по регулированию энергетики, форма 423 FERC, Ежемесячный отчет о стоимости и качестве топлива для электрических станций.

Электроэнергетика — обзор

2.2.2 Цифровой двойник в производстве электроэнергии

Электроэнергетика тесно связана с промышленным развитием и повседневной жизнью людей, включая производство, передачу, распределение и продажу электроэнергии. Это базовая отрасль для страны, и некоторые компании внедрили DT в эту отрасль.

GE [68,69] построила цифровую ветряную электростанцию, чтобы переопределить будущее ветроэнергетики.Посредством непрерывного сбора данных в реальном времени (например, погоды, сообщений о компонентах, отчетов об обслуживании) для каждой ветряной турбины можно создать DT, чтобы оптимизировать стратегию обслуживания оборудования, повысить надежность и увеличить годовое производство энергии. Ожидается, что за счет применения DT будет достигнуто 20% повышение эффективности. Чтобы помочь клиентам реализовать это, GE предоставляет интегрированное аппаратное и программное решение, включающее ветряные турбины и набор программных приложений, построенных на программной платформе Predix.

Siemens [70] предоставил решение для финской энергосистемы, которая попыталась создать DT для энергосистемы, которая будет использоваться для планирования, эксплуатации и обслуживания объектов. Ключевые преимущества цифровой сети включают: (1) преобразование большинства ручных работ по моделированию в автоматизированные работы, (2) улучшение использования данных, (3) стандартизацию интерфейсов для данных и (4) предоставление огромных возможностей для улучшения принятия решений. создание на основе больших данных, связанных с цифровой сеткой.

Компания Beijing BKC Technology Co., Ltd. (BKC) [71], поставщик решений для управления работоспособностью электростанций в Китае, применила технологию DT на своих предприятиях. Он разработал набор интеллектуальных решений, включая визуальное управление для всей электростанции, трехмерную систему онлайн-мониторинга для паровых турбин, интерактивное виртуальное моделирование для обучения, визуализацию подземной трубопроводной сети и т. Д. Предоставляя информацию для визуализации и инструменты анализа, BKC помогает клиентам повысить эффективность работы завода, снизить затраты и снизить потребление энергии.

Понятно, что DT может поддерживать работу энергосистемы, электростанции и основного оборудования с более высокой надежностью, что важно для обеспечения бесперебойной работы заводов и предприятий и обеспечения нормальной повседневной жизни людей.

2 Организации и рынки в электроэнергетике | Основы аналитических исследований электрической сети нового поколения

В 1996 году два крупных отключения электроэнергии на западе США вынудили членов Координационного совета западной системы разработать систему управления надежностью.Члены добровольно заключили с советом соглашения об уплате штрафов, если они нарушили определенные стандарты надежности (NERC, 2013a).

В ответ на те же два события, связанных с отключением электроэнергии в западных странах, NERC сформировала группу с голубой лентой, а Министерство энергетики сформировало Целевую группу по надежности электрических систем. Эти независимые исследования побудили две группы по отдельности рекомендовать создание независимой проверенной саморегулируемой организации по обеспечению надежности электроснабжения для разработки и обеспечения соблюдения стандартов надежности по всей Северной Америке.

Обе группы пришли к выводу, что федеральное регулирование необходимо для обеспечения надежности электросети Северной Америки. Следуя этим выводам, НКРЭ приступила к преобразованию своей политики, критериев и руководств в области планирования в стандарты надежности (NERC, 2013a).

14 августа 2003 г. Северная Америка испытала самое сильное отключение электричества на тот момент, когда 50 миллионов человек потеряли электроэнергию на Среднем Западе и северо-востоке США, а также в Онтарио, Канада (NERC, 2013).

8 августа 2005 г. Закон об энергетической политике 2005 г. санкционировал создание организации по обеспечению надежности электроснабжения и сделал стандарты надежности обязательными и обязательными. 20 июля 2006 г. FERC сертифицировала NERC как организацию по обеспечению надежности электроснабжения США. С сентября по декабрь 2006 года НКРЭ подписала меморандумы о взаимопонимании с Онтарио, Квебеком, Новой Шотландией и Национальным советом по энергетике Канады (NERC, 2013a).

После выполнения этих соглашений 1 января 2007 г. Североамериканский совет по надежности электроснабжения был переименован в Североамериканскую корпорацию по надежности электроснабжения.После создания NERC в качестве организации по обеспечению надежности электроснабжения для Северной Америки, FERC утвердила 83 стандарта надежности NERC, которые представляют собой первый набор законодательно закрепленных стандартов для системы оптовой электроснабжения в Соединенных Штатах.

19 апреля 2007 г. FERC одобрила соглашения, делегирующие свои полномочия по мониторингу и обеспечению соблюдения стандартов надежности NERC в США восьми региональным организациям, при этом NERC продолжает выполнять надзорную роль (NERC, 2013b).

Североамериканские региональные подразделения

Существует множество характерных различий в проектировании и строительстве электроэнергетических систем в Северной Америке, которые затрудняют достижение универсального подхода к стандартам надежности во всей Северной Америке. Ключевым фактором этих различий является разная плотность населения в Северной Америке, которая влияет на проектирование и принципы строительства электроэнергетических компаний, необходимых для надежного и эффективного предоставления электрических услуг в каждой отдельной области.

Существует восемь региональных организаций по надежности, охватывающих США, Канаду и часть Северной Мексики Нижней Калифорнии (рис. 2.1). Члены этих региональных организаций представляют практически все сегменты электроэнергетической отрасли и вместе работают над разработкой и соблюдением стандартов надежности, одновременно удовлетворяя потребности в надежности, характерные для каждой организации (НКРЭ, 2013b).

Изменения в Положении

Начиная с конца 1970-х годов, FERC начала обсуждать и изучать способы дерегулирования электроэнергетики в соответствии с реформой Закона о холдинговых компаниях коммунального обслуживания.Серия приказов привела в действие правовую базу, чтобы предоставить потребителям более широкий выбор поставщиков электроэнергии.

Эти изменения были внесены в Закон об энергетической политике 1992 года. В 1996 году FERC продолжила эти усилия, издав приказы 888 и 889, которые требовали от владельцев линий электропередач предоставлять «равный и открытый доступ» другим лицам, стремящимся передавать энергию через объекты владельцев линий электропередачи (FERC, 2015d).

В 1999 году FERC издала Приказ 2000, чтобы гарантировать равный доступ к передаче в Соединенных Штатах.Приказ 2000 создал основу для создания независимых системных операторов (ISO) и региональных передающих организаций (RTO) и предоставил конкретные критерии, которым должны соответствовать передающие организации, чтобы соответствовать требованиям ISO или RTO. Создание этих организаций было сочтено необходимым для создания прозрачных рынков торговли электроэнергией, на которых независимые операторы рынка рассчитывают и публикуют цены для облегчения эффективной продажи электроэнергии (FERC, 2015d).

Как электрификация может помочь промышленным компаниям сократить расходы

Энергетическая диета в мире меняется. Согласно последним прогнозам McKinsey, возобновляемые источники энергии могут производить более половины мировой электроэнергии к 2035 году по более низким ценам, чем производство ископаемых видов топлива. Ожидается, что связанное с этим снижение цен на электроэнергию, наряду с падением стоимости электрооборудования и более строгим регулированием выбросов парниковых газов (ПГ), приведет к увеличению потребления электроэнергии в таких секторах, как легковые автомобили и отопление помещений, где ископаемое топливо уже давно используется. стандартный источник энергии.

Многообещающие возможности для перехода на электричество открываются также на заводах и в промышленных парках мира. Финансовые и экологические преимущества использования электроэнергии вместо ископаемого топлива для промышленных компаний возрастают. Сегодня около 20 процентов энергии, потребляемой в промышленности, составляет электричество. Пришло время промышленным компаниям при поддержке политиков и коммунальных предприятий спланировать внедрение электрических технологий для текущего использования топлива. В этой статье мы оцениваем технологический потенциал электрификации промышленности.Мы предложим более пристальный взгляд на финансовые и другие соображения, которые должны повлиять на решения руководителей относительно электрификации текущего потребления топлива в промышленности.

Сегодня технологически возможно электрифицировать до половины промышленного расхода топлива

Промышленность потребляет больше энергии, чем любой другой сектор: 149 миллионов тераджоулей в 2017 году. Относительно небольшая часть этой энергии — около 20 процентов — состояла из электричества (Иллюстрация 1).Большая часть электричества используется для привода механизмов, которые перемещают предметы, например, насосов, роботизированных манипуляторов и конвейерных лент. Тридцать пять процентов — это энергия, используемая в качестве сырья, например, нефтепродукты, из которых производятся пластмассы. Эти нефтепродукты используются не из-за их энергоемкости, а как строительный блок для производства других материалов. Расход топлива на энергию составляет почти 45 процентов энергопотребления. Это включает выделение тепла для таких процессов, как сушка, плавление и растрескивание.В центре внимания этой статьи находится последняя, ​​самая большая доля энергии, потребляемой в промышленности.

Приложение 1

Мы стремимся предоставить людям с ограниченными возможностями равный доступ к нашему сайту. Если вам нужна информация об этом контенте, мы будем рады работать с вами. Напишите нам по адресу: [email protected]

Электрификация топлива, которое промышленные компании используют для получения энергии, дает несколько преимуществ.Как правило, оборудование с электроприводом лишь немного более энергоэффективно, чем традиционный вариант, но оно требует меньших затрат на техническое обслуживание, а в случае промышленного котла инвестиционные затраты на электрическое оборудование ниже. А при потреблении электроэнергии с нулевым выбросом углерода выбросы парниковых газов на промышленной площадке значительно снижаются.

Из всего топлива, которое промышленные компании используют для получения энергии, по нашим оценкам, почти 50 процентов можно было бы заменить электричеством с использованием доступных сегодня технологий (Иллюстрация 2).Сюда входит вся энергия, необходимая для выработки тепла в промышленных процессах с температурой примерно до 1000 градусов Цельсия. Электрификация промышленных процессов, требующих нагрева примерно до 1000 градусов Цельсия, не требует фундаментальных изменений в настройке промышленного процесса, а требует замены части оборудования, такого как котел или печь, работающие на обычном топливе, на кусок электрооборудование.

Приложение 2

Мы стремимся предоставить людям с ограниченными возможностями равный доступ к нашему сайту.Если вам нужна информация об этом контенте, мы будем рады работать с вами. Напишите нам по адресу: [email protected]

При потребности в тепле примерно до 400 градусов Цельсия в продаже имеются электрические альтернативы обычному оборудованию. Электрические тепловые насосы для низко- и среднетемпературных потребностей в тепле и оборудование для механической рекомпрессии пара (MVR) с электроприводом для испарения уже используются на некоторых промышленных объектах. Широко доступны электрические котлы, которые могут производить промышленное тепло примерно до 350 градусов по Цельсию.Электрические печи для промышленного потребления тепла с температурой примерно до 1000 градусов Цельсия технологически осуществимы, но пока коммерчески доступны не для всех областей применения. Например, BASF разрабатывает печи для нефтехимического крекинга, температура которых достигает 850 градусов Цельсия, и планирует запустить их в полном объеме через шесть лет.

По нашим оценкам, почти 50 процентов всего топлива, которое промышленные компании используют для получения энергии, можно заменить электричеством с использованием имеющихся технологий.

Около 30 процентов расхода топлива на энергию приходится на процессы, требующие очень высоких температур (выше примерно 1000 градусов Цельсия), включая производство новой стали, цемента и керамики. Хотя в настоящее время разрабатываются различные технологии для электрификации этих процессов, они еще не разработаны. Остальные 20 процентов топлива, используемого для получения энергии, потребляются в различных процессах, не связанных с производственным теплом, таких как HVAC, транспортировка на месте и охлаждение.Электрификация (части) этой оставшейся доли технологически возможна, но потенциал не оценивался в контексте данной статьи.

Полная электрификация промышленной площадки основана на относительно низких ценах на электроэнергию в сочетании с соответствующими нормативными актами

Для наиболее распространенных типов промышленного оборудования, где топливо используется для получения энергии, такого как котлы и печи, затраты на топливо составляют более чем в десять раз больше общих затрат в течение срока службы оборудования, чем капитальные вложения.Для средне- и высокотемпературного нагрева электрические котлы и печи требуют аналогичных капитальных вложений и имеют такой же КПД, что и традиционные альтернативы (как упоминалось ранее в этой статье). Следовательно, финансовая привлекательность электрификации в значительной степени зависит от разницы между текущими затратами на энергию для работы электрического оборудования и обычного топливного оборудования.

Сегодня электричество в большинстве мест по своей природе дороже на джоуль, чем обычное топливо, поскольку электричество обычно производится из этих традиционных видов топлива на угольных или газовых электростанциях.В таких секторах, как строительство и транспорт, электрическое оборудование настолько энергоэффективно, что экономия на затратах на энергию в течение всего срока службы более чем компенсирует более высокие затраты на оборудование и более высокую цену за джоуль электроэнергии. Однако во многих промышленных приложениях оборудование, работающее от электричества, не дает преимущества в эффективности по сравнению с оборудованием, работающим на ископаемом топливе. Там, где цены на газ и уголь находятся на среднемировом уровне, цена на электроэнергию должна быть значительно ниже 70 долларов за мегаватт-час, чтобы полный переход на электроэнергию был экономичным (Иллюстрация 3).

Приложение 3

Мы стремимся предоставить людям с ограниченными возможностями равный доступ к нашему сайту. Если вам нужна информация об этом контенте, мы будем рады работать с вами. Напишите нам по адресу: [email protected]

Низкие средние цены на электроэнергию могут быть достигнуты за счет снижения стоимости электроэнергии, произведенной из возобновляемых источников, и увеличения доли электроэнергии из этих источников в структуре производства электроэнергии.Исследования и разработки электрического промышленного оборудования и процессов могут значительно улучшить финансовую привлекательность промышленной электрификации за счет снижения капитальных затрат и повышения энергоэффективности электрического оборудования.

Чем раньше владельцы объектов оценят потенциал электрификации, тем более вероятно, что они смогут выбрать наиболее практичный момент для инвестиций в электрическое оборудование.

Другие финансовые факторы могут быть значительными, но остаются неопределенными.Цена на выбросы углерода может сделать электрификацию более привлекательной для промышленных компаний, потому что такая цена повысит цену на ископаемое топливо по сравнению с ценой на возобновляемую электроэнергию (Иллюстрация 3). (Если бы электричество производилось из ископаемого топлива, то цена на углерод также сделала бы это электричество более дорогим.) Использование возобновляемой электроэнергии также могло бы позволить промышленным компаниям взимать надбавку с потребителей или получать финансовые субсидии от правительств, таких как RED Европейского Союза. II директива, предусматривающая субсидии на более чистые виды топлива.

Удовлетворение растущего спроса отрасли на электроэнергию потребует значительного расширения мощностей возобновляемых источников энергии. Как описано в недавней публикации McKinsey о траектории 1,5 градуса, промышленное потребление электроэнергии утроится. Если электричество потребляется в промышленных приложениях, которые могут колебаться в использовании электричества, электрификация промышленности может помочь сбалансировать производство электроэнергии с помощью прерывистых возобновляемых источников энергии.

Гибкая частичная электрификация может принести значительные финансовые и социальные выгоды

Для приложений, требующих тепла при низкой или средней температуре, можно частично электрифицировать потребность в тепле, что позволяет гибко переключаться между потреблением электроэнергии и ископаемым топливом.При установке двойного или гибридного котла пар можно производить как из электричества, так и из ископаемого топлива. Существуют различные причины, по которым такая двойная или гибридная установка может быть привлекательной для промышленных объектов, даже несмотря на то, что первоначальные инвестиции выше, чем в одиночную установку.

Во-первых, можно снизить расходы на топливо. В некоторых регионах цена на электроэнергию постоянно колеблется. Полная электрификация может быть не привлекательной с учетом высокой средней цены на электроэнергию. Но гибридные или двойные установки могут позволить промышленным предприятиям воспользоваться преимуществами более низких цен на электроэнергию, когда возобновляемые источники, такие как солнечная и ветровая, находятся на пике производства.Во-вторых, это может позволить получить дополнительные источники дохода. Промышленные компании, которые рассматривают гибридную или двойную установку, также должны учитывать платежи, которые они могут получить в результате практики «балансировки сети», когда сетевые операторы вознаграждают потребителей за потребление избыточной электроэнергии, вырабатываемой в пиковые периоды возобновляемой генерации.

В-третьих, он может позволить прямое использование электроэнергии из близлежащих объектов периодически возобновляемых источников энергии, таких как солнечная или ветряная электростанция.Такая установка вне сети может значительно снизить затраты на электроэнергию, так как можно избежать затрат на подключение к сети, налогов и других сборов. Наконец, это может стать первым шагом к полной электрификации, позволяющим промышленным компаниям постепенно менять свой энергетический рацион.

Гибрид двойной установки может означать, что выбросы парниковых газов изначально не сокращаются так сильно, как при полной электрификации. Однако есть очевидные преимущества для других заинтересованных сторон, включая общество. Если промышленные игроки значительно увеличат потребление электроэнергии, если цены на электроэнергию упадут ниже, чем на обычное топливо, это может выступить в качестве минимальной цены на рынке электроэнергии.Это может стимулировать энергетический переход, поскольку повышает привлекательность инвестиций в производство возобновляемой энергии.

Момент включения переключателя

Чем раньше владельцы объектов оценят потенциал электрификации, тем более вероятно, что они смогут выбрать наиболее практичный момент для инвестиций в электрическое оборудование. Решение должно основываться на ожидаемом изменении цен на электроэнергию и традиционные виды топлива. Промышленное оборудование может прослужить более 50 лет при регулярном техническом обслуживании и стоит настолько дорого, что редко бывает экономически выгодно заменить его до истечения срока его полезного использования.По этой причине приобретение электрического или гибридного оборудования наиболее разумно с финансовой точки зрения, когда компания заменяет оборудование с истекшим сроком годности или открывает новый объект. Установка гибридного оборудования во время замены и нового строительства в ближайшем будущем может сделать электрификацию более экономичной, чем установка обычного оборудования сейчас и переход на электрическое оборудование позже. Политики также могут сыграть свою роль, поскольку поддерживающее регулирование может значительно повысить привлекательность электрификации.Подходящий момент для начала электрификации может зависеть от ожидаемой структуры производства электроэнергии на местном уровне. Следовательно, электроэнергетические компании являются важным фактором. Электрификация сокращает выбросы парниковых газов в отрасли только в том случае, если добавляется достаточно мощностей возобновляемых источников энергии для удовлетворения спроса отрасли на электроэнергию. (Большая часть электрического оборудования для промышленности не более энергоэффективна, чем обычное оборудование. Переход на электрическое оборудование и использование электроэнергии, вырабатываемой за счет сжигания ископаемого топлива, будут иметь такое же или даже худшее воздействие на окружающую среду, как продолжение использования обычного оборудования.) Производители электроэнергии могут добавить в сеть возобновляемые источники энергии, которые поставляют электроэнергию на промышленные объекты. В качестве альтернативы разработчики возобновляемых источников электроэнергии могут выделить любые новые возобновляемые мощности своим промышленным потребителям посредством соглашения о закупке электроэнергии.

Зрелость электрического оборудования определяет, какие процессы можно электрифицировать. Темпы разработки и проверки в масштабе электрических технологий для высокотемпературных промышленных процессов, таких как производство первичной стали и цемента, будут определять, когда они могут быть применены на промышленных объектах.


Текущие технологии уже позволяют промышленным компаниям заменять значительную долю потребления ископаемого топлива электричеством, а цены на электроэнергию в некоторых регионах достаточно низки, чтобы компании могли снизить свои затраты на электроэнергию, переключившись с ископаемого топлива на электроэнергию. Возможности внедрения электрических технологий должны продолжать расширяться по мере падения цен на электроэнергию и совершенствования электрических технологий. Чтобы воспользоваться этими возможностями в ближайшем будущем, промышленные компании должны начать учитывать электрификацию в своих планах капитальных вложений.Коммунальные предприятия и лица, определяющие политику, также могут извлечь выгоду из рассмотрения того, как промышленная электрификация может повлиять на темпы добавления возобновляемых источников энергии в энергосистему.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *