Развитие электроснабжения в россии: 20 лет электроэнергетики в России – от РАО «ЕЭС России» до либерализации рынка

Содержание

Эксперты обсудили развитие энергетики на удаленных и изолированных территориях

Аналитический центр провел видеоконференцию, посвященную возможным мерам поддержки инвестиционных проектов по повышению эффективности объектов генерации на изолированных и труднодоступных территориях России.

«Развитие энергетики на удаленных и изолированных территориях входит в план правительства, который был принят в прошлом году. Ранее мы обсуждали подход к конкурсным процедурам. Сегодня будет представлена концепция мер стимулирования инвесторов со стороны государства», — рассказала начальник Департамента по ТЭК и ЖКХ Аналитического центра Виктория Гимади, открывая экспертное обсуждение.

Представил концепцию ведущий менеджер Агентства Дальнего Востока по привлечению инвестиций и поддержке экспорта Максим Губанов. Он рассказал, что Аналитический центр провел подробный анализ систем локального энергоснабжения на удаленных территориях. Эксперты сформировали перечень объектов для инвестиций и определили возможности для снижения расходов на северный завоз топлива.

«Таким образом, есть государственная задача, есть поле для деятельности, осталось определить, кто и как будет реализовывать инвестиционные проекты и как развивать это взаимодействие», — пояснил Губанов.

Эксперт добавил, что сегодня большой пласт потребителей в зоне децентрализованного электроснабжения не рассматривается в программах развития электроэнергетики. При этом потребителями там являются предприятия по добыче углеводородов, горнодобывающей промышленности, военные объекты, электростанции и малые населенные пункты. «Мы понимаем, что в рамках плана правительства актуален вопрос именно снабжения малых населенных пунктов», — отметил спикер.

Губанов перечислил основные принципы концепции: реализация государственной политики, стимулирование частных инвестиций в объекты распределенной генерации, конкуренция среди поставщиков для повышения эффективности и снижения расходов на энергоснабжение. По его мнению, систему локального энергоснабжения удаленных территорий нужно рассматривать более комплексно. Делать это целесообразно в рамках выстраивания единой системы перспективного планирования сферы электроэнергетики. Кроме того, важно найти баланс между новой генерацией и оптимизацией существующего энергопотребления.

Для инвесторов концепция предлагает следующие механизмы возврата инвестиций: энергосервисный контракт, концессионное соглашение, инвестиционная программа и интегрированный энергетический контракт. «Комплексные меры поддержки будут стимулировать и органы власти, и собственников повышать эффективность и поддерживать реализацию инвестиционных проектов», — пояснил Губанов. В конечном счете, по его словам, привлечение инвестиций в отрасль на удаленных территориях должно позволить модернизировать объекты генерации и снижать тарифы для населения.

Книги и монографии

2021 г.1. Надёжность и эффективность современного электроснабжения / Б.В. Папков, П.В. Илюшин, А.Л. Куликов // Нижний Новгород: Научно-издательский центр «XXI век», 2021. – 160 с. ISBN 978-5-6045837-5-3

2.Задачи надежности современного электроснабжения / Папков Б.В., Куликов А.Л., Илюшин П.В. // Издательство «Инфра-Инженерия», 2021. ISBN 978-5-9729-0774-8

2020 г.
1. Перспективы развития мировой энергетики с учетом влияния технологического прогресса / под ред. В.А. Кулагина // М.: ИНЭИ РАН, 2020. – 320 с. ISBN 978-5-91438-027-1

2.

Энергия и прогнозы мирового развития: тенденции и закономерности / Ю .А. Плакиткин, Л.С. Плакиткина // М. Издательский дом МЭИ. 2020. – 220 с. ISBN: 978-5-383-01436-3

3.

Перспективы применения и проблемные вопросы интеграции распределенных источников энергии в электрические сети / П.В. Илюшин. — М.: НТФ «Энергопрогресс», 2020. — 115 с.: ил. [Библиотечка электротехника, приложение к журналу «Энергетик». Вып. 8 (260)]

2019 г.
1. Нетрадиционная нефть: технологии, экономика, перспективы / под ред. Д.А. Грушевенко, В.А. Кулагина. — М.: ИНЭИ РАН, 2018. — 62 с.: ил. ISBN 978-5-91438-026-4

2.

Роль научно-технического прогресса в развитии энергетики России / под редакцией А.А. Макарова и Ф.В. Веселова. — М.: ИНЭИ РАН, 2019. — 252 с.: ил. ISBN 978-5-383-01410-3

3.

Прогноз развития энергетики мира и России 2019 // под ред. А.А. Макарова, Т.А. Митровой, В.А. Кулагина; ИНЭИ РАН – Московская школа управления СКОЛКОВО – Москва, 2019. – 210 с. – ISBN 978-5-91438-028-8

4. Grushevenko D., Kapustin N. «A Closer Look at the Russian Petroleum Industry» // Constantinos Filis (Editor) A Closer Look at Russia and its Influence on the World, July 2019 (раздел в монографию)

5.

Автоматика управления нормальными и аварийными режимами энергорайонов с распределенной генерацией / П.В. Илюшин, А.Л. Куликов. — Н. Новгород: НИУ РАНХиГС, 2019. – 364 с. ISBN 978-5-00036-236-5

2018 г.
1. Опыт развития методологии и разработки управленческих моделей межотраслевого баланса / В.А. Малахов, Д.В. Шапот — М.: Издательский дом МЭИ, 2018. — 176 с.: ил., ISBN 978-5-383-01282-6

2. Управление развитием крупномасштабных систем. (Современные проблемы. Выпуск 3) / Под науч. ред. А.Д. Цвиркуна. – М.: Физматлит, 2018. – 528 с. – ISBN 978-5-94052-262-1.

3.

Системные исследования в энергетике: методология и результаты // Под ред. А.А. Макарова и Н.И. Воропая. — М.: ИНЭИ, Издательский дом МЭИ, 2018. — 309 с. ISBN 978-5-383-01306-9

4.

Направления адаптации мировой энергетики к новым рыночным условиям // Под
редакцией академика А.А. Макарова, канд. экон. наук Т.А. Митровой и В.А. Кулагина. — М.: ИНЭИ РАН, 2018. — 122 с.: ил. ISBN 978-5-91438-024-0

5.

Исследование адаптации энергетики России к посткризисному развитию экономики // Под редакцией А.А. Макарова и Ф.В. Веселова. — М.: ИНЭИ РАН, 2018. — 184 с.: ил.
ISBN 978-5-91438-022-6

6.

Особенности расчетов режимов в энергорайонах с распределенной генерацией / Ю.Е. Гуревич, П.В. Илюшин. — Н. Новгород: НИУ РАНХиГС, 2018. – 280 с. ISBN 978-5-00036-226-6

2017 г.
1. Инновационная электроэнергетика — 21 / под ред. В.М. Батенина, В.В. Бушуева, Н.И. Воропая — М.: ИЦ «Энергия», 2017. — 584 с.

2. Угольная промышленность мира и России. Анализ, тенденции и перспективы развития //
Л.С. Плакиткина, Ю.А. Плакиткин. Москва, издательство «Литтерра», 2017. — 374 с. ISBN: 978-5-4235-0296-6

3. Приоритеты России в Арктике. Коллектив авторов. Специальный доклад к Международному форуму технологического развития «Технопром-2016» — Новосибирск, 2016 г. — 61 с. Издательство: Экспертный совет Председателя коллегии Военно-промышленной комиссии РФ

4. Стационарные энергетические установки с топливныеми элементами: материалы, технологии, рынки. Бредихин С.И., Голодницкий А.Э., Дрожжин О.А., Истомин С.Я., Ковалевский В.П., Филиппов С.П. — М., 2017, НТФ «Энергопрогресс» Корпорации «ЕЭЭК» — 392 с. ISBN: 978-5-905918-06-3

5. Основы экономики электроэнергетики: Методические указания. Ф.В. Веселов, Т.В. Новикова, А.В. Федосова. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 2016. – 80 с.

2016 г.
1. Мельникова С.И., Геллер Е.И., Митрова Т.А., Кулагин В.А. Газовый рынок ЕС: эпоха реформ // ИНЭИ РАН — НИУ ВШЭ, Москва, 2016. ISBN 978-5-91438-021-9 (http://elibrary.ru/item.asp?id=26780536)

2. Белоцкая Е.Д., Веселов Ф.В., Галкин Ю.В., Галкина А.А., Геллер Е.И., Гимади В.И., Григорьев Л.М., Грушевенко Д.А., Грушевенко Е.В., Калюжнова Е., Капустин Н.О., Козина Е. О., Кулагин В.А., Курдин А. А., Макаров А.А., Макарова А.С., Мельникова С.И., Митрова Т.А ., Овчинникова И.Н., Старченко А.Г., Трошина Н.В., Яковлева Д.Д. ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ МИРА И РОССИИ // ИНЭИ РАН + АЦ, 2016 г. ISBN 978-5-91438-023-3

2015 г.
1. Митрова Т.А., Кулагин В.А. «Газовый рынок Европы: утраченные иллюзии и робкие надежды». М.: ИНЭИ РАН, 2015 г, 86 c.

2. Плакиткина Л.С. Современные направления инновационного развития в угольной отрасли России // М.: Горная промышленность, ИНЭИ РАН, 2015 г., 225 с., ил. 33.

3. Воскобойник М.П.

Стратегия использования торфа в энергетических целях. М.: 2015 г., 152 стр.

4.

Макаров А.А. Системные исследования развития энергетики / курс лекций. М.: Издательский дом МЭИ, 2015.

5. Макаров А. А., Веселов Ф. В. и др. Управление развитием крупномасштабных систем (Современные проблемы. Выпуск 2) / Под редакцией А.Д.Цвиркуна. – М.: Издательство физико-математической литературы, 2015. – 473 с. – ISBN 978-5-94052-239-3.

6. Mitrova Т., Henderson J. The Political and Commercial Dynamics of Russia’s Gas Export Strategy // Oxford Institute for Energy Studies, September 2015

7. Митрова Т. А., Кулагин В. А., Галкина А. А., Грушевенко Д. А., Грушевенко Е. В., Козина Е. О., Мельникова С. И., Осипова Е. и др.

Эволюция мировых энергетических рынков и ее последствия для России / под ред. А.Макарова, Л.Григорьева, Т.Митровой. Рецензенты В.Фортов, А.Некипелов — ИНЭИ РАН — АЦ: М., 2015. ISBN 978-5-91438-019-6

8. Рубан Л.С. Диалоговое партнерство как фактор стабильности и интеграции // Москва, 2015.

2014 г.
1. Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 года. М., ИНЭИ РАН, 2014

2.

Григорьев Л.М., Курдин А.А. и др. Энергетические субсидии в современном мире. Страны «Группы двадцати». М.: ООО «Асмин Принт», 2014. – 400 с. ISBN 978-5-9906211-0-7

3. Макаров А.А., Филиппов С.П., Малахов В. Глава Основы пространственного развития электроэнергетики в монографии Фундаментальные проблемы пространственного развития Российской Федерации. Междисциплинарный синтез. -М.: Медиа-Пресс, 2013. 664 с.

4. Плакиткин Ю.А.

Цикличность инновационно-технологических процессов в глобальной энергетике, фракталы технологического времени и их применение при прогнозировании отраслей ТЭК мира и России Москва, 2014.

2013 г.
1. Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 года. М., ИНЭИ РАН, 2013

2. Плакиткина Л.С. Анализ и перспективы развития угольной промышленности основных стран мира, бывшего СССР и России в период до 2030 г. М.: «Горная промышленность».

2013, 416 с.

3. Грушевенко Е. «Индикаторы рынка нефтепродуктов в РФ: переход от ценообразования нет-бек к биржевому». 2013

4. Рубан Л.С. (главы монографии) «Актуальные проблемы региональной безопасности современной Азии и Африки». Коллективная монография под редакцией В. Н. Колотова.

5. VII Мелентьевские чтения «Прогнозирование развития мировой и российской энергетики: подходы, проблемы, решения» // Сборник научных трудов, 2013, Москва

6. Плакиткин Ю.А. (глава «Закономерности глобального развития – энергетический подход») монографии «Мировая динамика (Закономерности, тенденции, перспективы)».

7.

Макаров А.А., Митрова Т.А. Влияние роста цен на газ и электроэнергию на развитие экономики России. М., ИНЭИ РАН, 2013

2012 г.
1. Макаров А. А., Григорьев Л. М. – общая редакция. Прогноз развития мировой энергетики до 2035 года. М., ИНЭИ РАН, 2012. ISBN: 978-5-91438-009-7

2. Веселов Ф. В. (в составе авторского коллектива). Концепция интеллектуальной электроэнергетической системы России с активно-адаптивной сетью. Под ред. Макарова А. А., М.: ОАО «ФСК ЕЭС», 2012, 300 с.

3.

Воскобойник М. П. Государственное регулирование развития угольной промышленности с использованием имитационной финансово-экономической модели. М.: ООО «Редакция журнала «Уголь», 2012, 229 с.

4.

Макаров А. А. и др. Модельно-информационный комплекс для исследования перспектив энергетического комплекса России. Управление развитием крупномасштабных систем, М., Физматлит, 2012.

5.

Под редакцией: Макаров А. А., Митрова Т. А., Кулагин В. А. Авторы: Мельникова С. И., Сорокин С., Горячева А., Галкина А. А. «Первые 5 лет «сланцевой революции» – что мы теперь знаем наверняка?» ISBN: 978-5-91438-011-0. Центр изучения мировых энергетических рынков ИНЭИ РАН, ноябрь, 2012

6. Макаров А. А. – общая редакция.

Нефть сланцевых плеев – новый вызов энергетическому рынку? Информационно-аналитический обзор. М.; ИНЭИ РАН, 2012. ISBN: 978-5-91438-010-3

7. Плакиткин Ю. А. Закономерности инновационного развития мировой экономики. Энергетические уклады ХХI века. Санкт-Петербург, 2012, РАЕН, 118 с.

2011 г.
1. Макаров А. А., Веселов Ф. В., Елисеева О. А., Кулагин В. А., Митрова Т. А., Филиппов С. П., Плакиткина Л. С. Scaner. Суперкомплекс активной навигации в энергетических исследованиях. ИНЭИ РАН, Москва, 2011.

2. Макаров А. А., Макарова А. С., Хоршев А. А. Перспективы развития атомных электростанций
до середины XXI века. ИНЭИ РАН, Москва, 2011.

3. Макаров А. А., Митрова Т. А. и др. Энергетика и геополитика. Издательство «Наука», 2011.

4. Лихачев В. Л. Газовые топлива. Global Energy Assessment (международный проект) под
эгидой IIASA, модуль 14 («Энергетические системы»)

5. Елисеева О. А. и др. О мерах по воспроизводству минерально-сырьевой базы Российской Федерации. Проблемы национальной безопасности, экспертные заключения, аналитические материалы, предложения», Д.С.П., М., Наука, 2011, с. 341-367 (под общей редакцией
Н. П. Лаверова)

6. Елисеева О. А. и др. Энергетика России: Взгляд в будущее. М., ИСР, Издательский дом
«Энергия», — 2010, раздел 6.2, 6.3, стр. 186-302. (под ред. Яновского А.Б., Барона Ю.Л.)

7. Митрова Т. А. Эволюция рынков природного газа. Основные тенденции. LAP LAMBERT
Academic Publishing, 2011-03-16

8. Митрова Т. А., Кулагин В. А., Хрикулов А., Козина Е. Глобализация рынка природного газа.
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011. УДК 339.19:622.279

9. Митрова Т. А., Мельникова С. И. Крупнейшие энергетические компании мира в
контексте глобализации ТЭК. Учебное пособие. РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, М., 2011

10. Митрова Т., в коллективе соавторов, Energy forecasts and scenarios, EU-Russia Energy Dialogue 2011

11. Т. Митрова, А. Казак, В. Башкин, И. Демкин, В. Лесных, Глобализация рынка природного газа, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Москва, 2011 г.

12. Т. Митрова, Эволюция рынков природного газа, LAP LAMBERT Academic Publishing (2011-03-16)

2010 г.
1. Макаров А.А. Прогнозирование развития энергетического комплекса. Методические рекомендации по разработке прогноза развития России до 2030 г. РАН. 2. Институту энергетических исследований 25 лет. Под ред. А. А. Макарова. М.: ИНЭИ РАН, 2010.

3. Плакиткин Ю.А. Зарубежные модели инновационной деятельности – методы интенсификации инновационного процесса в отраслях ТЭК. М., «АльфаМонтан», 2010, 118 с.

4. Плакиткин Ю.А. О концепции инновационного развития ТЭК до 2030 г. и ее взаимосвязи с основными трендами инновационного развития мировой экономики. М., «АльфаМонтан», 2010, 92 с.

5. Плакиткин Ю.А. Формирование базовых ориентиров инновационного развития ТЭК. М., «АльфаМонтан», 2010, 92 с.

6. Акаев А.А., Плакиткин Ю.А. и др. Проекты и риски будущего: концепция, модели, инструменты, прогнозы. М., Красанд, 2010, 432 с.

7. Лукацкий А.М. Структурно-геометрические свойства бесконечномерных групп Ли в применении к уравнениям математической физики. Ярославль. ЯрГУ им. П.Г. Демидова. 2010. – 174 с.

8. Veselov Fedor и др. Projected costs of generating electricity. 2010 Edition. OECD/NEA, Paris, 2010.

9. Макарова А.С., Волкова Е.А., Панкрушина Т.Г., Хоршев А.А., Урванцева Л.В., Шульгина В.С. Эффективность и перспективы развития теплофикации в современных экономических условиях. Постоянно действующий открытый семинар «Экономические проблемы энергетического комплекса», ИНП РАН, Москва.

10. Cавин В.В. Праведное богатство в России (Северной Евразии) – наблюдение за оптимальным управлением потребления./Под ред. Осипова Ю.М., Гузева М.М., Зотовой Е.С. Перестроение России, Москва – Волгоград, 2010, с. 385-396.

2009 г.
1. Макаров А.А. и др. Экономика и управление в современной электроэнергетике России. НП «КОНЦ ЕЭС» М., 2009.

2. Возобновляемые источники энергии в Германии. Под ред. А.А. Макарова, ИНЭИ РАН, 2009.

3. Мелентьев и научное направление «общая энергетика». 6-ые Мелентьевские чтения. Под ред. А.А. Макарова, ИНЭИ РАН, 2009.

4. Глобальная энергетика и устойчивое развитие (Белая книга). Л.С. Беляев, В.В. Бушуев, С.П. Филиппов и др.; Отв. ред. В.В. Бушуев и А.М. Мастепанов. М.: Изд. МЦУЭР, 2009. — 374 с.

5. Митрова Т.А. Проблема избыточных мощностей. Мировой кризис и глобальные перспективы энергетических рынков. (Материалы совместного заседания Ученых советов Института мировой экономики и международных отношений РАН и Фонда «Институт энергетики и финансов». 22 мая 2009 г.). Сост. и науч. ред. С.В.Чебанов. – М.: ИМЭМО РАН, 2009 г., с. 150.

6. Веселов Ф.В. и др. Экономика и управление в современной электроэнергетике России: пособие для менеджеров электроэнергетических компаний/ под редакцией А.Б. Чубайса. Монография, глава 13. М., НП «КОНЦ ЕЭС», 2009.

История развития энергетики региона

«Нижновэнерго»: ввод в эксплуатацию новых объектов — лучший показатель развития энергосистемы

Историки, как заправские шулеры, причудливо тасуют колоду карт, где каждая из них – исторический факт. Взять хотя бы дату образования Нижегородской энергосистемы. Официально мы отмечаем ее с 28 марта 1931 г., когда постановлением Президиума ВСНХ СССР было организовано Нижегородское районное управление «Нижэнерго». Но дата эта меркнет по сравнению с другой – более ранней – 6 сентября 1925 года, когда был торжественно пущен в эксплуатацию первый турбогенератор Нижегородской районной электростанции в г. Балахна. Или вот есть еще одна не менее примечательная – 1885 год, в тот год заработала станция «Ярморочная», которая обеспечивала не только собственные потребности в электричестве, но и работу трамваев и устройств освещения в городе. Можно, конечно, копнуть еще глубже. И еще раз «перемешав карты», вытянуть новую и тоже признать ее официальной датой образования нижегородской энергосистемы. Тем не менее, событиям 1931 года, когда было образовано районное управление «Нижэнерго» предшествовало несколько примечательных событий.

Еще в 1876 году на Сормовском заводе стала действовать силовая станция, мощность которой достигала 2 975 кВт; а с 1885 года в Нижнем заработала Ярмарочная станция мощностью в 3 325 кВт, которой руководил известный российский ученый Александр Степанович Попов.

Для обеспечения работы трамвая и устройства освещения в городе были созданы пять общественных электростанций, в том числе и первая Похвалинская станция. А уже в начале XX века Нижний Новгород покрылся сетью воздушных линий, при промышленных предприятиях строились небольшие электростанции, а в 1916 году городские власти построили на берегу Оки Центральную электрическую и водоподъемную станцию. Но все они решали только локальные задачи – обеспечивали энергией предприятия и давали свет в близлежащие дома. Кардинально решить вопрос по электрификации Нижнего Новгорода, подать ток в уезды губернии стало возможным только с введением плана ГОЭЛРО, который был утвержден VIII Всероссийским съездом Советов в декабре 1920 года. Именно с этого момента началась работа по электрификации Нижегородской губернии и созданию единой нижегородской энергосистемы. 

В течение пяти лет, начиная с апреля 1921 года, трудом инженеров-энергетиков и строителей была создана основа будущей энергосистемы. На VIII съезде Советов в докладе Г.М. Кржижановского звучали следующие слова: «Если идти по Волге, то первым опорным пунктов этого района явится Нижний Новгород, второй после Москвы по промышленному значению центр. В Нижнем Новгороде, в районе г. Балахна, предполагается к сооружению районная электростанция № 14, основой которой будут служить обширные торфяные залежи и группа деревообрабатывающих заводов. Эта станция будет питать Н. Новгород, Сормовский завод и вообще обслуживать весь район, который имеет громадное будущее по развитию химической промышленности и по обработке металлов».

В «Плане ГОЭЛРО» было записано: «Наличность местного топлива и больших запасов воды в нижегородском районе позволяет довести мощность станции в соответствии с ожидаемой нагрузкой до 100 тысяч кВт. Первоочередными воздушными линиями намечаются линия на Нижний Новгород с продолжением её во вторую очередь до Козьмодемьянска и линия вдоль Нижегородской железной дороги до Коврова, служащая одновременно для электрификации железной магистрали. Во вторую очередь намечаются линии до станции Муром и вверх по берегу Волги для электрификации прибрежной полосы». За короткий период была построена крупнейшая по тем временам электростанция, создано торфопредприятие, проложены первые линии электропередачи высокого напряжения, возведены подстанции, сформирован коллектив ремонтников и эксплуатационников.

Утром шестого сентября 1925 года после тщательных испытаний началась растопка котлоагрегата, а уже в 12 часов дня был торжественно пущен в эксплуатацию первый турбогенератор НиГРЭС мощностью 10 МВт. А уже 8 ноября 1925 года была включена в работу первая подстанция напряжением 110 кВ в Нижнем Новгороде – «Молитовская» и первая линия электропередачи напряжением 110 кВ «Балахна – Нижний Новгород» (НиГРЭС-Молитовка). И сразу после этого началось масштабное строительство. Количество подстанций в регионе увеличивалось с каждым годом. В 1927 году включена в работу Растяпинская (Дзержинская) подстанция напряжением 110 кВ. В 1928 — вошла в строй Сормовская подстанция напряжением 110 кВ. Построены подстанции напряжением 35 кВ: Богородская, Павловская, Ворсменская и Вачская. А 28 марта 1931 года организовано Нижегородское районное управление «Нижэнерго», и буквально через год, 29 декабря 1932 года, приказом по Главэнерго образуется Горьковский энергокомбинат (ГорЭк). В 1939 году произведен пуск в эксплуатацию Игумновской ТЭЦ, началась теплофикация промышленных предприятий г. Дзержинска.

Параллельно со строительством подстанций, началось активное развитие сетевого комплекса, выражаясь языком специалистов-энергетиков, «шагали» линии электропередач. Вот как описывает этот период времени историк-любитель, начальник службы ЛЭП ГВВЭС Николай Осипов:

— А зашагали они по Нижегородчине, по полям и лесам, через реки и овраги, улицы и дороги сначала на деревянных опорах с медными, без стального сердечника, проводами, часто рвущимися от ветра, грозы, снега. Появилась потребность в специальных бригадах электромонтеров-линейщиков, организовались линейные участки в Балахне и Сормове. Затем по мере «шагания» в Дзержинске, Павлове, Чистом, на Бору. Бригадами руководили едва умеющие читать и писать, но смышленые недавние крестьяне, в большинстве своем из Чувашии. На участках еще не было ни машин, ни тракторов, ни даже бурлопат для копки ям под столбы, ни стальных тросов, ни синтетических веревок, монтерские когти и монтерские пояса были самодельными. Перевозили такелаж, инструменты, провода и изоляторы на телегах и санях, лошадьми поднимали опоры и натягивали провода.

В 30-м ЛЭП шагнули через Оку. Московский институт инженера Шухова разработал (ставшую знаменитой) 126-метровые металлические опоры перехода, их установили в Дзержинске на левом берегу. Опоры были витые из ленты, конические, с «рюмкой» на самом верху, без лестниц. Подниматься нужно было по приклепанным пластинам не вертикально, а в круговую по спирали с двумя площадками отдыха. Линейщику требовалось немалого труда и мужества, он нес на себе заземление, разрядник, смазку. Высокие опоры поражались молнией и защищающие от нее разрядники часто разрывались, сталебронзовые провода при изменении температуры воздуха укорачивались или удлинялись, перекатываясь в желобах полутораметровых колесроликов, прикрепленных изоляторами к «рюмке». Эти ролики смазывались. После работы на такой опоре линейщик на следующий день получал оплачиваемый выходной.

Великая Отечественная война стала временем испытаний для Горьковской энергосистемы. Только за 1941 год потребление электроэнергии для нужд оборонной промышленности выросло на 15,6%. Благодаря самоотверженности, высокой трудовой дисциплине, жесткой экономии горьковские энергетики сумели справиться с возросшими нагрузками и обеспечили устойчивое энергоснабжение предприятий в течение 1941-1945 годов.

Главное проблемой в годы войны была нехватка людей. Несмотря на запрет призыва энергетиков на фронт, многие из них все-таки предпочитали сражаться за родину на линии фронта. Многие опытные рабочие, квалифицированные мастера, техники ушли на фронт. Рабочие на вахте стояли по 12 часов, а иногда и сутками. Но людей не хватало. Руководству ГРЭС пришлось принимать на работу людей без опыта и специального образования. В течение войны на станции процент молодежи среди рабочего состава поднялся до 85-ти. На обслуживание агрегатов станции были направлены учащиеся ремесленного училища. В электроцехе и механическом цехе вместо мастеров 4-7 разрядов работали ученики ремесленного училища. Сменился на 40% состав машинистов транспортного отдела, а зольное хозяйство полностью поменяло рабочий состав. Из-за неопытности рабочих приходилось направлять на некоторые участки больше людей, чем там работало до войны. Так, вместо 87 человек кадровых бункеровщиков стали работать 165, вновь пришедших на станцию. Немногие оставшиеся квалифицированные рабочие направлялись на более ответственные посты. Старые производственники брали шефство над вновь пришедшими, обучали их, передавали свой опыт. Таким образом, основным видом обучения был индивидуально-бригадный. Летом 1941 года были организованы курсы по подготовке кочегаров, слесарей и других рабочих-специалистов. Всего работало несколько десятков курсов. Кто здесь учился? Женщины, подростки…

Известный советский писатель Сергей Баруздин вместо предисловия к своей книге «Повесть о женщинах» использовал полученное им письмо от Антонины Ивановны Ш. о том, как трудились в дни войны обыкновенные женщины на Балахнинской электростанции:

«Когда пришлось для электростанции выгружать цемент из баржи на берег, так бумажные кули были непосильны. Ноги под тобой гнутся, все тело в дрожи от тяжести. Пройдешь с кулем на спине по мостикам на берег, от тяжести даже глазам больно было, ломило.

…Возвращалась я очень усталой, страшно есть хотелось, а по карточке продовольственной как-то получалось три дня вперед перебор. Иногда даже случалось: тайком от хозяйки я вынимала у ихней собаки из банки отбросы гнилой или мороженой картошки и их ела. Раньше я никогда никому не верила, что можно спать на ходу, а вот тут научилась».  


Тем не менее, перед энергетиками в годы войны стояла серьезная задача – не только сохранять работоспособность электросетевого комплекса, но и продолжать строительство новых энергообъектов, изыскивать и подключать к работе новые мощности. В 1941 году вступили в строй Сосновская и Южская подстанции и линии электропередачи к ним. В 1942 году была сооружена ЛЭП 110 кВ Южа — Шуя. В начале 1943 года горьковские энергетики включили в координированную работу единой системы все заводские и фабричные ТЭЦ области. В конце 1944 года была введена в строй ЛЭП 110 кВ Муром — Гусь-Хрустальный. Это были первые шаги по будущему взаимодействию Горьковской, Ивановской, Владимирской и Московской энергосистем. Это притом, что существующие объекты регулярно подвергались бомбардировкам со стороны немецких истребителей, и основной задачей энергетиков было быстро восстановить потери и восстановить энергоснабжение оборонных заводов.

В первые военные годы ремонтировать повреждения на станциях было очень трудно – запчасти и даже проволока были на вес золота. Однако энергетики смогли наладить собственное производство многих необходимых деталей, и к 1945-му году оборудование было модернизировано. Число аварий уменьшилось более чем в 50 раз. На подстанциях начали вводить автоматику.

Каждый новый объект давался энергетикам нелегко. Так, например, сорокакилометровую линию «Южа – Шуя» провели за сорок пять зимних дней по лесам и болотам. Новые линии и подстанции строили женщины, старики, подростки. Чтобы добраться до места работы, приходилось пешком преодолевать по несколько десятков километров. Обедом труженикам тыла служила печеная картошка, двести-триста грамм хлеба в сутки и то, что им удавалось вырастить на своих огородах. Люди неделями не покидали свои рабочие места, выстаивали смены по двенадцать-четырнадцать часов…

Послевоенная история развития нижегородской энергосистемы — это годы напряженного труда, связанного с пуском новых ТЭЦ и подстанций, с сооружением ЛЭП, строительством Горьковской ГЭС, электрификацией и теплофикацией промышленных предприятий и сельского хозяйства. В составе энергосистемы были созданы новые предприятия, такие как строительно-монтажный участок (с 1951 года — строительно-монтажное управление Горэнерго, позднее предприятие «Нижэнергоспецремонт»), леспромхоз, завод железобетонных опор, институт Горэнергопроект.

Те, кто пришел в энергетику в послевоенные годы могут оценить труд коллег. Среди них Михаил Сергеевич Щегольков. Он начал работать в «Горэнерго» в 1946 году, почти сразу после войны и хорошо помнит, какой была энергетика в те годы.

— Мощностей не хватало и в 46-м году, — вспоминает Сергей Михайлович Щегольков, когда я после демобилизации пришел работать на Старосормовскую подстанцию. Помню, мне звонили в конце рабочего дня с заводов и просили: «Подожди, не выключай, люди хотя бы успеют уйти из цехов, ноги не переломают». Ограничивали всех. А что было делать? Дефицит мощностей электроэнергии был настолько сильным, что мы практически никому не давали энергии на 100%, постоянно всех ограничивали.

К началу 50-х годов с дефицитом электрических мощностей в городе стало чуть-чуть получше. Во всяком случае, энергетикам уже не звонили каждый вечер с просьбой не отключать. В области потихоньку началось активное развитие электросетевого комплекса. Одна за другой начинали вводиться подстанции. Сергей Щегольков лично руководил вводом таких подстанций как ПС 220кВ «Заречная», подстанция 110/10 кВ «Западная» в г. Дзержинске. Позднее уже были «Кузнечихинская», «Нагорная».

— Помню, когда вводили подстанцию 220кВ «Заречная» пришлось немного саботировать. На подстанцию привезли новейший мощный компенсатор 50 МВА. Полная автоматика – включаешь одну кнопку, по очереди запускаются двигатели один за другим. Нас смущало, что машины становится неконтролируемой, пришлось немного «подломать», чтобы работать в ручном режиме.

Еще один сотрудник «Горэнерго» вспоминает 60-80-е годы, как самый интересный период в развитии Нижегородской энергетики. Анатолий Семенович Карзанов, бывший начальник производственного отделения «Семеновские электрические сети» филиала «Нижновэнерго» успел поработать практически на всех объектах сетевой компании. А за 28 лет работы в «Семеновских электросетях» он буквально построил всю энергетику на левом берегу Волги.

— Мы занимались электроснабжением строительства Горьковской ГЭС. До сих пор сложно себе представить действительные масштабы той стройки – перекрыть русло такой реки как Волга, запустить сотни механизмов, работать круглосуточно. Естественно, там было невероятное потребление электроэнергии – в строительстве Заволжской ГЭС применялись новейшие технологии и все их необходимо было поддерживать. Здесь, например, впервые были использованы «шагающие экскаваторы», на стройке работало до 30 земснарядов. Также работали бетонные заводы, «Горьковгэсстрой» впервые в мире освоил круглосуточное бетонирование. На стройке была одна молодежь. И линии строили, и устройства монтировали, и кабели прокладывали. Сюда в Заволжье, на строительство ГЭС приезжал сам президент Соединенных Штатов Ричард Никсон, который не верил, что может существовать такая узкая длинная плотина, которую мы строили…

В 1976-1990 годы электрификация промышленности приобрела всеобъемлющий характер. Были введены в эксплуатацию свыше десяти тысяч километров воздушных линий, тысячи трансформаторных пунктов. Ввод новых мощностей должен был, с одной стороны, значительно снизить процент поставляемого из объединенной энергосистемы электричества, а с другой — улучшить условия труда и жизни всего населения области.

Энергетики строили около 100 км линий электропередачи ежегодно. Отрасль развивалась по заказу, как только в области начиналось строительство нового производства, сразу же обращались в ГорЭнерго. Параллельно с развитием сетей, развивались и собственные производственные базы ГорЭнерго, строилось жилье для сотрудников. В отдельных районах тогда еще Горьковской области у энергетиков были свои лесозаготовительные базы.

Ввод в эксплуатацию новых объектов — лучший показатель развития энергосистемы. В сложных финансовых условиях нижегородские энергетики изыскали средства для продолжения самых насущных проектов по модернизации электростанций и сетевых предприятий. Несмотря на небольшой «разброд и шатание» в отрасли, возникшее в период смутных 90-х и незначительное падение ценности профессии «энергетика» в 2000-е годы руководству ОАО «Нижновэнерго» удалось возвратить былую славу и величие профессии и поставить предприятие на коммерческие рельсы.

В 2001 году происходит пуск турбины на Новогорьковской ТЭЦ. Ввод в строй турбоагрегата № 6 нового типа ПТ 65135 мощностью 65 МВт позволил оптимизировать работу станций и улучшил технико-экономические показатели производства электро- и теплоэнергии ОАО «Нижновэнерго». В 2002 году, благодаря усилиям менеджмента компании, на новый виток развития выходит проект реконструкции блока № 3 на Дзержинской ТЭЦ.

В 2003 году начался процесс реформирования российской энергетики, который был вызван необходимостью повышения эффективности предприятий отрасли, обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей. Менеджментом ОАО «Нижновэнерго» был подготовлен проект реформирования энергокомпании, который был одним из первых согласован и утвержден Советом директоров и Правлением РАО «ЕЭС России».

В ходе реформы изменилась структура отрасли: вместо прежних интегрированных компаний, выполнявших сразу все функции (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление, производство и сбыт, ремонт и сервис), созданы структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности. Так, в результате реорганизации Нижегородской энергокомпании было выделено пять компаний: ОАО «Нижегородская управляющая компания», ОАО «Нижегородская генерирующая компания», ОАО «Нижегородская сбытовая компания», ОАО «Нижегородская энергоремонтная компания», ОАО «Нижегородская магистральная сетевая компания».

29 февраля 2008 года в результате реорганизации РАО «ЕЭС России» ОАО «Нижновэнерго» вошло в состав ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

В истории нижегородской энергетики начался качественно новый период развития. Особенно эти изменения заметны в части развития сетевого комплекса филиала «Нижновэнерго». Вхождение в ОАО «МРСК Центра и Приволжья» позволило филиалу «Нижновэнерго» в кратчайшие сроки восстановить прежние темпы развития. Несмотря на то, что в календаре значились 2008, 2009 и 2010 годы, темпы больше напоминали 60-70-е годы прошлого столетия. Это и реконструкция ключевых подстанций в городах Нижний Новгород, Дзержинск, Кстово. Изменилась работа с потребителями: с конца 2008 года в регионе открываются и успешно работают Центры обслуживания клиентов: в октябре 2012 года открылся седьмой ЦОК в г. Балахна.

Но самое качественное изменение, по мнению руководства филиала «Нижновэнерго», сложившийся альянс между энергетиками и Правительством Нижегородской области. Сейчас филиал «Нижновэнерго» не просто отвечает за безопасность и надежность электроснабжения потребителей области, но и за развитие инвестиционной привлекательности региона. В 2009 году были введены в эксплуатацию после реконструкции подстанции 110/10 «Западная» (г. Дзержинск) под немецких инвесторов, а подстанция 110/6 кВ «Свердловская» (г. Нижний Новгород) была реконструирована, в том числе, и под потребности Центра Международной торговли.

С 2011 по 2014 г. «Нижновэнерго» введено в эксплуатацию 654 МВА трансформаторных мощностей и 2351 км линий электропередачи, выполнены строительство и реконструкция более 8100 энергообъектов. Отремонтировано около 33,5 тысяч км ЛЭП, 166 подстанций класса 35-110 кВ, свыше 8,5 тысяч трансформаторных подстанций и распределительных пунктов, расчищено и расширено 17 180 га трасс воздушных линий электропередачи. Крупнейшими проектами, реализованными «Нижновэнерго» за последние четыре года стали реконструкция пересекающей р. Волгу воздушной линии электропередачи 110 кВ НиГРЭС – Заволжская и ЛЭП 110 кВ Молитовская – Приокская с переходом через р. Ока. Также реконструированы воздушная линия 110 кВ №116 Игумновская ТЭЦ – ПС «Заречная» и ЛЭП 110 кВ Перевоз – Бутурлино. Последний проект был реализован под контролем Министерства энергетики Российской Федерации.

Выполненные работы позволили осуществить 33 200 технологических присоединений к электросетям суммарной мощностью 593 МВт. Была обеспечена инфраструктура для обеспечения электроснабжения, в частности, производственных площадок французской компании ООО «Сен-Гобен» и целого ряда крупных предприятий промышленного парка «Дзержинск-Восточный».

В 2014 г. была введена в эксплуатацию подстанция (ПС) 110/10 кВ «Стрелка». Она обеспечит электроснабжение одноименной станции метро, которая в будущем появится в Нижнем Новгороде, футбольной арены, где в 2018 г. пройдут матчи Чемпионата мира по футболу, а также жилых, офисных, административных зданий и торгово-развлекательных центров развивающегося микрорайона «Мещерское озеро».

За все время официального существования филиал «Нижновэнерго» прошел славный путь от первых небольших подстанций до единой энергосистемы. Нижегородские энергетики стремятся идти в ногу со временем, модернизировать электросетевую инфраструктуру, внедрять инновации, повышать качество взаимодействия с потребителями. Сетевая компания развивается вместе с регионом, и процессу этому нет конца, как нет предела совершенству. 86 лет – долгий срок, но даже он кажется ничтожным в сравнении с тем путем, который еще предстоит преодолеть нижегородской электроэнергетике.

Технологии накопления энергии помогут изменить подход к электроснабжению

В крупных городах электроэнергия уже давно не воспринимается как благо, а скорее, как данность и что-то обыденное. Большой редкостью стало отключение электроэнергии. А если и возникают какие-то сбои или неполадки, то они происходят незаметно для большинства горожан.

Однако на сегодняшний день в России существует большое количество населенных пунктов и даже целых регионов, в которых электроэнергия является дорогим и дефицитным ресурсом. Речь идет, прежде всего, об изолированных территориях, Крайнем Севере и Заполярье. Здесь отсутствует подключение к Единой энергосистеме страны, а снабжение населенных пунктов происходит за счет дизельной генерации — пожалуй, самого дорогого способа получения электроэнергии. Нередко из-за экономии в деревнях и поселках нет света большую часть суток. К счастью, в последнее время, благодаря развитию современных технологий, эта проблема начала решаться. И возобновляемые источники энергии играют здесь первую скрипку.

Фото: ООО «Системы накопления энергии»

Для обеспечения бесперебойного питания на территориях, не имеющих подключения к центральному электроснабжению, строятся солнечно-дизельные электростанции с накопителями энергии. Такая связка обеспечивает непрерывность подачи электричества. Например, днем, когда солнечного света достаточно, электростанция работает непосредственно от солнечных батарей, излишки аккумулируются в промышленных накопителях, а дизельные генераторы подключаются в ночные часы.

Использование систем накопления обеспечит стабильное и надежное энергоснабжение населенных пунктов независимо от погодных условий, а также в утренние и вечерние пики потребления электроэнергии. Такой проект уже реализует Группа РОСНАНО и УК «Энергосистемы». В ближайшее время начнется строительство пяти автономных гибридных энергоустановок (АГЭУ) в зоне децентрализованного энергоснабжения Республики Саха (Якутия). В АГЭУ входят солнечная электростанция (СЭС), дизельная установка (ДЭС) и система накопления электроэнергии (СНЭ). При создании АГЭУ планируется использовать литий-ионные аккумуляторы российского производства «Лиотех», портфельной компании РОСНАНО.

Развитие технологий накопления энергии поможет трансформировать электроэнергетику в корне. И это вопрос не только местного характера, вроде обеспечения электроэнергией отдаленных или изолированных территорий. Это выгодно всем участникам энергетического рынка. В конечном итоге, развитие технологий накопления энергии поможет сократить расходы на углеводородное топливо, подтолкнет развитие ВИЭ, повысит надежность электроснабжения, снизит затраты на сетевую инфраструктуру, а для потребителей цена на электроэнергию станет выгоднее.

Бурзянская СЭС. Фото: Пресс-служба ГК «Хевел»

Технологии накопления энергии в России уже есть, и как раз сейчас происходит их активное развитие. Так, новосибирская технологическая инжиниринговая компания «Системы накопления энергии» (СНЭ), созданная Фондом инфраструктурных и образовательных программ Группы РОСНАНО, совместно с новосибирской компанией «Системы постоянного тока» занимается разработкой, производством и внедрением накопителей энергии большой мощности. Оборудование, созданное СНЭ совместно с Институтом силовой электроники НГТУ НЭТИ, уже установлено на Бурзянской солнечной электростанции в Башкирии — это крупнейший в России накопитель энергии. Аккумуляторы для этого проекта поставила компания «Лиотех».

Сейчас основной потребитель накопителей большой мощности — изолированные энергосистемы с применением возобновляемых источников энергии. Однако это далеко не единственный вариант их эксплуатации. Накопители необходимы в энергосистемах, имеющих резкопеременный график нагрузки. Такие обычно используются на нефтегазовых месторождениях. Процесс бурения скважины требует источника энергии значительно большей мощности, чем обычный режим эксплуатации месторождения. Поэтому сейчас на подобных объектах держат так называемый «горячий резерв». С новым накопителем эти резервные генераторы не требуются. Также используют их для обеспечения бесперебойного питания в случае отключения городской сети. Такие проекты были реализованы «Лиотех» в бизнес-центре «Принципал Плаза», в офисе компании «Полиметалл» и на Белорусском вокзале в Москве.

Еще одна отечественная компания, занимающаяся разработками в сфере накопителей электроэнергии — «Энергозапас» — стартап наноцентра «СИГМА. Новосибирск», входящего в инвестиционную сеть Фонда инфраструктурных и образовательных программ Группы РОСНАНО.

«Энергозапас» — единственная в России компания, которая разрабатывает твердотельные аккумулирующие электростанции (ТАЭС) для промышленного накопления энергии. Принцип работы ТАЭС основан на потреблении электроэнергии ночью, когда есть ее избыток, а цена — минимальная. Как раз в это время установка поднимает груз на высоту нескольких сотен метров, а днем — вырабатывает электроэнергию за счет опускания груза под действием силы тяжести.

В отличии от гидроаккумулирующих электростанций, ТАЭС не требуется источника воды и перепада высот. Ее можно построить на любой равнинной местности. Конструкция устойчива к ветровым и сейсмическим нагрузкам и экологически безопасна. КПД цикла составляет не менее 80%, срок службы — 50 лет.

Твердотельные аккумулирующие электростанции считаются весьма перспективными. По прогнозам, уже к 2025 году рост мирового рынка накопителей энергии достигнет 80 млрд долларов и 10% займут как раз ТАЭС.

Какими бы ни были технологии накопления энергии, их дальнейшее развитие невозможно без четкой законодательной базы. Именно поэтому компания «Системы накопления энергии» совместно с Новосибирским государственным техническим университетом НЭТИ, при поддержке Фонда инфраструктурных и образовательных программ группы «РОСНАНО» разработали первые национальные стандарты для проектирования, испытания и эксплуатации накопителей электрической энергии высокой мощности. Стандарты вступили в действие 1 ноября 2020 года и распространяются в том числе на системы, которые предназначены для автономной работы с возможностью присоединения к электрической сети.

Разработка стандартов была нацелена, в частности, на интеграцию накопителей в единую энергосистему и создание развитой инфраструктуры.

«Рынок накопителей энергии в России только формируется, поэтому генерирующие компании, предприятия и сетевые компании совместно с научным сообществом создают оптимальный образ систем накопления, их структурный состав, выполняемые функции, решают вопросы электромагнитной совместимости с общепромышленной сетью и автономными нагрузками, — подчеркнул один из разработчиков СНЭ, ведущий инженер-конструктор Института силовой электроники НГТУ НЭТИ Дмитрий Коробков.  — Наши стандарты дают ответы на эти вопросы. Если накопитель сделан по разработанным стандартам, то его можно подключать к общей сети, не опасаясь, что он что-нибудь испортит».

Также в разработанных стандартах учтены и адаптированы международные требования, предъявляемые к участникам рынкам. Это поможет отечественным компаниям-разработчикам выйти на международные рынки.

Эксперты считают, что введение стандартов станет драйвером развития отрасли. В 2021 году планируется продолжить работы по формированию нормативной базы в этой сфере.

Текст: Евгения Мамонова.

Подписывайтесь на наш телеграм-канал, чтобы первыми быть в курсе новостей венчурного рынка и технологий!

Проблемы и основные направления развития электроснабжения удаленных и малонаселенных потребителей России


Please use this identifier to cite or link to this item: http://earchive. tpu.ru/handle/11683/16065

Title: Проблемы и основные направления развития электроснабжения удаленных и малонаселенных потребителей России
Authors: Суржикова, Ольга Анатольевна
Keywords: электроснабжение; развитие; основные направления; проблемы; потребители; Россия; линии электропередачи; возобновляемые источники энергии
Issue Date: 2012
Publisher: Томский политехнический университет
Citation: Суржикова О. А. Проблемы и основные направления развития электроснабжения удаленных и малонаселенных потребителей России / О. А. Суржикова // Вестник науки Сибири. — 2012. — № 3 (4). — [С. 103-108].
Abstract: Обозначена проблема качественного электроснабжения удаленных и малонаселенных потребителей. Показана экономическая неэффективность использования для данной категории потребителей стационарных линий электропередач и недостатки применения дизельных электростанций. Предложено использование возобновляемых источников энергии.
URI: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/16065
ISSN: 2226-0064
Appears in Collections:Векторы благополучия: экономика и социум

Files in This Item:

File Description SizeFormat 
322.pdf100,65 kBAdobe PDFView/Open

Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.

В Госдуме обсудили перспективы развития гидроэнергетики России

В Москве в режиме видеоконференции состоялся Круглый стол Комитета Государственной Думы по энергетике на тему «О перспективах развития гидроэнергетики России». В нем приняли участие депутаты Государственной Думы, представители федеральных и региональных органов власти, энергетических компаний, отраслевых ассоциаций, научных и общественных организаций. С докладом выступил Заместитель Генерального директора по стратегии, инновациям и перспективному развитию ПАО «РусГидро» Роман Бердников.

В ходе работы Круглого стола его участники подробно обсудили текущее состояние гидроэнергетики в России и проблемы, которые ограничивают развитие отрасли. Участники обсуждения отметили, что на сегодняшний день ключевым трендом, влияющим на развитие глобальных энергетических рынков, является повышение внимания к вопросам экологии и охраны окружающей среды. Основным драйвером развития энергетики становится не столько экономическая привлекательность источников энергии, сколько качественно новый фактор – борьба с глобальным изменением климата.

Гидроэлектростанции являются крупнейшим источником возобновляемой электроэнергии в России и в мире. Общая мощность ГЭС в России превышает 50 ГВт, выработка электроэнергии – более 190 млрд кВт.ч в год. Для сравнения, мощность всех остальных ВИЭ в России, вместе взятых, составляет около 2 ГВт, выработка электроэнергии – около 2 млрд кВт. ч. Благодаря своим маневренным возможностям, гидроэлектростанции играют важнейшую роль в обеспечении надежной и эффективной работы энергосистемы. Очень важны и неэнергетические функции водохранилищ, созданных плотинами ГЭС – обеспечение надежного водоснабжения, работы речного транспорта, защита от наводнений и т.п.

На территории России сосредоточено около 9% мировых запасов гидроэнергии. По обеспеченности гидроэнергетическими ресурсами Россия занимает второе, после КНР, место в мире, опережая США, Бразилию, Канаду. При этом степень освоенности гидроэнергетического потенциала нашей страны составляет около 20%, что намного меньше показателей развитых стран. Но дальнейшее использование гидроэнергетических ресурсов России сталкивается с рядом сложностей.

Как сообщил в ходе круглого стола Роман Бердников, несмотря на все преимущества гидроэнергетики и ее существенный удельный вес в выработке электроэнергии, на текущий момент гидроэнергетика – единственный тип генерации, для которого в России до сих пор не определены планы и механизмы дальнейшего развития, не оценено его влияние на промышленное и территориальное развитие, а также другие сектора экономики Российской Федерации. В Энергетической стратегии России на период до 2035 года не определены конкретные направления и показатели развития гидроэнергетики, не предусматриваются какие-либо мероприятия по ее развитию.

Важной и нерешенной до настоящего времени проблемой является неурегулированность вопросов создания водохранилищ, являющихся, согласно Водному кодексу, объектами федеральной собственности. На данный момент отсутствуют нормативно установленные требования к составу мероприятий по подготовке зон затопления водохранилищ, порядок финансирования этих мероприятий, определения заказчиков работ и приемки их результатов. Не решены правовые вопросы включения планируемых к строительству водохранилищ в схемы территориального планирования.

Отсутствуют экономические стимулы строительства гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) — мощных накопителей электроэнергии и инструмента обеспечения системной надежности энергоснабжения. В рамках действующих правил функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности экономика немногочисленных российских ГАЭС балансирует на грани безубыточности. При этом объективная потребность в строительстве новых ГАЭС увеличивается с каждым годом в связи с ростом доли маломаневренной атомной энергетики и нерегулируемой выработки ветровых и солнечных электростанций.

Роман Бердников подчеркнул, что целый ряд сложностей препятствуют активному развитию малой гидроэнергетики. Это недостаточный объем квот на проекты малых ГЭС в механизмах стимулирования развития ВИЭ в Российской Федерации после 2024 года, завышенные и избыточные требования к проектам малых ГЭС, их схемам выдачи мощности, готовности станций к несению нагрузки. Целесообразным является относить к малым ГЭС электростанции мощностью до 50 МВт, а не до 25 МВт, что даст существенное удешевление их строительства.

С учетом высказанных мнений по результатам Круглого стола будет сформирован перечень рекомендаций по совершенствованию законодательства, регулирующего различные аспекты строительства и эксплуатации ГЭС и ГАЭС. Такие шаги, по мнению участников Круглого стола, повысят инвестиционную привлекательность гидроэнергетики, что позволит увеличить выработку возобновляемой электроэнергии, повысить надежность энергоснабжения, обеспечить значительный положительный мультипликативный эффект в смежных отраслях, в первую очередь строительстве и энергомашиностроении.  

facebook

twitter

вконтакте

одноклассники

google+

мой мир

10.11.2020

РусГидро ввело в эксплуатацию Усть-Джегутинскую малую ГЭС в Карачаево-Черкесии

10.11.2020

Энергокомпании Группы РусГидро получили паспорта готовности к работе в отопительный сезон

Электроэнергетика России: жизнь после реформы

Публикации — Электроэнергетика

Аннотация. В статье проанализировано современное состояние электроэнергетической отрасли России. Одним из важнейших показателей, характеризующих состояние электроэнергетики, является цена на электроэнергию, которая должна находится на умеренном уровне, в том числе в целях обеспечения конкурентоспособности экономики России. Однако цена на электроэнергию неуклонно растет и уже достигает показателей США. Описаны возможные пути повышения эффективности ценообразования на электроэнергию.

Ключевые слова: реформа электроэнергетики, конкуренция в электроэнергетике, концентрация на рынках электроэнергии.

На протяжении последних 15 лет электроэнергетика подвергается структурным преобразованиям от модели с доминирующей вертикально-интегрированной компанией (ВИК) к потенциально конкурентной модели организации экономических отношений. Разделение РАО «ЕЭС России» было завершено 1 июля 2008 г., однако процесс построения новой модели экономических отношений в отрасли продолжается и по сей день.

Модель реформирования электроэнергетики базируется на предложениях РАО «ЕЭС России» и Минэкономразвития России, предполагающих полное разделение электроэнергетической отрасли на потенциально конкурентные (в тех секторах отрасли, где это возможно) и естественно-монопольные виды деятельности. Продекларированная цель реформы – обеспечение развития электроэнергетики за счет привлечения частных инвестиций в сектора, где возможна конкуренция. Сама же рыночная конкурентная среда должна была послужить тем целям, которым она служит и в других секторах – доступные цены и высокое качество услуг.

Для многих зарубежных стран, которые начинали реформу в условиях значительных резервов генерирующих мощностей, такая модель была приемлема и позволяла рассчитывать на возникновение пусть не идеальной, но реальной конкуренции в условиях профицита предложения. Именно наличие резервов генерирующей мощности позволило многим странам, избравшим систему рыночных отношений в электроэнергетике, добиться появления конкурентной среды в отрасли. В России же причиной реформы, стал грядущий дефицит мощностей, т.н. «крест Чубайса», т.е. когда на графике должны были пересечься линии потребности в мощности и ее фактическим наличием. Удалось ли России достичь поставленных целей в условиях грядущего дефицита генерирующих мощностей?

Электроэнергетика сегодня

Для анализа ситуации в электроэнергетике стоит в начале обратиться к статистике по потреблению электроэнергии в России за последнее десятилетие (Рисунок 1). Рост потребления электроэнергии в среднем составлял 1,5% в год (за исключением падения на 5% в 2009 году), а общий прирост составил 18% за 10 лет.

Рисунок 1. Потребление электроэнергии в России в 2000-2011 г.г.

Источник: Росстат

На этом фоне неуклонное падение темпов ввода новых мощностей, имевшее место в 2001-2009 годах выглядит действительно угрожающим: спрос растет, а возможностей его удовлетворить не становится существенно больше. Тем не менее, в течение последних двух лет темпы ввода новых мощностей растут темпами уже даже сопоставимыми с советскими показателями (Рисунок 2). Так, в 2011 году было введено почти 6 ГВт, а прогноз на 2012 год составляет 7,8 ГВт новых мощностей.


Рисунок 2. Динамика ввода новых мощностей в 2001-2011 гг.
Источник: Расчеты ИПЕМ по данным Системного оператора ЕЭС, РАО «ЕЭС России», Росатома

Обратимся к ценам на электроэнергию для потребителей, которые, наверное, в условиях конкурентного рынка должны были расти темпами, по крайней мере, не большими, чем в условиях монополии РАО «ЕЭС России». Цифры говорят сами за себя: официально провозглашенные задачи реформы не реализованы, так как снижения цен на электроэнергию или хотя бы их стабилизации на прежнем уровне не произошло. Напротив, за время реформ цена на электроэнергию росла в среднем на 13% в год, а в общем за 10 лет стоимость электроэнергии для промышленных потребителей возросла почти в 3 раза и практически достигла показателей США (Рисунок 3).

Рисунок 3. Цены на электроэнергию для промышленных потребителей в США и России.
Источник: расчеты ИПЕМ по данным Росстата и Министерства энергетики США

Для России, как и для любой промышленно развитой страны, низкие цены на электроэнергию – важнейший фактор ее конкурентоспособности на мировом рынке. В том случае, если Россия не хочет оставаться на периферии мировых хозяйственных процессов, необходим качественный скачок в плане нормализации ситуации с ценами на электроэнергию для конечных потребителей. Обратимся к структуре цены на электроэнергию, чтобы определить, где возможно искать резервы для ее снижения или хотя бы поддержания на конкурентоспособном уровне (Рисунок 4). Из рисунка видно, что структура цены на электроэнергию фактически состоит из двух, примерно равных, составляющих: сетевой компоненты (формируемой за счет долей территориальных сетевых организаций (ТСО), ОАО «ФСК», ОАО «МРСК») и генерации.

Электросетевая составляющая цены регулируется государством: именно оно устанавливает тарифы на передачу электроэнергии. Доля тарифицируемых государством услуг по передаче электроэнергии увеличилась в конечной цене с 40% в 2008 году до 47% в 2011 году. Причиной роста доли сетей в конечной цене на электроэнергию стал ускоренный рост регулируемых тарифов по сравнению с ростом цен на оптовом рынке. На рост тарифа влияет качество тарифного регулирования, а именно качество планирования расходов в рамках инвестиционных программ, прозрачность процесса их формирования и реализации, в том числе с использованием инструментов бенчмаркинга.

Тем не менее наибольшую долю в конечной цене на электроэнергию (53%) занимает оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Идеологи реформы предполагали создание конкурентной среды именно в рамках оптового рынка. Посмотрим, возможно ли за счет уменьшения цены на нем существенно уменьшить конечную стоимость электроэнергии.

Рисунок 4. Структура цены на электроэнергию для конечного потребителя в 2011 г.
Источник: НП Совет Рынка

Оптовый рынок электроэнергии

На оптовом рынке продавцами и покупателями являются генерирующие компании, операторы экспорта/импорта электроэнергии, сбытовые организации, сетевые компании (в части приобретения электроэнергии для покрытия потерь при передаче), крупные потребители. Оптовый рынок электроэнергии и мощности функционирует на территории регионов, объединенных в ценовые зоны. В первую ценовую зону входят территории Европейской части России и Урала, во вторую – Сибирь. В неценовых зонах (первая включает Архангельскую и Калининградскую области, Республику Коми, вторая – регионы Дальнего Востока), где по технологическим причинам организация рыночных отношений в электроэнергетике пока невозможна, реализация электроэнергии и мощности осуществляется по особым правилам.

В своем нынешнем виде оптовый рынок электроэнергии функционирует с 1 сентября 2006 года, когда постановлением Правительства Российской Федерации были введены новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности).

Необходимо отметить, что попытка создания конкуренции на оптовом рынке наткнулась на препятствие в виде наличия изолированных энергосистем и слабых межсистемных связей с некоторыми из них. Поэтому рынок как таковой был создан только в ценовых зонах, в то время как неценовые зоны и сегодня полностью остаются под тарифным регулированием.

Теперь посмотрим, существует ли на самом деле конкуренция, способная влиять не только на рынок, но и на цены, хотя бы в ценовых зонах.

В результате реализации реформы в секторе генерации, где предполагалось создание конкуренции, возникла достаточно дробная структура рынка электроэнергии. Самые высокие доли на рынке (из расчета доли в общем производстве электроэнергии) занимают государственные компании Росэнергоатом и РусГидро: 16,6% и 7,5% соответственно. Доля каждой выделенной из РАО «ЕЭС России» тепловой ОГК и ТГК на момент реорганизации не превышала 6%.

 

где S — выраженные в процентах доли энергокомпаний в выработке или по установленной мощности.
Индекс может принимать значение от 0 до 10 000. По значениям индекса обычно выделяют четыре типа рынков:
I – HHI меньше 1000. Рынок оценивается как неконцентрированный (или низкоконцентрированный), велик уровень конкуренции;
II – HHI больше 1000, но меньше 1800. Рынок рассматривается как умеренно концентрированный, однако уровень HHI выше 1400 рассматривается как некий предупредительный сигнал;
III – HHI выше 1800, но менее 5000. Рынок считается высококонцентрированным, что позволяет сделать вывод о слабой конкуренции и возможном присутствии на данном рынке доминирующих фирм;
IV – HHI превышает 5000. Очень высокая рыночная концентрация, рынок в большей степени монополизирован.

Наиболее простым способом оценки рыночной концентрации (отсутствия доминирования) является хорошо известный экономистам индекс Херфиндаля-Хиршмана (HHI), который рассчитывается как сумма квадратов рыночных долей (в процентах) всех субъектов рынка в общем его объеме и отражает распределение рыночной власти между всеми субъектами данного рынка.

Так, в 2011 году для оптового рынка электроэнергии России в целом индекс принимает значение 629, что соответствует рынку с низкой рыночной концентрацией и отсутствием доминирования. Однако еще в 2008 году этот показатель был равен 540 (Рисунок 5). Несмотря на то, что показатель все еще находится в зоне низкоконцетрированных рынков, очевидна тенденция повышения концентрации на рынке и усиления рыночного влияния некоторых игроков. Наиболее заметным примером процесса повышения концентрации на рынке стало объединение двух оптовых генерирующих компаний (ОГК-2 и ОГК-6) на базе ОГК-2.


Рисунок 5 Доля энергокомпаний в производстве электроэнергии в 2011 г.
Источник: расчеты ИПЕМ по данным из открытых источников.

Однако такая оценка ситуации на рынке электроэнергии и мощности не совсем корректна, так как частью генерирующих компаний владеют одни и те же собственники. Например, ОАО «Газпром» владеет контрольными пакетами акций в ОГК-2, ТГК-1 и Мосэнерго и, таким образом, занимает долю на рынке генерации около 17% (Рисунок 6). ОАО «Интер РАО ЕЭС» имеет доли в крупных генерирующих компаниях ОГК-1, ОГК-3, ТГК-11, Башэнергоактив и в результате генерирует более 10% электроэнергии в ценовых зонах оптового рынка.


Рисунок 6 Доля энергокомпаний, принадлежащих разным инвесторам, в производстве электроэнергии в 2011 г.
Источник: расчеты ИПЕМ по данным из открытых источников.

Расчет по отдельным собственникам дает значение индекса в 1 169, что уже соответствует рынку с умеренной концентрацией. Следует также отметить, что с 2008 года этот показатель также вырос вследствие процессов укрупнения и консолидации энергокомпаний под контролем нескольких ведущих игроков — тогда он составлял 1020 (Таблица 1). В структуре собственников следует особенно отметить роль государства. Контролируемые так или иначе государством компании вместе занимают более 54% оптового рынка электроэнергии.

Таблица 1 Уровень концентрации на оптовых рынках электроэнергии

  Индекс HHI
  по объему производства электроэнергии по установленной мощности
  2008 год 2011 год 2008 год 2011 год
По генерирующим компаниям 540 629 527 619
По собственникам 1020 1169 1080 1238

Несовершенство условий для конкуренции усугубляется исторически сложившимся территориальным размещением различных типов генерации по ценовым зонам: в первой ценовой зоне (Европа и Урал) преобладает тепловая (в основном, газовая) генерация, во второй ценовой зоне (Сибирь) ведущую роль играет гидрогенерация. В сочетании с маржинальным принципом ценообразования, действующим на оптовом рынке, это приводит к естественному и ожидаемому перекосу: в разных ценовых зонах наблюдаются различные по своей сути картины доминирования, или, если точнее, имеются различные возможности для манипулирования рынком. В первой ценовой зоне все рычаги манипулирования сосредоточены в руках поставщиков, хотя стоит отметить, что количество участников рынка достаточно велико, а значит, возможности для чрезмерного манипулирования ограничены. Во второй ценовой зоне основной простор для манипулирования имеется у крупных потребителей, число которых невелико, а доли на рынке, напротив, значительны. В результате в первой зоне средние цены стабильно выше, чем в Сибири, и колебания наблюдаются, главным образом, «в плюс». Во второй же зоне и средние цены ниже, и колебания наблюдаются преимущественно «в минус», вплоть до того, что иногда средневзвешенная цена по зоне оказывается равной нулю.

Однако для электроэнергетики оценка доминирования на рынке по стране в целом (по собственникам и даже по ценовым зонам) является не совсем корректной ввиду наличия значительных инфраструктурных ограничений на перетоки электроэнергии.

Поэтому в 2007 г. по инициативе ФАС России были введены новые индикативные зоны антимонопольного регулирования — зоны свободного перетока мощности . Новые ценовые зоны, формируемые по границам зон свободного перетока мощности, определяют регионы рынка электроэнергии, на которых оценивается доминирующее положение поставщика. Масштаб рынка для антимонопольного регулирования в условиях существования всего двух ценовых зон был слишком велик и формировал искаженные индикаторы доминирования, поэтому количество зон для их определения было значительно увеличено.

На основании расчётов, проведенных в рамках оценки рыночной концентрации по индексу Херфиндаля-Хиршмана, можно утверждать, что ни одна из зон свободного перетока мощности не является рынком с отсутствием доминирующего положения кого-то из участников. И лишь две зоны можно назвать рынком с умеренной концентрацией: зона № 8, соответствующая части ОЭС Урала, и зона № 25, объединяющая области Центральной России (Рисунок 7). Все остальные зоны являются рынками с высокой концентрацией (наличием доминирования).


Рисунок 7 Уровень концентрации на рынках электроэнергии по зонам свободного перетока, 2011 г. 
Источник: ФАС России.

На розничном рынке электроэнергии ситуация еще занимательнее. С самого начала было непонятно, каким образом можно внедрить конкуренцию в рознице, где локальный монополизм особенно силён. Также было не ясно, за счет каких инструментов различные энергосбытовые компании будут конкурировать за потребителя: существующие на данный момент правила ограничивают деятельность энергосбытов в ценообразовании, и зарабатывать они могут только на сбытовой надбавке, поэтому ценовые условия, как и варианты оплаты, у всех одинаковы. До 2012 года существовал спорный, но достаточно интересный механизм ценовой градации потребителей по равномерности их графика потребления — ЧЧИ (число часов использования мощности), который впоследствии был отменен. Этот инструмент позволял энергосбытам, оптимизировавшим пул своих потребителей так, что ЧЧИ собственного закупочного графика было высоким, зарабатывать на разрыве в стоимости электроэнергии между оптом и розницей. В итоге, в отличие от зарубежных стран, опыт которых стал прообразом для нашей реформы и где энергосбытовые компании имеют возможность предложить потребителю различные «ценовые меню», российские энергосбыты просто не имеют возможности конкурировать за потребителя по цене. Добавим к этому сложность перехода потребителя от одного энергосбыта к другому, а также тот очевидный факт, что для любой независимой энергосбытовой компании в качестве бизнеса интересны только крупные потребители, которые давно разобраны, а мелкие потребители и тем более население воспринимаются скорее как обуза. Получается, для того, чтобы сделать вывод об отсутствии конкуренции на розничном рынке электроэнергии, даже математических расчетов проводить не нужно.

Недавно всемирный банк опубликовал очередной рейтинг стран мира по условиям ведения бизнеса (Doing business), в котором, кстати сказать, Россия поднялась со 120-го места на 112-е. Наряду с успехами в упрощении получения разрешений на строительство, в усовершенствовании ряда процедур налогового администрирования, в упрощении создания нового бизнеса и исполнения договорных обязательств, в России по прежнему близкой к критической остается ситуация с крайне сложной и длительной процедурой технического присоединения к системе электроснабжения. Этот показатель, несомненно, отражает картину с конкуренцией на рынках электроэнергии, т.к. становится видно, в какой мере активна конкуренция за потребителя.

В проведенном рейтинге учитывались три показателя: стоимость, количество этапов и количество дней, необходимых для технического присоединения. Легче всего осуществить техническое присоединение к электрическим сетям оказалось в традиционно открытых для бизнеса странах Европы: Германии, Исландии, Швейцарии, Швеции, а так же в новых индустриальных странах Юго-Восточной Азии: Республике Корея, Гонконге, Сингапуре, Тайване, Таиланде. Россия по этому показателю располагается на предпоследнем 185 месте, между Мадагаскаром и Бангладеш. В то время как среднее время подключения к электрическим сетям в мире составляет 107 дней (медианное значение — 100 дней), в Германии — 17 дней, в России этот процесс занимает в среднем 281 день.

Перспективы

После четырехлетнего постреформенного затишья, а по мнению многих – застоя, отечественная электроэнергетика вступает в период новых преобразований. В частности, недавно было объявлено о принятии окончательного решения относительно формата консолидации двух компаний, оперирующих электросетями высокого и среднего напряжения: ОАО «ФСК ЕЭС» (магистральные сети) и ОАО «Холдинг «МРСК» (региональные распределительные сети). В рамках новой схемы ОАО «Холдинг МРСК» будет переименовано в ОАО «Российские сети», и в его уставный капитал будет внесен находящийся в федеральной собственности пакет в 79,55% акций ОАО «ФСК ЕЭС». Объединение планируется завершить только к середине 2013 года. Консолидация всегда влечет за собой управленческую перестройку, что первоначально может негативно сказываться на эффективности функционирования компании и сектора. К тому же, большая компания – не только большие возможности, но и большие трудности, в первую очередь в организации эффективного управления. В то же время, слияние даст возможность реально приступить к решению проблемы «последней мили», а за счет эффекта масштаба высвободятся дополнительные резервы, которые можно направить на выполнение инвестиционных программ или на ограничение роста цен на электроэнергию для конечных потребителей.

Выводы

Часть целей, которые провозглашались в процессе реформы электроэнергетики, безусловно достигнута. Во-первых, в отрасль привлечены инвесторы, в том числе иностранные. Во-вторых, происходит увеличение ввода новых мощностей, хотя и не теми темпами и не в тех объемах, что декларировались изначально. В то же время, конкурентная среда на оптовом рынке электроэнергии не создана: ее отсутствие на ОРЭМ во многом обусловлено высокой степенью рыночной концентрации. Розничные рынки электроэнергии, так же почти не дают примеров реальной конкуренции за потребителя. Ситуация же с подключением к сетям является лучшей иллюстрацией итогов реформы: дорого, долго, непрозрачно.

А.В. Григорьев, к.э.н., руководитель Департамента исследований ТЭК ИПЕМ

А.М. Шафран, к.г.н., эксперт-аналитик Департамента исследований ТЭК ИПЕМ

Журнал «Менеджмент и бизнес-администрирование», № 1/2013, апрель 2013

Большая часть электроэнергии в России поступает из природного газа

После распада Союза общества в 1991 году общее потребление электроэнергии в России быстро снизилось, а после 1998 года снова начало постепенно расти. снизился незначительно в 2019 году. В 2018 году уровень потребления электроэнергии составил 999,4 тераватт-часов (ТВт-ч).

Потребление электроэнергии на душу населения следовало очень похожей траектории.

По данным МЭА, в зависимости от года большая часть электроэнергии в России вырабатывается из природного газа (около 50%), в то время как уголь и атомная энергия составляют около 15-18% каждый. Гидроэнергетика составляет 17% от общего количества, в то время как другие возобновляемые источники энергии практически отсутствуют.

Источник: IEA

Данные МЭА показывают, что Россия не экспортирует электроэнергию; фактически, он частично зависит от импорта энергии. В период с 1992 по 2008 год Россия перешла на рыночную модель функционирования электроэнергетики.

В 2005 году Россия приступила к реализации амбициозной программы реформирования электроэнергетики:

«Российские политики признали, что привлечение своевременных и надлежащих инвестиций будет оставаться существенной и постоянной проблемой, которую можно наиболее эффективно решить путем создания эффективных рынков электроэнергии, действующих в ответ на реальные ценовые сигналы, в рамках надежных и предсказуемых правовых и нормативно-правовая база. Только такие рынки, на которых конкуренция основана на прозрачных ценах, которые точно отражают затраты, могут обеспечить эффективные, надежные и конкурентоспособные на международном уровне показатели, необходимые для достижения экономических целей правительства в долгосрочной перспективе.Такие рынки могут привлечь новые инвестиции, которые потребуются отрасли, особенно для обеспечения надежности электроснабжения после 2010 года ».

Это положило начало важнейшей реформе энергетического сектора современной России — реформе РАО «ЕЭС России».

Реформа «РАО ЕЭС»

В июне 2008 года завершился важнейший этап реформирования российской электроэнергетики — реорганизация РАО ЕЭС (ОАО «Единая энергетическая система»).Это российская электроэнергетическая холдинговая компания, которая контролирует около 70% установленной электрической мощности страны, 96% ее высоковольтных сетей и более 70% линий электропередачи. Помимо российского рынка, РАО ЕЭС экспортировало электроэнергию в Скандинавию и другие страны СНГ.

Реорганизация РАО ЕЭС началась в 2006 году. 3 сентября 2007 года завершился первый этап реорганизации, в ходе которого дочерние генерирующие компании (ОГК-5 и ТГК-5) были индивидуально выделены из материнской РАО ЕЭС.В ходе второго этапа реорганизации все оставшиеся дочерние общества РАО ЕЭС были выделены до 1 июля 2008 года.

Эта реорганизация рассматривалась как массовая приватизация электроэнергетики с целью получения инвестиций на сумму около 79 миллиардов долларов США. В результате РАО ЕЭС прекратило свое существование после присоединения к ФСК ЕЭС, Федеральной сетевой компании. Всего продолжают работу шесть оптовых генерирующих компаний (ОГК), 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК), РусГидро, ФСК ЕЭС (Федеральная сетевая компания), СО-ЦДУ (Системный оператор), Холдинг МРСК, РАО ЭС Востока и Интер РАО ЕЭС. действовать как независимые субъекты.Отрасль, считавшаяся нереформируемой монополией, контролируемой государством, начала превращаться в рыночную, основанную на конкуренции и частной собственности.

Реформа вызвала много вопросов; были противники и скептики, сомневавшиеся в его успехе. Тем не менее реформа начала давать положительные результаты. Во-первых, увеличился сбор платежей «реальными» деньгами. Если в 1998 году этот показатель составлял около 20%, то к 4 тыс. кварталу 2001 года он достиг 100%. Одновременно погашены долги угольщикам и газовикам; Прекратились задержки зарплаты энергетикам.Когда антикризисное управление начало приносить плоды, менеджмент РАО «ЕЭС России» приступил к решению следующей важнейшей задачи — поиску решений для развития отрасли.

Обзор и оценка реформы ТАСС пришло к следующим выводам относительно реформы:

  • Спрос на электроэнергию увеличился, но мощности не хватило. На строительство новых энергообъектов потребовались большие деньги, которых в бюджете не было.

По оценкам экспертов, потребность отрасли в инвестициях в 2006–2010 годах оценивалась примерно в 11,8 трлн рублей, из которых 6,7 трлн потребовалось для создания новых генерирующих мощностей. В то же время реформаторы решили, что повышение тарифов — не вариант. Необходимо было сделать энергетический сектор привлекательным для инвестиций, но для этого необходимо было изменить систему управления энергосистемой страны, сделав ее доступной для инвесторов.

Для этого 73 региональные энергосистемы были разделены по видам деятельности по производству и сбыту, независимо от того, был ли доступ открыт для частных инвестиций, а также по сетям и диспетчеризации, которые оставались под контролем государства.Возник оптовый рынок электроэнергии, и Правительство Российской Федерации утвердило Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. В 2007-2008 годах состоялось публичное размещение акций 18 генерирующих компаний. Это позволило привлечь более 30 миллиардов долларов и запустить в стране инвестиционную программу по созданию новых энергетических мощностей. Этим завершилась реформа в российской энергетике, и 30 июня 2008 года РАО «ЕЭС России» прекратило свое существование. Функции управления отраслью были переданы Минэнерго РФ, участники энергетического рынка объединились в сообщество производителей и потребителей энергии под названием НП «Совет рынка».

Суммарная мощность генерирующих объектов тепловой энергетики, открытых по договору о предоставлении мощности (ДПМ) между инвесторами и потребителями оптового рынка электроэнергии, в 2008–2017 гг. Составила 26,5 ГВт. Всего за этот период было введено 39,8 ГВт, по расчетам Росэнергоагентства. Это позволило заменить советские паросиловые агрегаты ТЭС на современные парогазовые установки с более высоким КПД (55-60%). Это крупнейший запуск генерирующих мощностей в российской энергетике за несколько десятилетий.В 1991-2001 годах этот показатель составлял 12,4 ГВт. За счет увеличения резерва сетевых и генерирующих мощностей повысилась надежность энергосистемы.

Средняя продолжительность отключений в распределительных сетях с 2010 по 2013 год сократилась вдвое до 2,15 часа. Аварии на электростанциях РАО «ЕЭС» с 2011 по 2017 год снизились на 16%. По электрическим сетям напряжением 110 кВ за тот же период количество аварий снизилось на 23%.

Исчезли риски массовых отключений промышленных потребителей в зимний период из-за перебоев в электроэнергии в пиковые периоды.Крупномасштабные инвестиции в новые сети и генерирующие мощности помогли сдержать рост стоимости электроэнергии, которая в настоящее время растет медленнее, чем цены на топливо.

Кроме того, развитие электроэнергетики увеличило спрос на продукцию, производимую российским энергетическим машиностроением. Производство паровых турбин в России увеличилось на 79% с 2010 по 2017 год, в то время как паровых котлов (кроме котлов центрального отопления и их компонентов) увеличилось на 36% за тот же период.По прогнозам рейтингового агентства АКРА, период с 2018 по 2020 год должен был быть отмечен самыми высокими финансовыми показателями за всю историю отечественной электроэнергетики.

Закон о микрогенерации

Закон о микрогенерации, вступивший в силу де-факто в 2020 году (де-юре — 30 декабря 2019 года), давно ждали сторонники возобновляемой энергетики. Этот нормативный акт узаконил понятие «микрогенерация» и позволил гражданам или отдельным лицам производить электроэнергию для собственных нужд: иметь солнечную батарею, ветряную турбину или дизельный генератор в загородном доме.Несмотря на то, что это не было запрещено ранее, этот закон является новым, поскольку он допускает возможность технологического подключения к сетям общего пользования и продажи излишков произведенной энергии гарантированному поставщику.

В качестве стимула для такой деятельности в Налоговый кодекс были внесены необходимые изменения: например, продажа энергии владельцем генерирующей микроустановки не считается предприятием, и до 2029 года она не подлежит личному учету. подоходный налог. Создание микрогенерации идеально вписывается в концепцию «Интернета энергии», идею, которая быстро развивается за рубежом и в России.По сути, это предполагает создание местной энергетической инфраструктуры (микроэнергетической системы или микросети), в которую интегрированы производители и потребители энергии и в рамках которой они могут свободно обмениваться энергией. К 2035 году, по оценкам экспертов, на долю такой энергии будет приходиться более половины рынка, который сегодня оценивается в 3 триллиона долларов и обещает вырасти более чем на 60%.

Прошел год со дня вступления закона в силу, каковы результаты?

«Применение закона пока носит единичный характер», — заявил в интервью «Российской газете» директор Ассоциации предприятий солнечной энергетики Антон Усачев.«Реализовано всего несколько проектов. Например, в Свердловской области солнечная установка подключена к распределительной сети, и владелец солнечных модулей успешно продает излишки в сеть. Теперь нам нужны нормативные акты, регулирующие отношения между владельцем солнечной электростанции, гарантирующим поставщиком и энергоснабжающей компанией. Это позволит стандартизировать многие процессы, упростив процесс подключения и расчетов ». Между тем об интересе к развитию микрогенерации свидетельствует большое количество обращений граждан и организаций в Минэнерго РФ.

Закон о микрогенерации не определяет источник энергии будущего. Гипотетически это может быть что угодно, за исключением атомного реактора. Все зависит от экономической выгоды от использования того или иного вида топлива.

Умные счетчики электроэнергии

В июле 2020 года Министерство энергетики объявило, что с 2022 года будут устанавливаться только интеллектуальные счетчики электроэнергии. С 1 июля ответственность за них перешла к энергетическим компаниям (гарантирующим поставщиков в многоквартирных домах и сетевым компаниям в случае частной жилой застройки).По данным Минэнерго, потребители сэкономят от 5 000 до 20 000 рублей (68-275 долларов) на покупке и установке счетчиков. Также с потребителей снимается вся ответственность за обслуживание и поверку электросчетчиков, но остается обязательство следить за их безопасностью, если счетчик установлен в квартире или на участке, где находится частный дом. Министерство оценивает сокращение потерь электроэнергии примерно в 70-80 миллиардов рублей (956 миллионов долларов — 1 доллар.1 млрд) в год в текущих ценах.

Все другие законы и реформы в электроэнергетическом секторе России можно найти здесь на русском языке: http://arep.pro/spravochnik/nacts.html


Рекомендация

«Мы ответственно относимся к экологическим и климатическим проблемам, уделяя большое внимание увеличению доли возобновляемых, особенно гидро- и ядерных источников энергии, чтобы поддерживать национальный энергетический баланс, улучшать государственное регулирование выбросов парниковых газов и обеспечивать для быстрого и экономически эффективного сокращения выбросов парниковых газов в соответствии с Парижским соглашением.Россия продолжит конструктивное сотрудничество со всеми заинтересованными сторонами, особенно в энергетической отрасли, на принципах взаимовыгодного сотрудничества и равноправного партнерства », — заявил президент Путин в октябре 2016 года на Всемирном энергетическом конгрессе в Стамбуле.

Ключевая рекомендация заключается в том, чтобы выполнить это обещание и создать необходимые условия для использования и расширения других возобновляемых источников энергии, чтобы начать отказываться от природного газа и угля в России. В настоящее время возобновляемые источники энергии в России все еще недостаточно развиты из-за отсутствия благоприятной государственной политики и четких политических сигналов.Обилие энергии и субсидии на природный газ, электричество и отопление также препятствовали росту возобновляемых источников энергии в стране, поэтому субсидии необходимо перенести с грязных источников энергии на чистые, возобновляемые.


Связаться

Николай Шульгинов, Министр энергетики Российской Федерации

Электронная почта: [email protected]


Сообщение было отправлено региональным менеджером по климату в России Марией Стамблер

Источник изображения: Константин Чалабов / РИА Новости

Россия 2019

На рис. 2 представлена ​​карта российских атомных электростанций.В таблице 5 показано текущее состояние атомных электростанций Российской Федерации.

С 36 действующими реакторами в составе атомных станций Российской Федерации:

  • Три реактора с водой под давлением первого поколения, аналогичные ВВЭР-440.

  • Два реактора с водой под давлением ВВЭР-440 второго поколения.

  • Тринадцать реакторов с водой под давлением ВВЭР-1000 третьего поколения, в основном типа В-320.

  • Три реактора ВВЭР-1200.

  • Десять легководных графитовых реакторов РБМК теперь уникальны для Российской Федерации. Четыре старейших из них были введены в эксплуатацию в 1970-х годах в Курске и Ленинграде.

  • Три небольших реактора с кипящей водой с графитовым замедлителем в Восточной Сибири, построенные в 1970-х годах для когенерации (модели EGP-6 на рис. 2).

  • Реакторы на быстрых нейтронах БН-600 и БН-800.

РИС. 2. Карта АЭС России.

ТАБЛИЦА 5. СОСТОЯНИЕ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ АЭС

Реакторная установка Тип Чистая
Мощность
[МВт (эл.)]
Статус Оператор Реактор
Поставщик
Строительство
Дата
Первый
Критичность
Дата
Первая сетка
Дата
Коммерческий
Дата
Завершение работы
Дата
UCF
для
2018
БАЛАКОВО-1 PWR 950 Оперативный REA AEM 1980-12-01 1985-12-12 1985-12-28 1986-05-23 76.8
БАЛАКОВО-2 PWR 950 Оперативный REA AEM 1981-08-01 1987-10-02 1987-10-08 1988-01-18 89,8
БАЛАКОВО-3 PWR 950 Оперативный REA AEM 1982-11-01 1988-12-16 1988-12-25 1989-04-08 81.7
БАЛАКОВО-4 PWR 950 Оперативный REA AEM 1984-04-01 1993-03-24 1993-04-11 1993-12-22 100,0
БЕЛОЯРСК-3 FBR 560 Оперативный REA AEM 1969-01-01 1980-02-26 1980-04-08 1981-11-01 75.3
БЕЛОЯРСК-4 FBR 820 Оперативный REA AEM 18.07.2006 27.06.2014 10.12.2015 31.10.2016 62,3
БИЛИБИНО-1 LWGR 11 Оперативный REA AEM 1970-01-01 1973-12-11 1974-01-12 1974-04-01 25.8
БИЛИБИНО-2 LWGR 11 Оперативный REA AEM 1970-01-01 1974-12-07 1974-12-30 1975-02-01 85,0
БИЛИБИНО-3 LWGR 11 Оперативный REA AEM 1970-01-01 1975-12-06 1975-12-22 1976-02-01 76.7
БИЛИБИНО-4 LWGR 11 Оперативный REA AEM 1970-01-01 1976-12-12 1976-12-27 1977-01-01 85,1
КАЛИНИН-1 PWR 950 Оперативный REA AEM 1977-02-01 1984-04-10 1984-05-09 1985-06-12 98.2
КАЛИНИН-2 PWR 950 Оперативный REA AEM 1982-02-01 1986-11-25 1986-12-03 1987-03-03 93,9
КАЛИНИН-3 PWR 950 Оперативный REA AEM 1985-10-01 2004-11-25 2004-12-16 2008-11-08 85.9
КАЛИНИН-4 PWR 950 Оперативный REA AEM 1986-08-01 2011-11-08 2011-11-24 25 декабря 2012 99,8
КОЛА-1 PWR 411 Оперативный REA AEM 1970-05-01 1973-06-26 1973-06-29 1973-12-28 30.3
КОЛА-2 PWR 411 Оперативный REA AEM 1970-05-01 1974-11-30 1974-12-09 1975-02-21 84,4
КОЛА-3 PWR 411 Оперативный REA AEM 1977-04-01 1981-02-07 1981-03-24 1982-12-03 85.3
КОЛА-4 PWR 411 Оперативный REA AEM 1976-08-01 1984-10-07 1984-10-11 1984-12-06 85,0
КУРСК-1 LWGR 925 Оперативный REA AEM 1972-06-01 1976-10-25 1976-12-19 1977-10-12 58.9
КУРСК-2 LWGR 925 Оперативный REA AEM 1973-01-01 1978-12-16 1979-01-28 17.08.1979 56,5
КУРСК-3 LWGR 925 Оперативный REA AEM 1978-04-01 1983-08-09 1983-10-17 1984-03-30 77.4
КУРСК-4 LWGR 925 Оперативный REA AEM 1981-05-01 1985-10-31 1985-12-02 1986-02-05 86,7
ЛЕНИНГРАД 2-1 PWR 1085 Оперативный REA AEM 25.10.2008 06.02.2018 09.03.2018 29.10.2018 23.8
ЛЕНИНГРАД-2 LWGR 925 Оперативный REA AEM 1970-06-01 1975-05-06 1975-07-11 1976-02-11 70,2
ЛЕНИНГРАД-3 LWGR 925 Оперативный REA AEM 1973-12-01 17.09.1979 1979-12-07 1980-06-29 72.2
ЛЕНИНГРАД-4 LWGR 925 Оперативный REA AEM 1975-02-01 1980-12-29 1981-02-09 1981-08-29 84,8
НОВОВОРОНЕЖ 2-1 PWR 1114 Оперативный REA AEM 2008-06-24 2016-05-20 05.08.2016 27.02.2017 83.6
НОВОВОРОНЕЖ 2-2 PWR 1114 Оперативный REA AEM 12.07.2009 2019-03-22 2019-05-01 2019-11-06 0,0
НОВОВОРОНЕЖ-4 PWR 385 Оперативный REA AEM 1967-07-01 1972-12-25 1972-12-28 1973-03-24 0.4
НОВОВОРОНЕЖ-5 PWR 950 Оперативный REA AEM 1974-03-01 1980-04-30 1980-05-31 1981-02-20 87,7
РОСТОВ-1 PWR 950 Оперативный REA AEM 1981-09-01 23.02.2001 30-03-2001 25.12.2001 88.0
РОСТОВ-2 PWR 950 Оперативный REA AEM 1983-05-01 22.01.2010 18-03-18 2010-12-10 77,9
РОСТОВ-3 PWR 950 Оперативный REA AEM 15.09.2009 07.12.2014 27.12.2014 17.09.2015 90.8
РОСТОВ-4 PWR 950 Оперативный REA AEM 16.06.2010 29.12.2017 02.02.2018 28.09.2018 100,0
СМОЛЕНСК-1 LWGR 925 Оперативный REA AEM 1975-10-01 1982-09-10 1982-12-09 1983-09-30 80.9
СМОЛЕНСК-2 LWGR 925 Оперативный REA AEM 1976-06-01 1985-04-09 1985-05-31 1985-07-02 87,4
СМОЛЕНСК-3 LWGR 925 Оперативный REA AEM 1984-05-01 1989-12-29 1990-01-17 1990-10-12 40.8
АКАДЕМИК ЛОМОНОСОВ-1 PWR 32 Строится REA AEM 2007-04-15 31.12.2019
АКАДЕМИК ЛОМОНОСОВ-2 PWR 32 Строится REA AEM 2007-04-15 31.12.2019
BALTIC-1 PWR 1109 Строится REA AEM 22.02.2012
КУРСК 2-1 PWR 1115 Строится REA AEM 29.04.2018 2022-06-21 2023-09-21
КУРСК 2-2 PWR 1115 Строится REA AEM 2019-04-15 2023-12-31 2024-08-21
ЛЕНИНГРАД 2-2 PWR 1085 Строится REA AEM 2010-04-15 2011-11-30 2021-12-31 2022-01-25
АПС-1 ОБНИНСК LWGR 5 Постоянное отключение МСМ МСМ 1951-01-01 1954-05-06 1954-06-27 1954-12-01 29.04.2002
БЕЛОЯРСК-1 LWGR 102 Постоянное отключение REA МСМ 1958-06-01 1963-09-01 1964-04-26 1964-04-26 1983-01-01
БЕЛОЯРСК-2 LWGR 146 Постоянное отключение REA МСМ 1962-01-01 1967-10-10 1967-12-29 1969-12-01 1990-01-01
ЛЕНИНГРАД-1 LWGR 925 Постоянное отключение REA AEM 1970-03-01 1973-09-12 1973-12-21 1974-11-01 22.12.2018 72.7
НОВОВОРОНЕЖ-1 PWR 197 Постоянное отключение REA МСМ 1957-07-01 1963-12-17 1964-09-30 1964-12-31 1988-02-16
НОВОВОРОНЕЖ-2 PWR 336 Постоянное отключение REA МСМ 1964-06-01 1969-12-23 1969-12-27 1970-04-14 1990-08-29
НОВОВОРОНЕЖ-3 PWR 385 Постоянное отключение REA AEM 1967-07-01 1971-12-22 1971-12-27 1972-06-29 25.12.2016
БАЛАКОВО-5 PWR 950 Suspended Constr. REA 1987-04-01
БАЛАКОВО-6 PWR 950 Suspended Constr. REA 1988-05-01
ЮЖНЫЙ УРАЛСК-1 FBR 750 Suspended Constr. REA AEM 1986-01-01
ЮЖНЫЙ УРАЛСК-2 FBR 750 Suspended Constr. REA AEM 1986-01-01
ВОРОНЕЖ (ТОЛЬКО ТЕПЛО) -1 BWR 0 Suspended Constr. REA 1983-09-01
ВОРОНЕЖ (ТОЛЬКО ТЕПЛО) -2 BWR 0 Suspended Constr. REA 1985-05-01
БАШКИРСК-1 PWR 950 Отменено Констр. REA 1983-01-01 1993-12-01
БАШКИРСК-2 PWR 950 Отменено Констр. REA 1983-12-01 1993-12-01
ГОРЬКИЙ (ТОЛЬКО ТЕПЛО) BWR 0 Отменено Констр. REA 1982-01-01 1993-12-01
КУРСК-5 LWGR 915 Отменено Констр. REA AEM 1985-12-01 15.08.2012
КУРСК-6 LWGR 925 Отменено Констр. REA 1986-08-01 1993-12-01
СМОЛЕНСК-4 LWGR 925 Отменено Констр. REA 1984-10-01 1993-12-01
ТАТАР-1 (КАМА) PWR 950 Отменено Констр. REA 1987-04-01 1993-12-01
ТАТАР-2 (КАМА) PWR 950 Отменено Констр. REA 1988-05-01 1993-12-01
Источник данных: МАГАТЭ — Информационная система по энергетическим реакторам (PRIS).
Примечание. Таблица полностью сформирована на основе данных PRIS для отражения самой последней доступной информации и может быть более актуальной, чем текст отчета.

Производство атомной энергии в 2018 году составило около 18% от общего объема выработки электроэнергии в стране. Атомные электростанции находятся в ведении Концерна Росэнергоатом.

Работы по продлению ресурса энергоблоков АЭС инициированы в соответствии с Программой развития атомной энергетики Российской Федерации на 1998–2005 годы и на период до 2010 года, утвержденной Постановлением Правительства Российской Федерации от 25 декабря 2005 г.815 от 21 июля 1998 года. Долгосрочная программа деятельности Госкорпорации «Росатом» на период 2009–2015 годов, утвержденная Постановлением Правительства Российской Федерации от 20 сентября 2008 года № 705, предусматривает продление срока эксплуатации действующих энергоблоков АЭС.

Большинство реакторов имеют лицензии на продление срока эксплуатации. Половина выработки атомной энергии в Российской Федерации в 2015 году была произведена на энергоблоках, которые были модернизированы для долгосрочной эксплуатации и работали сверх первоначального проектного срока службы (около 30 лет), в основном с 15-летним продлением изначально.Двадцать четыре из 34 реакторов, эксплуатируемых в 2015 году, были модернизированы с продлением срока эксплуатации, в результате чего была увеличена генерирующая мощность на 3 ГВт (эл.). Из остальных десяти пять находились в стадии модернизации и пять были относительно новыми.

Как правило, российские реакторы изначально лицензировались на 30 лет с момента подачи первой мощности. В конце 2000 г. были объявлены планы продления срока эксплуатации 12 реакторов первого поколения (Ленинградские 1 и 2, Курские 1 и 2, Кольские 1 и 2, Билибино 14 и Нововоронежский 3 и 4) общей мощностью 5,7 ГВт (эл.), Что потребовало крупных инвестиций. в их ремонте.Однако стоимость этого обычно составляет лишь одну пятую от стоимости строительства замещающей мощности. В 2014 году утверждена новая Госпрограмма по продлению лицензий, приведшая стандарты в соответствие с международными.

К концу 2011 года было продлено 15 лет для 17 блоков общей мощностью 9,8 ГВт (эл.). К середине 2016 года продлены лицензии на эксплуатацию 24 энергоблоков общей мощностью 16242 МВт (эл.): Белоярск 3, Нововоронеж 35, Кольский 14, Калинин 1, Балаково 1, Курск 14, Ленинград 14, Смоленск 1 и 2 и Билибино 14. .Проекты по Балаково 24, Калинина 2 и Смоленске 3 будут реализованы к 2023 году.

Энергоблоки

ВВЭР-440, как правило, продлили срок эксплуатации на 15 лет (Кольские блоки 1 и 2 с ВВЭР-440 являются моделями V-230, которые Евросоюз заплатил за досрочное отключение в странах за пределами Российской Федерации; Нововоронежская 4, V- 179, является предшественником этого). «Кола-2» проходит анализ безопасности с целью продления лицензии до 60 лет, а «Кола-1» также, как ожидается, получит лицензию на срок более 45 лет после отжига корпуса реактора.Продление лицензии на Кольскую 3 до 2026 года (45 лет) было подтверждено в феврале 2016 года после проведения работ по модернизации. Ожидается, что лицензия на Нововоронеж-4 будет лицензирована на 60 лет с использованием разобранных деталей с блока 3, остановленного в конце 2016 года.

Ожидается, что лицензия на большинство энергоблоков с ВВЭР-1000 будет продлена на 30 лет. В 2015 году Балаково-1 была лицензирована на 60 лет, и намерения по блоку 24 аналогичны. Ожидается, что к 2025 году лицензии на Калинин-2 и Смоленск-3 будут продлены на 30 лет.

В 2006 году Росатом заявил, что рассматривает возможность продления срока эксплуатации на 15 лет и повышения номинальной мощности всех 11 действующих реакторов РБМК; К середине 2016 года у 10 были продлены лицензии.После значительных модификаций конструкции, внесенных после аварии на Чернобыльской АЭС, а также обширного ремонта, включая замену топливных каналов, срок службы в 45 лет рассматривается как реалистичный для большинства блоков мощностью 1000 МВт (эл.). В 2011 году эти блоки обеспечивали 47,5% электроэнергии, вырабатываемой атомными электростанциями Российской Федерации.

Для более старых блоков РБМК операции по восстановлению эксплуатационных характеристик в течение срока службы включают исправление деформации графитовой кладки. После демонтажа напорных труб продольная резка ограниченного количества графитовых колонн возвращает геометрию графитовой стопки к состоянию, которое соответствует первоначальным проектным требованиям.Эта процедура даст каждому из этих старых реакторов как минимум три года дополнительной эксплуатации, а затем процедуру можно будет повторить. Ленинград-1 стал первым реактором, подвергшимся такой эксплуатации за период 2012–2013 годов, за ним последовали Курский и Смоленский энергоблоки. В 2017 году должны начаться работы по восстановлению ресурсных характеристик графитовых блоков, все три смоленских блока рассчитаны на 45-летний срок эксплуатации.

Большинство реакторов подвергаются завышению. В проекте плана Минэнерго от июля 2012 года предусматривалось увеличение мощности энергоблоков с ВВЭР-440 до 107%, РБМК до 105% и энергоблоков с ВВЭР-1000 до 104110% (пересмотрено до 107110% в 2013 году).

В мае 2015 года Росэнергоатом заявил, что завершил модернизацию всех реакторов ВВЭР-1000 до 104% от номинальной мощности и начал поднимать уровни до 107% с использованием усовершенствованной конструкции топлива ТВС-2М, начиная с Балаково 4. Ранее повышение мощности 5% для реакторов ВВЭР-440 (но 7% для Кольской 4) было достигнуто, а в 2015 году Кольская 3 снизилась до 107%. По данным Росэнергоатома, общая стоимость составила менее 3 миллиардов рублей (60,5 миллиона долларов США). Стоимость этого ранее оценивалась в 200 долларов США / кВт по сравнению с 2400 долларами США / кВт для строительства Ростов-2.Энергоблоки Калинина 13 котируются на 1075 МВт (эл.) Брутто после повышения, а 4-й энергоблок запущен в опытно-промышленную эксплуатацию на 104% от номинальной мощности в феврале 2015 года с увеличением на 40 МВт (эл.).

Росэнергоатом изучает возможность дальнейшего повышения мощности энергоблоков с ВВЭР-1000 до 107110% от первоначальной мощности, используя Балаково-4 в качестве пилотной станции до 2014 года. Ожидается, что стоимость дальнейшего повышения мощности сверх 104% составит до 570 долларов США / кВт, в зависимости от что нужно заменить, главное — турбогенераторы.Для блоков V-320 опытно-промышленная эксплуатация на мощности 104% проводится в течение трех топливных кампаний, при этом осуществляется мониторинг параметров реактора и других параметров системы и сбор соответствующих данных. По истечении этого периода для каждой станции составляется сводный отчет о работе с мощностью 104%. Затем Ростехнадзор проведет оценку безопасности и, возможно, выдаст лицензию на коммерческую эксплуатацию на более высоком уровне мощности.

Концерн Росэнергоатом рассматривает возможность введения 24-месячного топливного цикла на новых атомных энергоблоках.Ранее реакторы ВВЭР-1000 работали без перегрузки в течение 12 месяцев, а с 2008 года все реакторы были переведены на 18-месячный топливный цикл. ВВЭР-440 все еще используют 12-месячный цикл. Для достижения 24 месяцев в новых энергоблоках необходимо будет изменить конструкцию реакторов с ВВЭР и увеличить обогащение топлива с 44,5% по U-235 до 67% в проекте с ВВЭР-ТОИ.

Энергетический научно-исследовательский институт готовил планы повышения мощности на 5% более поздних Ленинградских, Курских и Смоленских блоков РБМК.Для Ленинграда 24 топливо с обогащением в среднем до 3% вместо 2,4% позволило бы увеличить мощность на 5%, и Ростехнадзор санкционировал испытания нового топлива на энергоблоке 2. После этого он должен был рассмотреть вопрос о разрешении повышения мощности на 5% для длительный срок эксплуатации. Тем не менее, в мае 2012 года Росэнергоатом указал на проблемы со старением графитового замедлителя (наиболее остро стоит на Ленинградском 1), поставил под сомнение дальнейшее повышение производительности старых блоков и заявил, что рассмотрит возможность снижения номинальных характеристик отдельных блоков, где такие проблемы, как деформация напорной трубы, были очевидны из-за графита. припухлость.Ленинград 1 будет снижен до 80%, чтобы продлить срок его службы; Работы по восстановлению графитовой кладки и продлению срока ее службы были завершены в конце 2013 года. Аналогичные работы затем будут проводиться для всех РБМК первого поколения, поскольку они так важны с экономической точки зрения для Росэнергоатома. Однако в будущем РБМК, возможно, будет работать с пониженной мощностью 80% по всем блокам. Удачный ремонт Ленинграда-1 снял давление на ускоренную замену старых блоков РБМК.

23 декабря 2018 г. в 05:16 на энергоблоке №1 Кольская АЭС была подключена к сети после завершения масштабной реконструкции с модернизацией, которая длилась 250 дней. Впервые в российской атомной энергетике энергоблок ВВЭР-440 введен в эксплуатацию после продления ресурса. Энергоблок №1 Кольской АЭС после модернизации и ремонта введен в эксплуатацию. На Балаковской АЭС проведена операция по продлению ресурса реакторной установки ВВЭР-1000, а на первом блоке Балаковской АЭС проведен восстановительный отжиг металла корпуса реактора ВВЭР-1000.Возобновил работу реактор БН-600 на Белоярской АЭС. На Смоленской АЭС проведен уникальный ремонт турбогенератора №1 первого энергоблока.

19 июня 2018 года успешно завершены приемочные испытания (комплексные испытания) энергоблока № 4 Ростовской АЭС перед промышленной эксплуатацией. Энергоблок ВВЭР-1000/320 мощностью 1000 МВт.

29 октября 2018 года эксплуатирующая организация российских АЭС — ОАО «Концерн Росэнергоатом» вошла на энергоблок №1 Ленинградской АЭС-2 в промышленную эксплуатацию. Блок реактора с ВВЭР-1200 разработки ОАО «ОКБ ГИДРОПРЕСС» работает с мощностью 1,2 ГВт.

Концерн Росэнергоатом получил лицензию Ростехнадзора на выполнение работ в режиме, подходящем для вывода из эксплуатации энергоблока №1 Билибинской АЭС. Блок № 1 Билибинской АЭС переведен на постоянную остановку, где отработавшее ядерное топливо вынесено в бассейн хранения. Энергоблоки №2, №3 и №4 находятся в эксплуатации и обеспечивают надежное электроснабжение потребителей Чаун-Билибинского энергоузла, а также потребителей Билибино теплом и горячей водой.

ТАБЛИЦА 6. СОСТОЯНИЕ ПРОЦЕССА СНЯТИЯ АЭС

Реакторный блок


Причина отключения

Стратегия вывода из эксплуатации
Текущая фаза вывода из эксплуатации Текущая фаза управления подачей топлива
Лицензиат снятия с эксплуатации
Год окончания лицензии
АПС-1 Истечение срока действия Долгосрочная остановка Постоянное отключение Хранилище Росатом НЕТ
БЕЛОЯРСКИЙ-1 Истечение срока действия Долгосрочная остановка Постоянное отключение Хранилище Росатом НЕТ
БЕЛОЯРСКИЙ-2 Истечение срока действия Долгосрочная остановка Постоянное отключение Хранилище Росатом НЕТ
НОВОВОРОН-1 Истечение срока действия Долгосрочная остановка Постоянное отключение Хранилище Росатом НЕТ
НОВОВОРОН-2 Истечение срока действия Долгосрочная остановка Постоянное отключение Хранилище Росатом НЕТ
НОВОВОРОН-3 Истечение срока действия Долгосрочная остановка Постоянное отключение Хранилище Росатом НЕТ
КУРСК 2-1 Истечение срока действия Долгосрочная остановка Постоянное отключение Хранилище Росатом НЕТ
ЛЕНИНГРАД-1 Истечение срока действия Долгосрочная остановка Постоянное отключение Хранилище Росатом НЕТ

Источники: База данных PRIS , Росэнергоатом ( http: // www.rosenergoatom.ru/wps/wcm/connect/rosenergoatom_copy/site_en/ ).

Революция власти в России

Экспорт природных ресурсов увеличил глобальное политическое и экономическое влияние России. Но внутри страны четвертому по величине производителю электроэнергии в мире пришлось приступить к самым амбициозным реформам, когда-либо предпринимавшихся для модернизации ветхой энергетической инфраструктуры советской эпохи и стимулирования массового расширения мощностей для поддержки возрожденной экономики.

В последние годы, когда Европа и США боролись с проблемой обеспечения экологически безопасных поставок энергии в будущем, быстро развивающиеся экономики Китая, Индии и Бразилии привлекли всеобщее внимание своей энергичной активностью по расширению своей энергетической инфраструктуры для удовлетворения растущего спроса. Между тем Российская Федерация разделяет затруднения всех этих регионов.

Состоящая из большей части Восточной Европы и Северной Азии, ее 17,1 миллиона квадратных километров (км) делают Российскую Федерацию самой большой страной в мире по общей площади, а в пределах этого разнообразного огромного размера в северных и средних широтах Северного полушария она дает убежище всему миру. крупнейшие запасы природного газа, вторые по величине запасы угля и восьмые по величине запасы нефти.

Население России составляет 143,2 миллиона человек, а в Китае — 1,3 миллиарда. Даже в Индонезии, Пакистане, Бангладеш и Нигерии больше граждан. Но с девятой по величине экономикой в ​​мире по номинальной стоимости, она является домом для четвертого по величине рынка электроэнергии в мире (после США, Китая и Японии), огромной сети, включающей 118045 км линий электропередачи и более 600 электростанций мощностью более 5 МВт каждая.

История могущества России, всегда определяемая политическим состоянием страны, формально началась сразу после возникновения Советской социалистической республики в 1918 году и выросла после жестокой гражданской войны в стране, которая завершилась объединением России с пятью другими республиками в Союз Советских Социалистических государств. Республики (СССР).«Коммунизм — это Советская власть плюс электрификация всей страны», — гласила знаменитая формула культового революционера Владимира Ильича Ленина. Впервые он был объявлен в 1920 году, когда недавно сформированная Государственная комиссия по электрификации (или ГОЭЛРО, сокращенно по-русски) представила первый 10-летний план электрификации страны за счет строительства региональной сети теплоэнергетики, гидроэнергетики и комбинированного теплоснабжения. и электростанции к VIII съезду Советов в Москве (см. врезку «Лампа Ильича»).

Выполненный к 1931 году план ГОЭЛРО, ставший прототипом для последующих пятилетних планов, положил начало быстрому прогрессу электроэнергетического сектора России в первой половине 20 века. Местные, региональные и межрегиональные электрические сети были объединены в советскую энергосистему, и были установлены основные межсетевые соединения с социалистическими странами Центральной и Восточной Европы.

В конце 1920-х годов успех центрального плана электрификации, спонсируемого государством, по сообщениям, побудил Иосифа Сталина отказаться от новой экономической политики Ленина, которая выступала за частное предпринимательство, в пользу высокоцентрализованной командной экономики, реализованной в течение пяти лет. планы.К 1935 году, когда доминировала вертикально интегрированная, контролируемая государством монополия, производство электроэнергии увеличилось почти в 7 раз по сравнению с уровнем 1913 года (вместо 4,5, как планировалось), с 2 миллиардов кВтч до 13,5 миллиардов. кВтч, а в Советском Союзе уже были созданы предприятия по оснащению электростанций силовым оборудованием отечественного производства.

После Второй мировой войны Советский Союз стал вторым по величине производителем электроэнергии в мире после США.С., а в 1950-х годах она первой в мире построила первую в мире атомную электростанцию ​​(Обнинский реактор мощностью 5 МВт (эл.)), А затем две атомные электростанции промышленного масштаба. Он также начал строительство крупнейшей в то время гидроэлектростанции в Красноясрске.

К 1960-м годам, когда выработка электроэнергии выросла до 290 миллиардов кВтч, электрификация страны достигла 80%. Тем не менее, даже когда экономический рост замедлился и выработка электроэнергии увеличилась с 741 млрд кВтч в 1970 году до 1728 млрд кВтч в 1990 году (или около 17% мировой выработки), мощность не соответствовала колоссальным потребностям энергоемкой промышленности Советского Союза. .1970-е годы были отмечены амбициозной советской программой по расширению ядерной энергетики, и страна уже ввела в эксплуатацию 25 реакторов к 1986 году, когда чернобыльская катастрофа на Украине подорвала энтузиазм России и мира в отношении расширения ядерной энергетики.

В 1992 году сектор пережил еще более решающий поворотный момент в связи с распадом Советского Союза, когда некоторые республики объявили о своей независимости от союза, и, в конечном итоге, банкротством, поскольку ослабленное центральное правительство привело к тому, что прибыли государственных предприятий испарились после массовая, стремительная приватизация.Во время этой главы истории отрасли Министерство энергетики было распущено, а Единая энергетическая система (РАО-ЕЭС), которая была создана в 1956 году как единый распределитель энергии в Советском Союзе, была возрождена как холдинговая компания, контролируемая государством. которая приняла на себя контроль над 72 вертикально интегрированными местными энергокомпаниями ( облэнерго, ), на долю которых приходится 70% выработки электроэнергии в России.

Оставшаяся доля была поделена между другой государственной монополией, Росатомом, отвечающим за атомную энергетику, и несколькими небольшими независимыми энергетическими компаниями.Блоки акций РАО ЕЭС (компания по-прежнему владеет практически всеми передающими и распределительными сетями страны) были затем проданы рабочим (на тот момент их было 600000) и населению, а затем — отечественным и иностранным инвесторам, в результате чего у государства оставалось 53 % контрольного пакета. Поскольку страна погрузилась в тяжелую постсоветскую депрессию, а цены на электроэнергию постоянно сдерживались правительством для субсидирования ее энергоемких отраслей, экономические реформы привели к острой нехватке средств и остановили ряд энергетических проектов.РАО ЕЭС было фактически повреждено, имея дефицит в 1 миллиард долларов при годовой выручке в 7 миллиардов долларов, не имея возможности инвестировать в новые мощности, усовершенствование сети или модернизацию завода.

Когда-то светлое будущее России в сфере электроэнергетики потускнело.

Революционная реформа

Затем, в 1998 году, дремлющая экономика России проснулась и начала расти с беспрецедентными темпами годового валового внутреннего продукта (ВВП) в 6% в течение следующего десятилетия. Стремительный рост потребления электроэнергии вскоре высветил ветхую энергетическую инфраструктуру страны.По сообщениям, из-за халатного отношения и прямого кражи потери при передаче и распределении в некоторых регионах, особенно на Северном Кавказе, составили более 30%.

Признавая, что государство в одиночку не может нести расходы, необходимые для поддержания и модернизации своей энергетической инфраструктуры, российское правительство, наконец, согласилось с предложением вновь назначенного главы РАО ЕЭС Анатолия Чубайса, который ранее руководил усилиями по приватизации государственной собственности в качестве министра в Борисе. Администрация Ельцина в 1991 году, сразу после распада Советского Союза.Чубайс утверждал, что без реформирования российский электроэнергетический сектор не будет поддерживать будущее экономическое развитие, и что если все еще крупная РАО ЕЭС будет реформирована, ее необходимо будет спроектировать для привлечения частных инвестиций.

После долгих обсуждений и тщательного изучения десятков моделей, представленных в период с 1999 по 2000 год, Российская Дума (состоящая из парламента и верхней палаты) в 2001 году наконец одобрила план реформы, который предусматривал разделение существующей монополии и создание независимого регулирующего органа. приватизация производства и либерализация цен на электроэнергию.

В марте 2003 года Дума заложила правовую основу для реформы, утвердив Энергетическую стратегию на период с 2003 по 2020 год (хотя в 2009 году была принята более новая, скорректированная стратегия), которая обеспечила государственный консенсус в отношении энергетического будущего страны. И, несмотря на несколько сбоев, реформа ускорилась благодаря широкой политической поддержке.

Россия Преобразована

В 2008 году холдинги РАО ЕЭС были разделены: генерация, передача и распределение сегодня структурно разделены и управляются компаниями с диверсифицированной собственностью.Генерацию производят 14 территориальных электроэнергетических и тепловых компаний (обозначаемых российской аббревиатурой ТГК) и семь оптовых генерирующих компаний (ОГК). Антимонопольная служба запрещает одному частному владельцу контролировать более 20% генерирующих мощностей в одной из восьми определенных региональных зон. Государство сохраняет 100% -ную долю в атомной энергетике — через Государственную корпорацию по атомной энергии (Росатом) — а также в большинстве гидроэнергетических и крупных объектов передачи электроэнергии.

Среди основных игроков сектора — «Газпром», который образовался в результате роспуска министерства газовой промышленности советских времен и которому по-прежнему 50 человек.1% принадлежит правительству России и нескольким иностранным компаниям, включая E.ON, Enel, RWE и Fortum.

Министерство промышленности и энергетики несет основную ответственность за энергетический сектор, в то время как Системный оператор (или Централизованная диспетчерская администрация), открытое акционерное общество с 100% государственным участием, был создан для обеспечения отправки электроэнергии и обеспечения стабильной работы. функционирование единой сети страны. Надзор за оптовым рынком осуществляет Совет рынка — некоммерческое партнерство, деятельность которого регулируется наблюдательным советом, в состав которого входят представители участников рынка, правительство России и другие органы рыночной инфраструктуры.

Россия также начала формирование конкурентного оптового рынка, и в последние годы цены на рынке электроэнергии постепенно либерализовались. Около 80% электроэнергии продается по нерегулируемым рыночным ценам. Хотя ожидается, что доля регулируемых государством цен уменьшится в соответствии с требованиями реформ, ожидается, что некоторый государственный контроль сохранится на всей территории России (за исключением некоторых географически изолированных регионов, включая Дальний Восток, Калининград и Архангельскую область). ) как минимум до 2014 года.

Участники оптового рынка также торгуют мощностью (на основании контрактов на поставку мощности сроком до 10 лет, заключенных по конкурентоспособным ценам), что обязывает генерирующие компании поддерживать определенный уровень генерирующих мощностей, а иногда и включает обязательства по поддержанию или ремонту существующей генерации. объектов, а также строить новые.

Энергетика сегодня

Сегодня Россия является одним из крупнейших производителей и потребителей электроэнергии в мире с установленной мощностью более 220 ГВт (для сравнения: U.Установленная мощность С. составляет примерно 1000 ГВт). В 2009 году страна потребила 849 ТВт-ч, и прогнозировалось, что к 2014 году эта цифра увеличится до 946 ТВт-ч, чтобы удовлетворить планы экспорта в такие страны, как Китай, Финляндия, Турция и Польша, а затем, возможно, в Пакистан и Афганистан.

Его парк в основном состоит из 440 тепловых электростанций, работающих в основном на природном газе; только около 77 угольных станций. Согласно статистике Министерства энергетики России, тепловые генераторы составляют примерно 68% от общей мощности, за ними следуют гидроэнергетика (21%) и атомная энергия (11%) (Рисунок 2).Подробную информацию о нынешнем статусе власти России и планах по ее расширению см. В веб-приложении, посвященном этой проблеме, на https://www.powermag.com, «Сила России».

2. Энергетический профиль России. В настоящее время 220 ГВт установленной мощности в России в основном составляют тепловые электростанции, около 60% которых работают на природном газе и 40% на угле. Источник: Минпромэнерго России

Тепловая энергия. В России геотермальная и солнечная энергия считаются тепловой генерацией, но основная часть, 154,7 ГВт, производится за счет газа и угля. В стране есть несколько гигантских электростанций, таких как Сургутская ГРЭС мощностью 5,6 ГВт, работающая на нефти и природном газе (рис. 3, ГРЭС — это аббревиатура советской эпохи, обозначающая государственную районную электростанцию), а среди ее более крупных угольных электростанций есть Электростанция «Рефт» мощностью 3,8 ГВт. Общим приоритетом для оптовых генерирующих компаний и территориальных генерирующих компаний является модернизация существующих электростанций и строительство новых с использованием передовых технологий.

3. Бегемот газ. Сургут-2, расположенный недалеко от Сургута в Ханты-Мансийском автономном округе, с общей генерирующей мощностью 5600 МВт, является одной из крупнейших тепловых электростанций, работающих на природном газе, в Европе. Это также крупнейшая электростанция в России, управляемая поставщиком энергии Э.ОН Россия, контрольный пакет акций которой принадлежит Э.ОН. Пуск энергоблока № 3 был запланирован на октябрь 2012 года. Станция Сургут-2 непрерывно обеспечивает электроэнергией и теплом Западную Сибирь и Урал.Emerson Process Management — главный подрядчик по автоматизации 3-го энергоблока Сургут-2. Предоставлено: Emerson

Гидроэнергетика. Россия обладает 9% мировых запасов пресной воды и, как следствие, огромным гидроэнергетическим потенциалом. Тем не менее, как признает правительство, только 20% этого потенциала в настоящее время используется 102 гидроэнергетическими объектами, каждое мощностью более 100 МВт, и одним гидроаккумулятором (Рисунок 4). Самой большой гидроэлектростанцией страны мощностью 46 ГВт долгое время была Саяно-Шушенская ГЭС в Хакасии, но в августе 2009 года на этой станции произошел разрушительный взрыв, в результате которого погибли 75 человек и несколько блоков были выведены из строя (Рисунок 5).(См. «Расследование аварии на Саяно-Шушенской ГЭС» в номере журнала POWER за декабрь 2010 г., доступном в архиве на https://www.powermag.com.)

4. Хранение воды. Загорская гидроаккумулирующая станция «РусГидро» мощностью 1200 МВт — единственная в России гидроаккумулирующая станция — недалеко от Сергиева Посада, была утверждена в 1974 году и введена в эксплуатацию в 2000 году. Рядом с ней в настоящее время строится Загорск-2 с будущей установленной мощностью 840 МВт. . Предоставлено: РусГидро

5. После. Катастрофа на Саяно-Шушенской ГЭС мощностью 6400 МВт, в результате которой 17 августа 2009 г. на юге Сибири погибли 75 рабочих, имела ряд причин, включая недостатки в проектировании, эксплуатации и ремонте. Реконструкция станции продолжается и, как ожидается, будет полностью завершена к 2014 году. Предоставлено: Министерство Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий

Федерация продолжает владеть 60% акций РусГидро, владеющей 35.3 ГВт генерирующих мощностей и крупнейшая гидроэнергетическая компания в стране, которая превратилась в генерирующую компанию после роспуска ЕЭС в 2008 году. При сильной поддержке правительства реализуются несколько инициатив по развитию потенциала рек Северного Кавказа в Волге. регионах, и в Сибири.

Атомная энергетика. Ядерный сектор страны полностью контролируется Росэнергоатомом, дочерней компанией государственной корпорации «Росатом». Эта компания эксплуатирует 32 реактора на 10 атомных электростанциях общей мощностью 23.2 ГВт. В их число входят шесть реакторов с водой под давлением ранней конструкции ВВЭР, 11 ВВЭР нынешнего поколения и 13 легководных графитовых реакторов. Между чернобыльской аварией 1986 года и серединой 1990-х годов в России была введена в эксплуатацию только одна атомная электростанция (четырехблочная Балаковская АЭС). Дальнейшее развитие сдерживалось острой нехваткой средств после распада советского блока. В настоящее время ведутся работы над 10 другими реакторами, а также над проектами по увеличению коэффициентов загрузки существующих станций на 4.5 ГВт. Между тем международное подразделение Росатома, Атомстройэкспорт, имеет три проекта строительства реакторов за рубежом, все с энергоблоками ВВЭР-1000.

Признавая стратегическое и экономическое значение ядерной энергетики, Россия в ноябре прошлого года подтвердила приоритеты по модернизации и расширению своего ядерного флота и объявила о планах ежегодно инвестировать 1,3 миллиарда долларов в ядерные исследования и разработки к 2020 году (10-кратное увеличение по сравнению с цифрами, предложенными в 2007 году). . Конкретные цели включают демонстрацию «полного спектра» технологии быстрых реакторов к 2020 году, сначала путем установки пилотного реактора на быстрых нейтронах БРЕСТ-300 на Сибирском химическом комбинате в Северске в Томской области в качестве предвестника серии из 1200 реакторов. -MW версии запланированы на национальном уровне.

Долгосрочная стратегия Росатома предусматривает, что ядерная энергетика будет составлять от 45% до 50% общего энергопотребления страны к 2050 году и до 80% к концу века. План, который предусматривает создание 43,4 ГВт новых ядерных мощностей, предполагает переход на современные быстрые реакторы с замкнутым ядерным циклом и смешанным оксидным топливом (см. «Ядерная миссия России», август 2010 г.).

Альтернативная энергия. Возобновляемые источники энергии составляют незначительную часть энергетического профиля России, их развитию препятствует отсутствие субсидий на возобновляемые источники энергии, озабоченность по поводу прозрачности тендерного процесса и уровня либерализации рынка.Тем не менее, энергетическая стратегия страны предусматривает программу с 2022 по 2030 год, которая будет отмечена расширением использования ядерной, гидроэнергетики, ветра и других возобновляемых источников энергии. План заявляет, что к концу прогнозного периода возобновляемые источники энергии должны обеспечивать 14% спроса страны.

Сеть. Российская национальная сеть называется «Единая национальная электрическая сеть в России», потому что она состоит из семи региональных энергосистем: Северо-Западного, Центрального, Среднего Поволжья, Северного Кавказа, Урала, Сибири и Дальнего Востока, которые не связаны с интегрированная сетка (рисунок 6).Основная часть принадлежит контролируемой государством Федеральной сетевой компании (РАО ФСК), которая курирует российскую высоковольтную сеть протяженностью 118 000 км и планирует инвестировать 14,5 млрд долларов в период с 2010 по 2013 год в ее модернизацию. Реализуемые проекты включают объединение передающих сетей России и Западной Европы.

6. Энергетические регионы России. Федеральная сетевая компания, компания, на 80% принадлежащая Российской Федерации, обслуживает более 1 объекта.22 миллиона километров линий электропередачи и 854 подстанции (общей установленной мощностью более 322 500 МВА) в единой энергосистеме (ЕНЭС). Национальная сеть состоит из 73 регионов России, разделенных на зоны, каждая из которых находится в ведении одного из «магистральных» сетевых филиалов компании (обозначенных как МЭС). Малонаселенные Чукотская, Камчатская, Таймырская, Якутская, Магаданская и Сахалинская области в дальневосточной зоне еще не охвачены ЕНЭС из-за «отсутствия экономических условий».«Национальная сеть также включает около 137 межгосударственных линий электропередачи с сопредельными странами для импорта и экспорта. Источник: Федеральная сетевая компания.

Прибыль сетевой компании в последние годы сократилась из-за, по ее словам, роста затрат и нежелания правительства повышать регулируемые тарифы для множества регулируемых государством монополий, таких как железная дорога.

Запланирован дальнейший капитальный ремонт

Находясь так глубоко и так долго в правительстве, электроэнергетический сектор России оказался уязвимым перед политической и экономической нестабильностью, влияющей на страну.Пораженный сначала распадом советского блока, который опустошил государственную казну, а затем серьезным глобальным экономическим спадом, существующий энергетический флот России находится в плохом состоянии.

Считается, что большинство электростанций, построенных в период с 1960 по 1970 год, имеют низкий КПД в диапазоне от 33% до 35% по сравнению с 50% до 60% на современных газовых электростанциях с комбинированным циклом. Более 50 ГВт генерирующих мощностей в европейской части России вышли из расчетного срока службы. И, по некоторым оценкам, почти 60% всей электрической инфраструктуры явно изношено.Электросеть также устарела: согласно исследованию «Ренессанс Капитал», из 2,5 млн км линий электропередач в России 1,5 млн км достигли конца своего экономического срока службы.

Признавая наличие проблемы, Дума в 2009 году одобрила обновленную «Энергетическую стратегию до 2030 года», которая предусматривает меры по модернизации на сумму 615 миллиардов долларов. Среди его основных особенностей — замена старых газотурбинных установок парогазовыми турбинами, повышение эффективности угольных и атомных электростанций, а также замена устаревших аналоговых технологий цифровыми системами для модернизации реакторов.

Энергетическая стратегия, решительно поддержанная тогдашним премьер-министром Владимиром Путиным (ныне президентом Российской Федерации), также призывает к расширению энергетических мощностей, чтобы к 2030 году Россия имела запас в 17%, то есть разница между доступная мощность и пиковый спрос (типичная минимальная резервная маржа в США составляет 15%). С учетом прогнозируемого спроса на уровне 1 533 млрд кВтч к 2020 году этот подвиг потребует добавления не менее 78 ГВт к 2020 году и 173 ГВт к 2030 году, что обойдется в 360 млрд долларов.

«Газпром», «Сибирская угольная энергетика» и несколько других генерирующих компаний подписали соглашения о предоставлении мощности с отраслевым автономным Советом рынка, которые предусматривают 10-летнюю гарантированную норму прибыли на электроэнергию, произведенную на новых станциях. В свою очередь, компании обязаны построить ряд газовых, нефтяных и угольных электростанций с фиксированными сроками для увеличения генерирующих мощностей страны на 30 ГВт (только Газпром возьмет на себя 9 ГВт) к 2017 году. Всего 140 новые блоки электростанций уже находятся в стадии строительства, которые будут построены в период с настоящего момента до 2017 года, многие из которых будут газовыми электростанциями с комбинированным циклом.

В то же время Федеральная сетевая компания, владеющая большей частью высоковольтной сети в стране, планирует инвестировать 25 миллиардов долларов в период с 2013 по 2017 год в модернизацию своей инфраструктуры. Эта программа включает обновление единой общероссийской энергосистемы. сети и ввод в эксплуатацию 16 965 км новых линий.

Тем не менее, любой прогресс на этом фронте будет в решающей степени зависеть от того, как Россия преодолеет непростое препятствие для привлечения инвестиций. Некоторые отраслевые обозреватели надеются, что это удастся.Несколько иностранных инвесторов, таких как финская энергетическая компания Fortum, итальянская Enel и немецкая E.ON, уже вошли в сектор, привлеченные ликвидацией бывшей энергетической монополии РАО ЕЭС в 2008 году, и многие из них сообщили о прибылях от российских предприятий. По словам профессора Рольфа Лангхаммера из Кильского института мировой экономики, для привлечения притока иностранных инвестиций «вступление России во Всемирную торговую организацию (ВТО) осенью 2011 года стало сигналом о том, что иностранные инвесторы могут рассчитывать на юридические гарантии. и защита их прав интеллектуальной собственности в стране.”

Но другие видят сохраняющиеся проблемы с усилиями по реформированию, в частности, что сектор все еще несет в себе наследие советской эпохи с государственным управлением. Александр Корнилов, старший аналитик электроэнергетического сектора Альфа-Банка, в 2012 году сообщил деловому журналу Russian American Business , что иностранные инвесторы обеспокоены постоянными изменениями правил, указав, например, на один инцидент в начале 2011 года, когда высшее правительство официальные лица приказали ограничить тарифы на электроэнергию, которые, как считалось, растут слишком быстро.

Инвестиции, вероятно, также будут зависеть от развития достаточно квалифицированной рабочей силы. Квалифицированный персонал покинул сектор во время спада в 1990-х годах, а кадров следующего поколения остро не хватает, особенно на инженеров блоков управления и специалистов по техническому обслуживанию, сообщают отраслевые эксперты. России также необходимо будет оставить на плаву свой когда-то оживленный сектор внутренних энергетических технологий, который сократился в переходный период после распада советского блока и был недостаточным для удовлетворения растущего спроса на оборудование.Крупные фирмы по производству энергетического оборудования, такие как Siemens, GE, Alstom, ABB, Skoda Power, Schneider Electric, Westinghouse и Mitsubishi Heavy Industries, уже вступили в борьбу и заняли прочную позицию.

По некоторым данным, российские технологии для газовых турбин большой мощности, сверхкритических паровых турбин, систем газификации и управления технологическими процессами, а также электротехнического оборудования значительно отстают от мировых стандартов из-за ограниченного финансирования исследований и устаревшего производства.Сообщается, что правительство выкупило контрольные пакеты акций предприятий с целью оптимизации производства оборудования для генерирующих компаний. В опубликованной в 2011 году «Стратегии развития сектора электромашиностроения до 2030 года» Министерство промышленности и торговли призывает к введению высоких налогов на импорт оборудования, производимого за рубежом, с целью сокращения импорта продукции в новых проектах до 10% к 2025 году.

Топливные беды

Россия может обладать одними из крупнейших в мире запасов угля и газа, но, как сообщается, отечественные генераторы, использующие это топливо, имеют более высокие цены и меньшую гибкость в их получении, чем можно было бы ожидать.Извлекаемые запасы угля в России оцениваются в 173 миллиарда коротких тонн — меньше, чем в США, где находится примерно 263 миллиарда коротких тонн, — но в 2011 году страна произвела всего 372 миллиона коротких тонн (76% из которых — каменный уголь). , менее трети добычи угля в США.

В 2011 году в России было добыто около 510 миллиардов кубометров природного газа — крупнейшего по объему в мире, около 60% которого было продано на внутреннем рынке. Но производители газа в стране, которые представляют 60% тепловых генерирующих мощностей и около 40% внутреннего производства электроэнергии, подвергаются иным испытаниям: заинтересованные стороны регулярно выражают озабоченность по поводу конкурентоспособности рынков поставок топлива для разведки и добычи.Одна из проблем заключается в том, что «Газпром» (контрольный пакет акций которого принадлежит правительству России) доминирует на внутреннем рынке газа с долей рынка 75%. По некоторым данным, «Газпром» сократил очень высокий уровень поставок природного газа для производства электроэнергии, поскольку он может получить в пять раз больше денег, экспортируя газ на запад (27% газа Европейского Союза поступает из России).

Но «Газпром» также является крупнейшим владельцем генерирующих активов в стране (Рисунок 7). Ее генерирующий парк составляет 38 ГВт, или 17% от установленной мощности России, что вызывает опасения по поводу возможности компании дискриминировать конкурирующие тепловые генераторы.Однако следует отметить, что независимые производители, такие как Новатэк и некоторые российские нефтяные компании, начинают наращивать заметное присутствие на рынке поставок топлива для генерации.

7. Газовый гигант. «Газпром», владеющий крупнейшими генерирующими активами России — Мосэнерго, ТГК-1 и ОГК-2, — имеет общую мощность 38 ГВт, или около 17% от общей установленной мощности России. Компания, как и другие в России, строит несколько электростанций с комбинированным циклом, стремясь увеличить свою совокупную мощность до 44.8 ГВт к 2020 году. Новейшим дополнением является парогазовая турбина мощностью 450 МВт, введенная в эксплуатацию на Правобережной ТЭЦ в Санкт-Петербурге 23 ноября. Предоставлено Газпромом

Интересная точка зрения, предложенная базирующейся в Остине глобальной разведывательной компанией Stratfor, предполагает, что производители природного газа в России вынуждены полагаться на доходы от экспорта газа и могут страдать в финансовом отношении, поскольку меры правительства позволяют внутренним пользователям платить лишь часть заплаченной цены. зарубежными заказчиками из России.«Согласно текущим данным« Газпрома », добыча или приобретение, а затем распределение 1 трлн куб. М природного газа обходится« Газпрому »примерно в 132 доллара, но его доход на внутреннем рынке составляет всего 80 долларов за 1 куб. М, что означает, что« Газпром »теряет более 50 долларов за 1 куб. Учитывая, что внутренний рынок составляет 60% продаж, потери огромны », — говорится в анализе группы, опубликованном в 2012 году.

Газпром обратился к правительству с просьбой об увеличении внутренних цен на природный газ на 45% до конца 2013 года и снятии ценовых ограничений к 2014 году.Если это будет сделано, полагает Stratfor, это, несомненно, изменит энергетическое будущее страны и будет иметь серьезные последствия для ее бесчисленных газовых генераторов и энергоемкой металлургической промышленности. В противном случае «Газпром», который в одиночку обеспечивает около 20% доходов государственного бюджета, может оказаться в затруднительном положении, учитывая, что внутреннее потребление природного газа в стране, по прогнозам, вырастет, а продажи в Европу сократятся.

Сработали ли реформы?

Охарактеризовав реформы электроэнергетического сектора России как «самые амбициозные… когда-либо предпринятые», Международное энергетическое агентство (МЭА) в апрельском консультативном документе 2012 г. назвало достижения страны «впечатляющими».Но он предупреждает, что реформы все еще находятся в зачаточном состоянии, и «результат остается неопределенным на данном этапе». Приватизация 2008 года привела к появлению нескольких новых игроков, и ей удалось диверсифицировать собственность генерирующих компаний, однако государственные предприятия по-прежнему владеют или контролируют более 60% общих генерирующих активов, отмечает агентство.

И, что, возможно, более тревожно, появляется тенденция, указывающая на консолидацию в государственную собственность после разделения и приватизации, что имеет последствия для конкурентного нейтралитета в долгосрочной перспективе.МЭА призвало к увеличению разнообразия форм собственности за счет дальнейшего отчуждения или таких инициатив, как виртуальная электроэнергетика или другие механизмы продажи прав на продукцию государственных генераторов, которые могли бы предоставить практический вариант для активов, таких как гидро- или ядерные объекты, которые сложно приватизировать.

Всепроникающая политика

История могущества России прошла долгий путь от кампании по установке лампы Ильича в каждом доме для «просвещения» масс, и продолжает формироваться под влиянием политических и экономических сил.Сегодня, несмотря на реформы, направленные на увеличение инвестиций, самым большим недостатком энергетической отрасли по-прежнему является то, что в ней доминируют монополии, контролируемые правительством, руководство которого практически не изменилось за последнее десятилетие, говорят некоторые эксперты. Международные рейтинги указывают на склонность России к глубоко укоренившейся коррупции, и возвращение Путина на пост президента в мае свидетельствует о том, что мало что изменится, сетуют некоторые наблюдатели. «Иностранные инвесторы могут работать в России только в том случае, если они установят хорошие рабочие отношения с членами доминирующих кланов.Самый быстрый способ получить проекты и контракты в России — предложить этим кланам доли в респектабельных международных компаниях », — горячо заявил Euractiv Михаил Крутихин, аналитик и консультант по нефтегазовой отрасли и политике в России.

Но на самом деле это может пойти на пользу усилиям по модернизации России, как заявил в ноябре немецкому изданию Speigel Online известный экономист, основатель и директор Центра постиндустриальных исследований в Москве Владислав Иноземцев.В период с настоящего момента до 2018 года не ожидается никаких политических или экономических потрясений, потому что «экономическая система устойчива и гибка, — сказал он, — и большинство населения останется довольным, потому что они никогда не жили так нормально, как сейчас. ”

На лекции в Вене в начале того же месяца Иноземцев утверждал, что коррупция стала необходимым результатом коллективных репрессий советских времен, поскольку она дает людям чувство контроля. Государство также обесценивает коллективные действия, и возникла система, в которой «взяточничество является наиболее эффективным средством достижения любых целей и решения существующих проблем.Поэтому, по его словам, «привыкшие к коррупции представители государства рассматриваются не как противники, а как системная часть режима. В таких обстоятельствах государственная служба становится бизнесом, коррупция — формой ренты, а протест против режима уменьшается ».

Сонал Патель — старший писатель POWER.

Российская электроэнергетика под давлением: сценарии и последствия для политики после COVID

Основные моменты

В статье рассматриваются траектории развития российской электроэнергетики до 2030 года.

Интеллектуальный энергетический подход и методы прогнозирования используются для разработки четырех сценариев.

Дальновидный сценарий Smart Energy предусматривает структурные изменения и межотраслевые решения.

Политические рекомендации изложены для каждого сценария, который необходимо подготовить к будущим неопределенностям.

Аннотация

Мировая электроэнергетика находится под давлением из-за экономического спада, снижения спроса, снижения цен на энергию и роста неплатежей.Национальные электроэнергетические отрасли сталкиваются с аналогичными проблемами, которые создают угрозу для многих других секторов экономики из-за продолжающейся цифровой трансформации. В статье рассматриваются будущие траектории развития российской электроэнергетики, а также их значение для других секторов экономики. Используя интеллектуальный энергетический подход и методы прогнозирования, авторы определили четыре сценария до 2030 года. Консервативный сценарий предполагает, что текущая политика в отрасли будет сохранена.Дальновидный сценарий Smart Energy предусматривает структурные изменения в отрасли с упором на чистую энергию, децентрализацию и новые межотраслевые решения. Сценарий Recurrent COVID-19 предусматривает продолжающиеся вспышки пандемии до 2025 года. Сценарий One More Wild Card предусматривает появление еще одной безумной карты — неожиданного события, которое вместе с пандемией COVID-19 будет иметь глубокий эффект. по централизованным энергосистемам. Рекомендации по политике изложены для каждого сценария.Результаты исследования следует периодически пересматривать, чтобы учитывать новые изменения во внешней среде, факторах и тенденциях.

Ключевые слова

Энергетическая политика

Россия

Форсайт

Дикие карты

COVID-19

Сценарный анализ

Рекомендуемые статьиЦитирующие статьи (0)

© 2021 Авторы. Опубликовано Elsevier Ltd.

Рекомендуемые статьи

Цитирование статей

(PDF) Развитие электроснабжения изолированных территорий в России на основе концепции микросетей

4

Рис.3 Оптимальная емкость хранения

В. ВЫВОДЫ

Особенности изолированного электроснабжения

систем на удаленных территориях России с точки зрения высокой стоимости топлива

для традиционных малых электростанций определяют экономическую целесообразность использования возобновляемых источников энергии

.

Неравномерная выработка электроэнергии энергоблоками на возобновляемых источниках

энергоресурсов требует учета

накопителей энергии в структуре источников генерации.Комбинация

традиционных блоков и электростанций на

возобновляемых источниках энергии, накопителях энергии и

потребителях с неравномерной кривой нагрузки позволяет создать

таких изолированных систем электроснабжения, которые можно рассматривать как

на основе принципы виртуальной электростанции.

Задача оптимизации комбинации генерирующих блоков для

изолированной системы электроснабжения, которая рассматривается в статье

и сформулирована как задача смешанно-целочисленного линейного программирования

, позволяет проверить расширение этих

системы электроснабжения.Наглядный пример

показывает эффективность предложенного подхода.

VI. ЛИТЕРАТУРА

[1] И.Ю. Иванова, Т.Ф. Тугузова, С.П. Попов. «Развитие малой энергетики

на Северо-Востоке России: вызовы, эффективность, приоритеты»

Int. Научно-практическая конф. «Малая энергетика-2006». [на русском языке

].

[2] И.Ю. Иванова, Т. Ф. Тугузова, Н. А. Халгаева, В. Н. Тихоньких.

«Возобновляемые энергоресурсы Сахалинской области: оценка и

приоритетов использования» в журнале «География и природные ресурсы», 2010,

№ 1, п.102-107 с.

[3] Б.Г. Санеев, И.Ю. Иванова, Т.Ф. Тугузова, Н.А.Петров.

«Нетрадиционная энергия в электроснабжении изолированных потребителей в

северных регионах» Проблемы нетрадиционной энергетики:

Труды док. Заседание Президиума Сибирского отделения Российской академии наук

, Новосибирск, 13.12.2005 // СО РАН,

Новосибирск, 2006. С. 55-70. [по-русски].

[4] И.Ю. Иванова, С.Попов П., Симоненко А.Н., Тугузова Т.Ф.

«Оценка рынков технологий возобновляемой энергии в

Восточных регионах России» Азиатское сотрудничество в области энергетики: межгосударственный

Инфраструктура и рынки энергии. 4-й Междунар. Конф. АЭК-2004,

Иркутск, Россия, 13-17 сентября 2004 г. — С. 166-171.

[5] Коновалова Л.П. «Электроснабжение децентрализованных потребителей

Томской области на основе возобновляемых источников энергии»: кандидатская диссертация

(специальность 05.09.03), 2007, 202 с.

[6] Н.И. Воропай, К. Суслов Концепция и проблемы микросетей в

малых изолированных населенных пунктах России. Международный симпозиум «

Электроэнергетическая система будущего. Интеграция суперсетей и

микросетей »Болонья, Италия, 13-15 сентября 2011 г.

[7] Dialynas, E .; Daoutis, L .; Diagoupis, T .; Kyriakides, E .; Toufexis, C.

«Технические требования объектов распределенной генерации и их влияние

на эксплуатационные характеристики изолированных энергосистем» в

Производство, передача, распределение и преобразование энергии

(MedPower 2010), 7-я Средиземноморская конференция и Выставка 2010

[8] Эгидо, И., Фернандес-Бернал, Ф., Сентено, П., Роуко, Л. Максимум

«Расчет отклонения частоты в системах с малой изолированной мощностью

» в энергосистемах, транзакции IEEE, ноябрь 2009 г., том 24,

Выпуск: 4 — P. 1731-1741

[9] Arai, J .; Yamazaki, S .; Ishikawa, M .; Ито, Т. «Изучение новой системы управления распределенной генерацией электроэнергии

в изолированной микросети» Power &

Общее собрание энергетического общества, 2009 г. PES ’09. IEEE 26-30 июля 2009 г.

Калгари Канада

[10] Уго Мораис, Петер Кадар, Педро Фариа, Зита А.Вейл, Х. Ходр

«Оптимальное планирование возобновляемой микросети в изолированной зоне нагрузки

с использованием смешанно-целочисленного линейного программирования» Renewable Energy Vol. 35,

Выпуск 1, январь 2010. — P.151-156

[11] T.E. Del Carpio Huayllas, DS Ramos, RL «Vasquez-Arnez

Microgrid Systems: Current Status and Challenges» 2010 IEEE / PES

Transmission & Distribution Latin America 9th IEEE / IAS International

Conference on Industry Applications — INDUSCON 8-10 ноября ,

2010 — Сан-Паулу

[12] V.С. Балиджепалли, .K.M. Хапарде, С.А. Добария, CV «Развертывание

микросетей в Индии» Общее собрание энергетического общества,

2010 IEEE 25-29 июля Миннеаполис, США 2010

[13] А.Дарвиши, А.Алимардани, SHHosseinian Optimal интеграция системы накопления энергии

в интеллектуальные распределительные сети // IEEE PES Conf. on

Innovative Smart Grid Technologies Europe, Гетеборг, Швеция,

11-13 октября 2010 г.

[14] Мартинес-Сид, Р.О’Нил-Каррильо, Э. «Устойчивые микросети для

изолированных систем

» Конференция по передаче и распределению и выставка

, 2010 IEEE PES Новый Орлеан, Лос-Анджелес, США 19-22 апреля

2010

[15] NDHatziargyriou, AGAnastasiadis, J.Vasiljevska, AGTsikalakis

«Количественная оценка экономических, экологических и эксплуатационных преимуществ

микросетей» 2009 IEEE Bucharest Power Tech Conference 28-

2 июля 2009 Румыния

[16] М.Дикорато, Г. Форте, М. Тровато «Процедура оценки вопросов экономической осуществимости

микросетей» 2009 IEEE Bucharest Power

Техническая конференция 28 июня — 2 июля 2009 Румыния

[17] Системы возобновляемой энергии: основы, технологии, методы

и экономика. Под редакцией З. А. Стычинского и Н. И. Воропая.

Магдебург-Иркутск, ФАФО, 2010

[18] П.Ломбарди «Многокритериальная оптимизация автономной виртуальной электростанции

».Магдебург, МАФО, полоса 38, 2011 г.

VII. БИОГРАФИИ

Николай И. Воропай является директором

Института энергетических систем Сибирской энергетики

Институт (до 1997 года) Российской

Академии наук, Иркутск, Россия. Он

родился в Беларуси в 1943 году. Он

окончил Ленинградский политехнический институт

(Санкт-Петербург)

1966 и с тех пор работает в Сибирском энергетическом институте

.Н.И. Воропай

получил степень кандидата технических наук

Ленинградского политехнического института

в 1974 году и доктора технических наук

Сибирского энергетического института

в 1990 году. Его научные интересы: моделирование мощности

. системы; работа и динамические характеристики крупных межсоединений

; надежность, безопасность и восстановление энергосистем;

развитие национальных, международных и межконтинентальных

межсетевых соединений.Н.И. Воропай является членом СИГРЭ и членом

IEEE.

% PDF-1.4 % 50 0 obj> эндобдж xref 50 88 0000000016 00000 н. 0000003037 00000 н. 0000002056 00000 н. 0000003117 00000 н. 0000003298 00000 н. 0000004273 00000 н. 0000004349 00000 п. 0000004384 00000 п. 0000004429 00000 н. 0000005034 00000 н. 0000005617 00000 н. 0000007017 00000 н. 0000009164 00000 п. 0000011266 00000 п. 0000013394 00000 п. 0000013650 00000 п. 0000014129 00000 п. 0000014653 00000 п. 0000016888 00000 п. 0000019009 00000 п. 0000021181 00000 п. 0000023355 00000 п. 0000025518 00000 п. 0000027675 00000 п. 0000029811 00000 п. 0000031940 00000 п. 0000034032 00000 п. 0000036168 00000 п. 0000038280 00000 п. 0000040363 00000 п. 0000042556 00000 п. 0000044724 00000 п. 0000046946 00000 п. 0000049214 00000 п. 0000051440 00000 п. 0000055378 00000 п. 0000058031 00000 п. 0000060161 00000 п. 0000064585 00000 п. 0000066908 00000 п. 0000069097 00000 п. 0000071243 00000 п. 0000073376 00000 п. 0000075401 00000 п. 0000077391 00000 п. 0000079441 00000 п. 0000081483 00000 п. 0000083530 00000 п. 0000085585 00000 п. 0000087636 00000 п. 0000089712 00000 п. 00000

00000 п. 0000094431 00000 п. 0000096628 00000 п. 0000098756 00000 п. 0000100847 00000 н. 0000102969 00000 н. 0000105097 00000 н. 0000107131 00000 п. 0000109776 00000 п. 0000113621 00000 н. 0000116922 00000 н. 0000119384 00000 н. 0000121807 00000 н. 0000124021 00000 н. 0000126236 00000 п. 0000128415 00000 н. 0000130549 00000 н. 0000132734 00000 н. 0000134936 00000 н. 0000137120 00000 н. 0000139223 00000 п. 0000141322 00000 н. 0000143412 00000 н. 0000145547 00000 н. 0000147662 00000 н. 0000149769 00000 н. 0000151897 00000 н. 0000154049 00000 н. 0000156119 00000 п. 0000158168 00000 н. 0000160297 00000 н. 0000162380 00000 н. 0000164470 00000 н. 0000166625 00000 н. 0000168892 00000 н. 0000169543 00000 н. 0000172213 00000 н. трейлер ] >> startxref 0 %% EOF 52 0 obj> поток xb«f«`g`0a`b @

Ветряная и солнечная энергия в России

Увеличение производства энергии с нейтральным выбросом углерода — один из наиболее важных способов борьбы с изменением климата.Благодаря нашему присутствию на рынках ветровой и солнечной энергии в России мы можем способствовать переходу страны к энергосистеме с низким уровнем выбросов и способствовать переходу к более чистому миру.

Энергия ветра

Fortum — активный участник развития возобновляемой энергетики в России, где мы владеем крупнейшим портфелем ВИЭ более 2 ГВт, включая совместные предприятия с РОСНАНО и РФПИ.

Наш ветроэнергетический портфель составляет 50% от общего объема ввода ветроэлектростанций в России в рамках действующей программы развития ВИЭ на основе механизмов договоров поставки мощности.

Ветровой инвестиционный фонд Фортум-Роснано взял на себя одно из самых амбициозных обязательств в области возобновляемой энергетики в России. По результатам конкурсных отборов инвестиционных проектов ВИЭ в 2017 и 2018 годах Фонд выиграл право на строительство 1823 МВт ветроэнергетических мощностей (это соответствует 55% от общей мощности ветроэнергетики в России к 2024 году). Ожидается, что ветропарки будут введены в эксплуатацию до 2024 года.

В январе 2018 года мы добавили 35 мегаватт (МВт) ветровой энергии на российский рынок электроэнергии, когда наша Ульяновская ветряная электростанция была внесена в реестр мощности.Эта электростанция — первая в России ветроэнергетическая установка на оптовом рынке.

В декабре 2020 года Fortum и Российский фонд прямых инвестиций (РФПИ) создали совместное предприятие для инвестиций в сектор возобновляемой энергетики в России и объявляют об инвестициях в приобретение полностью завершенных и введенных в эксплуатацию ветряных электростанций в Ульяновской и Ростовской областях. общей мощностью более 350 МВт.

Сегодня портфель ветряных проектов Fortum и совместного предприятия состоит из 8 ветряных электростанций общей мощностью 635 МВт

В портфеле фонда Фортум-Роснано 731 штука.6 МВт строящихся проектов: 50 МВт в Ростовской области, 340 МВт в Астраханской области, 105 МВт в Волгоградской области и 236,6 МВт в Самарской области. Принимаются инвестиционные решения по возобновляемым мощностям, выигранным ветроэнергетическим инвестиционным фондом Фортум-Роснано. на индивидуальной основе, в пределах максимальных обязательств Fortum в размере 15 млрд рублей для развития возобновляемых источников энергии в России.

Солнечная энергия

В ноябре 2017 года мы подписали соглашение о приобретении трех солнечных электростанций у Группы Хевел, крупнейшей интегрированной компании в области солнечной энергетики в России.Сделка была закрыта в декабре 2017 года. Все три электростанции находятся в эксплуатации, общей мощностью 35 МВт. Станции были введены в эксплуатацию в 2016 и 2017 годах. Группа «Хевел» будет оказывать услуги по эксплуатации и техническому обслуживанию всех трех электростанций.

В феврале 2021 года СП Фортум-РФПИ приняло инвестиционное решение о строительстве в Калмыкии солнечной электростанции мощностью 116 МВт. Первая очередь СЭС мощностью 78 МВт будет введена в эксплуатацию в 4 квартале 2021 года, а остальные 38 МВт — во второй половине 2022 года.После ввода в эксплуатацию она станет крупнейшей солнечной электростанцией в России.

Солнечная электростанция в Калмыкии будет построена по результатам аукционов по российскому договору о предоставлении мощности (ДПМ), проведенных в 2018 и 2019 годах.

С учетом ранее принятых инвестиционных решений к концу 2021 года Fortum и его совместные предприятия поставят 556 МВт ветровой и солнечной энергии без выбросов CO2 потребителям в России, которые сталкиваются с растущим давлением в плане сокращения выбросов парниковых газов.

Источник питания без CO2

Fortum также является пионером на рынке безуглеродной энергии в России. Соглашения, подписанные Fortum, AB InBev и Unilever в 2018 и 2019 годах, стали первыми практическими шагами по удовлетворению спроса на экологически чистую электроэнергию со стороны производителей и конечных потребителей в России. В соответствии с этими соглашениями Fortum поставляет на производственные предприятия AB InBev и Unilever, расположенные в России, электроэнергию, вырабатываемую своими ветровыми и солнечными фермами. Аналогичные соглашения о поставках зеленой энергии подписаны со Сбербанком, Air Liquide, химической компанией «Щекиноазот», P&G, Leroy Merlin и Мосэнергосбытом.

Меморандумы о взаимопонимании (МоВ) в отношении поставок зеленой энергии подписаны с поставщиком природного газа Новатэк, одним из крупнейших производителей стали в России, Магнитогорским металлургическим комбинатом (ММК), технологической компанией Baker Hughes и глобальной энергетической компанией Shell.

Мы видим, что снижение воздействия на окружающую среду становится частью деловой практики многих крупных компаний в России, и мы рады предложить нашим клиентам инструмент, который позволяет им уменьшить свой углеродный след.

.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *