Marea enciclopedie a petrolului și gazelor. Câteva caracteristici ale funcționării centralelor termice în caz de accidente cu scădere a frecvenței

Ministerul Energiei intenționează să adopte un nou model de dezvoltare a pieței de energie electrică. Cel mai activ discutat este așa-numitul model de tratate bilaterale propus de Iuri Udaltsov. Șeful Centrului Energetic Skolkovo GRIGORY VYGON a spus corespondentului Kommersant despre transformările de pe piața angro de energie electrică și de capacitate care sunt posibile ca urmare a adoptării acestui model.

- Ce neajunsuri ale modelului actual al pieței de energie electrică intenționați să depășiți prin adoptarea noului model?

- Problema principală a modelului actual, apărută la începutul reformei, când a fost privatizată RAO UES, a fost că statul a fost indus în eroare de previziunile de consum de energie electrică. Au fost stabilite ritmuri prea mari de creștere a consumului de energie electrică și s-au dezvoltat mecanisme de atragere a investițiilor pentru construirea de noi stații la aceste ritmuri.

Stațiile au început să fie construite sub mecanismul acordurilor de alimentare cu energie (CDA), când investitorul returnează investiția cu dobândă în detrimentul consumatorilor de energie. Adică, capacitățile scumpe în exces, care pur și simplu nu erau necesare, au căzut asupra consumatorului. Acesta este, după părerea mea, principalul dezavantaj al modelului actual.

- Ministerul Energiei urmează să aprobe modelul acordurilor bilaterale ale lui Yuri Udaltsov. Cum poate fi benefic în această situație?

- Noul model va fi benefic în primul rând consumatorilor de energie electrică, pentru care prețul final ar trebui să scadă.

- Companiile producătoare vor căuta o revizuire a acestui model: ei cred că opțiunea Ministerului Energiei va duce la o lipsă de capacitate de neînlocuit în cinci ani.

- Avem un exces de capacitate, iar ținând cont de recesiunea economică iminentă, aceasta nu va face decât să crească. În plus, există generație distribuită, oamenii construiesc în mod activ fără niciun CDA. Pentru perioada 2009-2012, volumul capacităților de generare distribuită puse în funcțiune împreună cu proiectele Rosatom și RusHydro este comparabil cu volumele din CDA. Deci riscul unui deficit de capacități de generare pe termen mediu este minim.

Generatorii spun acest lucru pentru că le este frică de scăderea prețurilor: dacă tarifele de energie dispar, atunci mulți generatori vor suferi pur și simplu pierderi. Pe de altă parte, acum, realizând că costurile de construcție în temeiul CDA vor fi transferate către consumatori, companiile nu sunt interesate de construcții ieftine.

Cu amenințarea unui deficit de capacitate, dacă creșterea cererii nu este acoperită de construcția de producție în conformitate cu acordurile bilaterale, Udaltsov propune un mecanism competitiv pentru construirea capacităților de generare. Ideea lui este să-i selecteze pe cei care pot construi mai ieftin. În acest sens, acest mecanism poate fi o alternativă bună la PDM. Împreună cu generarea distribuită, va permite evitarea deficitului de capacitate în viitor.

- Care sunt riscurile trecerii la un nou model?

- Nu există probleme cu transferul treptat al pieței angro în principal către contracte directe. Modul în care acest mecanism va fi implementat în practică este o altă problemă. Poate că statul va impune o directivă furnizorilor garanți (SOE) să cumpere o anumită cantitate de energie electrică și capacitate prin contracte, iar acest lucru poate crea o serie de probleme.

De exemplu, dacă astăzi o companie generatoare primește cu calm o plată pentru capacitate, iar mâine vine la ea un medic de familie și îi spune: „Am încheiat o înțelegere cu un generator vecin, să încheiem același lucru cu tine sau mergi la RSV”. Mă întreb cum va decurge acest proces de negociere - cred că vor fi lucrări suplimentare pentru FAS. Nu am dezvoltat cu adevărat o piață pentru companiile de vânzări – întreprinderile de stat sunt, de fapt, monopoliste. Modelul Udaltsov presupune introducerea unei licitații oarbe pentru întreprinderile de stat pentru a încheia contracte, dar controlul purității acesteia nu este o sarcină ușoară.

Aparent, acele generatoare cu cea mai ieftină energie electrică și capacitate vor merge în primul rând la contracte directe și se vor asigura ei înșiși cu cea mai mare sarcină posibilă, cele mai scumpe vor rămâne pe PCB.

În ce măsură se vor încheia contracte directe și în ce condiții, nimeni nu are astăzi o idee clară. Statul poate spune generatoarelor; „Încheiați un acord cu medicul de familie”. Dacă mai departe se spune: „Încheiați un acord la un astfel de preț”, atunci va fi din nou un model non-piață. De fapt, o altă temere a generatorilor este că statul va dicta cui, cu cine, cu ce preț să înceapă încheierea de contracte. Adică, nu există atât de mult o revendicare esențială a modelului - doar că nimeni nu înțelege cum va fi implementat.

- La trecerea la contracte, puterea și energia vor rămâne bunuri separate?

- Deși se presupune că piața va rămâne, cel puțin, piața „ziua următoare” cu siguranță nu va merge nicăieri. Este o altă chestiune că piața capacității va înceta să mai fie o piață independentă împreună cu piața de energie electrică. Dacă totuși piața capacității va dispărea, atunci prețul pentru PZU va ține cont parțial de costurile fixate condiționat, care astăzi sunt compensate prin plata capacității. Poate apărea o situație - în principiu, pe o piață competitivă cu o supraabundență de capacitate, este destul de firesc, când prețul energiei electrice va scădea aproape la nivelul costurilor variabile condiționat ale producătorului care se închide.

- De ce se preferă modelul lui Yuri Udaltsov?

- Toate celelalte modele sunt mult mai puțin dezvoltate. Ceea ce oferă acum generatoarele PDM-stroke este un fel de modificare a modelului existent, este însoțită de toate leziunile la naștere ale PDM și este imposibil să scapi de ele în cadrul său. Și, se pare, nu avem mulți oameni în țară care să cunoască bine cum funcționează industria energiei electrice. Trebuie spus că, în principiu, ideea unui model de tratate bilaterale există de câțiva ani, s-a discutat destul de mult la nivel conceptual.

- Personal credeți că statul va reglementa strict piața sub noul model?

- Desigur că va fi: industria energiei electrice este una dintre industriile cheie. Statul reglementează prețul gazelor, în timp ce prețul energiei electrice este semnificativ social și determină nivelul de competitivitate al economiei ruse.

Este posibil ca acestea să stabilească plafoane de preț, astfel încât să nu existe salturi puternice în sezonul de vârf. Eficiența pieței de energie electrică este discutabilă, nu numai în Rusia, ci și în toate celelalte țări în care există de mult timp.

În principiu, în modelul Udaltsov, un astfel de plafon este stabilit printr-o piață de echilibrare a energiei. Se presupune că va fi determinat de autoritățile de reglementare la prețul construcției unei noi generații cu un an în avans. Dacă statul poate reglementa astfel piața, prin stabilirea unor reguli, va fi bine. Principalul lucru este că acest lucru va permite mecanismelor competitive să funcționeze. Dacă aceasta este o setare directivă cu parametri specifici, atunci este posibil să avem totuși un deficit de putere. Adevărat, nu după cinci ani, ci mai târziu.

În ceea ce privește reglementarea de stat a industriei energiei electrice, aș dori să remarc că modelul discutat al pieței angro nu se referă la lucruri atât de importante precum subvenționarea încrucișată, reglementarea rețelelor și reforma pieței termice. Aceste subiecte nu sunt direct legate de modelul pieței angro, dar dacă rămân nerezolvate, nicio schimbare a modelului de piață nu va ajuta la redresarea situației din sectorul energiei electrice. De exemplu, este componenta supraestimată a rețelei care îi face pe consumatori să se gândească la alimentarea autonomă. Situația absurdă de pe piața termică, când cogenerarea se dovedește a fi mai puțin profitabilă decât producția de căldură la cazane, duce la pierderi ale centralelor de cogenerare și la distorsiuni ale prețurilor energiei electrice. Odată cu discuția despre schimbarea modelului de piață, toți trebuie să se concentreze asupra acestor probleme: atât guvernul, cât și dezvoltatorii modelului, precum și companiile generatoare și consumatorii.

- Companiile generatoare nemulțumite de modelul lui Yuri Udaltsov vor putea realiza revizuirea acestuia? Vor fi ascultați?

- Ar trebui cu siguranță ascultați, la fel ca și toți ceilalți jucători. Aici întrebarea este în argumentare. Acum nu vedem o discuție deschisă, consecințele trecerii la noul model nu au fost calculate. Plănuim doar să organizăm o astfel de discuție pe site-ul Skolkovo, deoarece considerăm că discuția publică a noului model este extrem de importantă pentru a asigura transparența regulilor pentru toți jucătorii. Industria energiei electrice este o industrie intensivă în capital, trebuie prevăzută pentru mulți ani de acum înainte.

În general, practica arată că elaborarea regulilor în industria energiei electrice funcționează foarte prost. Acestea sunt rezoluțiile care au intrat în vigoare retroactiv și întreaga industrie aștepta să fie publicate în sfârșit, apoi le-au fost aduse zeci de modificări într-un interval de timp foarte scurt (e suficient să spunem că în patru ani - din 2009 până în 2009). 2012 - d - Au fost aduse 30 de modificări la regulile pieței angro, adică aproximativ o dată la o lună și jumătate). Acest lucru sugerează că, în realitate, totul în industria energiei electrice este foarte prost gândit, planificat și implementat.

- Acestea sunt probleme de personal?

- În mare parte da. În ciuda faptului că există organizații care construiesc modele nebun de complexe, de fapt, astăzi pentru aproape toată lumea următoarea reformă este de neînțeles.

Intervievat de Ilya Arzumanov

Un fir comun în dezbaterea economică de astăzi este deplângerea lipsei de investiții care împiedică creșterea economică. Mijloacele fixe sunt uzate, sunt retrase rapid și nu există nimic pentru a crește producția. Cât de justificate sunt aceste preocupări?

Dacă, pentru simplitate, lăsăm deoparte posibilitatea creșterii producției prin creșterea productivității muncii, atunci teza despre lipsa capacității ca limitare a creșterii ar fi mai mult sau mai puțin corectă cu o singură precizare importantă – dacă vorbim de o economie planificată socialistă. Adică despre un sistem pentru care extinderea extensivă a producției a fost una dintre principalele priorități și a fost stabilită nu de acțiunea de interes privat, ci de constrângere de sus, de necesitatea îndeplinirii planurilor de descendență.

O logică complet diferită operează într-o economie de piață, iar mecanismul de impact al investițiilor asupra creșterii economice este diferit de cel al unei economii planificate. Acționează în primul rând din partea cererii, mai degrabă decât a constrângerilor fizice. Lentoarea procesului investițional încetinește creșterea aici, nu pentru că declinul capacității de producție nu este reînnoit. Dar pentru că nu creează o cerere crescută pentru bunuri și servicii de investiții. Ca urmare, cererea totală agregată se dovedește a fi mai mică decât ar putea fi și, în conformitate cu aceasta, creșterea producției încetinește. În ceea ce privește restricțiile fizice reale asupra volumului producției, într-o economie de piață, de regulă, nu le vine niciodată. Este suficient să spunem că utilizarea capacităților de producție în industria țărilor dezvoltate ajunge rareori la 90%. De obicei fluctuează în jurul a 80%.

Economia de piață a Rusiei, în ciuda timpurii sale, posedă pe deplin aceeași caracteristică ca și „surorile” sale mai mari. Potrivit sondajelor efectuate de Barometrul Economic Rus (REB), aproximativ 60% dintre managerii industriali au indicat lipsa cererii ca fiind unul dintre principalele motive care limitează producția la întreprinderile lor în 2002. În același timp, pentru unitățile de producție, indicatorul corespunzător a fost de zece ori (!) Mai scăzut - doar 6%. Pe viitor, pentru următoarele douăsprezece luni, 43% dintre manageri consideră că volumul capacităților de producție la întreprinderile lor este excesiv și doar 8% - insuficient.

Dacă ne amintim că, în medie, în 2002, utilizarea capacităților de producție în industria noastră nu a depășit 70 la sută, atunci nu este nimic surprinzător în aceste date. Stocul de mijloace fixe neutilizate este încă destul de mare, deși gama de întreprinderi cu un nivel ridicat de utilizare a echipamentelor s-a extins rapid în ultimii doi sau trei ani. De exemplu, în 2001, fiecare a șaptea întreprindere a lucrat cu o sarcină de 100% sau mai mult și fiecare a patra întreprindere din eșantionul EW cu o sarcină de 90% sau mai mult. Spre comparație: în 1997-1998, cifrele corespunzătoare au fost de două ori mai mici.

Este curios, totuși, să remarc că și printre acei producători ale căror capacități de producție sunt încărcate la 100% din normă și peste, volumul lor încă nu sunt eu.

Pagina 1

Deficitul de putere activă crește și apare un deficit de putere reactivă, care poate duce nu numai la o scădere de urgență a frecvenței (avalanșă de frecvență), ci și la o cădere de tensiune asemănătoare avalanșei (avalanșă de tensiune) și întreruperea întregului sistem de alimentare cu energie.

Apariția unui deficit de putere activă în sistemul de alimentare determină o scădere a frecvenței.

Cu o lipsă de putere activă rezultată dintr-o oprire de urgență a generatoarelor mari, transformatoarelor sau liniilor de transport de energie electrică, frecvența energiei electrice scade. Cu o lipsă de putere reactivă, tensiunea în anumite puncte ale sistemului scade și, în cazul extrem, este posibilă o avalanșă de tensiune - scăderea ei crescândă odată cu o întrerupere a curentului.

Când există o lipsă de putere activă în sistemul de alimentare, frecvența scade până când puterea consumată și generată de generatoare sunt din nou egale. Astfel, scăderea puterii active a sarcinii OSR este egală cu deficitul în puterea activă a radarului.

În cazul deficitelor de putere activă în EPS, cauzate de o scădere de urgență a puterii active, care nu este acoperită de rezerva inclusă a acestei puteri, frecvența în sistem scade și funcționarea normală a acesteia din urmă este perturbată. Deficitul rezultat poate fi la nivelul întregului sistem, asociat cu pierderea unei unități generatoare puternice, și local, format într-o zonă cu deficit de energie după o transpirație de urgență a conexiunii sale cu sistemul.

AFC ar trebui să corespundă deficitului maxim posibil de putere activă care poate apărea în sistemul de alimentare.

Deoarece aceasta poate duce la o lipsă de putere activă pe magistralele tensiunii generatorului, se are în vedere descărcarea în frecvență locală (sau descărcarea suplimentară), care acționează pentru deconectarea unei părți a consumatorilor.

În acoperirea deficitului de putere activă format în sistemul electric, toți generatorii de la toate centralele electrice încep să participe în perioada inițială de timp, în conformitate cu statisticile caracteristicilor regulatoarelor primare de viteză. Cum să ne asigurăm că deficitul de putere activă rezultat este absorbit în cele din urmă de unitățile centralei de reglare a frecvenței.

Dacă în sistemul de alimentare apare același deficit de putere activă ca și în primul caz, atunci scăderea frecvenței la punctul 1 va avea loc în aceeași rată.

În EPES, datorită puterii sale mari, posibilele deficite de putere activă ca procent din puterea sistemului sunt relativ mici și provoacă, în consecință, reduceri de frecvență relativ mici. Cu toate acestea, ele pot provoca și consecințe foarte nedorite, ceea ce necesită măsuri speciale de urgență (vezi Ch. AChR), ale căror dispozitive deconectează o parte din sarcina EPS în funcție de deficitul de putere activă apărut pentru a preveni o scădere inacceptabilă a frecvenței.

O scădere a frecvenței are loc în prezența unui deficit de putere activă, când sursele de putere activă care funcționează pe rețea nu pot acoperi toată puterea activă cerută de consumatori. Puterea activă furnizată de generatorii centralelor electrice este strict determinată de puterea motoarelor primare. Acesta din urmă se modifică sub influența regulatoarelor de turație a turbinei.

Dispozitivele ARD utilizate pentru eliminarea deficitului de putere activă de urgență în sistemele de alimentare sunt împărțite în principalele categorii: ARC-I, ARC-P și ARC suplimentar. Dispozitivele AChR pot fi utilizate în sistemele de alimentare cu energie electrică ale marilor întreprinderi industriale care au propriile centrale electrice.

Adâncimea reducerii frecvenței depinde nu numai de valoarea deficitului de putere activă în primul moment al accidentului, ci și de natura sarcinii. Consumul de energie de către un grup de consumatori, care include dispozitivele electrice de iluminat și alte instalații care au o sarcină pur activă, nu depinde de frecvență și rămâne constant atunci când aceasta scade. Consumul altui grup de consumatori (motoare cu curent alternativ) scade odata cu scaderea frecventei.

Unul dintre obiectivele principale ale reformei RAO UES, conform planului creatorilor și implementatorilor săi, a fost dorința de a atrage investitori privați în industria energetică autohtonă. Implicația a fost că „comercianții privați” ar elimina de la stat o parte echitabilă din povara introducerii de noi capacități și, în același timp, ar concura între ei, introducând noi tehnologii și reducând prețurile pentru utilizatorii finali.

Minunea nu s-a întâmplat. Tarifele pentru consumatori au crescut și continuă să crească. Iar odată cu punerea în funcțiune a noilor capacități s-a dezvoltat o dublă situație. Pe de o parte, numai în 2011. au fost puse în funcțiune mai multe centrale electrice decât în ​​câțiva ani anteriori. Pe de altă parte, evenimentele din anul curent au dus la faptul că o serie de companii (în principal de stat) au anunțat deja viitoarele reduceri ale cheltuielilor de capital, în timp ce restul se limitează încă la îndeplinirea sumei minime de obligații. asumate la încheierea contractelor de furnizare a capacităţii.

Cât de mult ai nevoie pentru a construi?

Dar în ordine. Pentru a înțelege câte centrale electrice trebuie construite în Rusia, ar trebui să se consulte documentul de bază - „Schema generală pentru amplasarea instalațiilor de energie electrică până în 2020 și pe termen lung până în 2030”. Dezvoltatorii săi au presupus că schema ar trebui ajustată la fiecare trei ani și aprobată de guvernul rus. În special, versiunea actuală a documentului în vigoare în prezent a fost aprobată de guvernul Federației Ruse în vara anului 2010.

În conformitate cu prognoza prezentată în schemă, consumul de energie electrică în Rusia ar trebui să crească cu 2% pe an și până în 2030. crește la 1 trilion 553 miliarde kWh de la actualul 1 trilion 21 miliarde kWh. Cu toate acestea, această prognoză, așa cum a afirmat în mod repetat de către unul dintre autorii structurii instalației, fostul ministru adjunct al combustibilului și energiei al Rusiei, directorul general al Agenției pentru Prognoza Balanțelor în Industria Electrică (APBE) Igor Kozhukhovsky, este în mare parte bazat pe faptul că, în perioada de valabilitate a documentului, tehnologiile de economisire a energiei, precum și pe postulatul de creștere a eficienței energetice a economiei ruse, adică pe factori ideali. În realitate însă, nevoile economiei de noi capacități și, în consecință, investițiile pot fi mult mai mari.

În plus, punctul de referință indicat în document poate fi numit minim în ceea ce privește starea actuală a industriei interne de energie electrică, care este forțată să trăiască cu echipamente foarte uzate, a căror durată medie de viață este estimată la 50-60 de ani. . În viitorul apropiat, multe centrale electrice vor trebui să o schimbe cu una nouă, iar în viitorul apropiat acest proces ar trebui să înceapă să crească ca o avalanșă.

Din păcate, punerea efectivă în funcțiune a noilor capacități de generare este semnificativ în urmă față de volumele planificate. De exemplu, în perioada 2001-2005. În țară au fost puse în funcțiune noi capacități de 9,5 GW, în timp ce ținând cont de schema generală și de necesitatea înlocuirii echipamentelor existente în următorii 20 de ani, necesarul de noi capacități este de 173 GW. Cu alte cuvinte, în fiecare an, și nu într-o perioadă de cinci ani (cum este acum), industria rusă de energie electrică ar trebui să crească în medie cu 8,6 GW de capacități noi.

Sarcina pare ambițioasă, dar trebuie făcută. În caz contrar, va fi imposibil să restrângem procesul de îmbătrânire al industriei interne de energie electrică. „Acesta este un volum foarte mare, dacă te uiți la retrospectiva punerii în funcțiune din ultimii 10 ani. Dar este minim: un astfel de volum de prize și punerea în funcțiune a capacităților de generare va menține până în 2030 vârsta medie a echipamentelor la nivelul de 50 de ani. Este pur și simplu inacceptabil să coborâm sub acești parametri", subliniază I. Kozhukhovsky.

Predicții fără plan

Acum este momentul să vedem cum și prin ce mijloace ar trebui îndeplinită această sarcină ambițioasă, dar în același timp minimă. După cum au afirmat deja de mai multe ori participanții la proces, mecanismul acordurilor de furnizare a capacității (CDA) s-a dovedit a fi destul de eficient: investitorii care și-au asumat anumite obligații pentru construcția de centrale electrice în timpul privatizării RAO UES într-adevăr îndeplinesc. acestora, la care, pe de o parte, sunt stimulati de o recuperare garantata a costurilor de capital si de exploatare in termen de 10 ani de la punerea in functiune a capacitatilor corespunzatoare, pe de alta parte, penalizari pentru nerespectarea termenelor de punere in functiune a acestora. Drept urmare, anul acesta au apărut peste 6 GW de capacitate nouă, ceea ce este de trei ori mai mare decât indicatorul mediu anual din ultimii ani. Cea mai mare parte a acestor inputuri (80%) a scăzut din cauza construcțiilor, ca parte a implementării CDA.

Îndeplinirea la timp a unor astfel de contracte de către inginerii energetici dă speranță că și restul planurilor de investiții pentru generarea termică vor fi îndeplinite. Cel puțin atâta timp cât există un program obligatoriu, calculat până în 2016. Totuși, se pune întrebarea: ce se va întâmpla cu punerea în funcțiune a noilor capacități după finalizarea acesteia? Pe baza Schemei Generale, decalajul dintre nevoile economiei ruse și capacitățile pe care companiile intenționează să le pună în funcțiune crește acum. În medie, diferența este de 1 GW în fiecare an până în 2015. În consecință, planuri după 2016. sunt și mai vagi și în prezent sunt înregistrate doar de o treime.

Potrivit firmei de consultanță A.T. Kearney, chiar și după implementarea tuturor CSA-urilor și fără a lua în considerare retragerea echipamentelor învechite, deficitul de producere a energiei în Rusia până în 2020. poate fi de cel puțin 18 GW sau 8% din capacitatea totală instalată.

Între timp, dacă comparăm capacitățile puse în funcțiune și investițiile investite, atunci, potrivit Agenției pentru Prognoza Balanțelor în Industria Electrică, cu aproximativ același volum al primelor în ultimul și în anul precedent, cele din urmă (investițiile) s-au triplat. în aceeași perioadă. Este încurajator faptul că în perioada 2011-2015. este planificată o creștere de patru ori a punerii în funcțiune a noilor capacități cu doar o creștere de două ori a investițiilor de capital.

În opinia lui I. Kozhukhovsky, prevalența treptată a indicatorilor pentru capacitățile ce urmează a fi comandate asupra creșterii investițiilor necesare mărturisește marea inerție a procesului. Ceea ce, la rândul său, sugerează că pentru a obține cantitatea necesară de noi capacități în următorii ani, trebuie întocmite acum planuri de investiții! Până acum, planurile guvernului nu sunt susținute de planurile companiilor. Și decalajul existent, potrivit șefului APBE, după 2016. devine din ce în ce mai dramatică, prezentând o problemă uriașă care trebuie abordată imediat.

„Puteți vorbi mult despre stimulente, mecanisme și așa mai departe, dar dacă companiile nu au anunțat proiecte acum, nu au început să se gândească la achiziționarea de echipamente, atunci în 2016 toate acestea pur și simplu nu vor avea timp să apară”, am subliniază Kozhukhovsky.

Viata un an

Deși nu este deloc surprinzător că companiile generatoare nu fac planuri de investiții pe termen lung, limitându-se (în cel mai bun caz) la programe pentru următorii doi ani sau la „concepte de dezvoltare” pe termen lung. Ultimul an a arătat clar cât pot costa toate aceste planuri. Dacă, de exemplu, din 2011. era de așteptat liberalizarea deplină a pieței angro de energie electrică, dar de fapt nu a avut loc. Guvernul și-a rezervat dreptul de a crește ponderea energiei electrice furnizate de generator pe piața angro în baza unor contracte reglementate (adică la un preț determinat de Serviciul Federal de Tarife) până la 35% din totalul producției.

Și după creșterea prețurilor la energie electrică la începutul lui 2011. a apărut un decret guvernamental privind regulile țintă pentru piața angro de energie electrică (WECM), care prevede eliminarea indexării inflaționiste pentru capacitatea secundară. Reprezentanții celor mai mari generatoare de căldură și-au estimat imediat veniturile pierdute la cel puțin sute de milioane de ruble. Merită să reamintim că în ultimul an a început o tendință opusă reformei RAO UES: proprietarii unui număr de active mari și-au anunțat intenția de a scăpa de ele (sau au scăpat deja de ele) prin vânzare. sau transferarea acestora la conducerea unor companii şi mai mari controlate de stat.

Și deja spre sfârșitul acestui an, grupul de experți din subordinea viceprim-ministrului Federației Ruse Igor Shuvalov a propus schimbarea semnificativă a modelului WECM în sine, stabilind un preț unic pentru electricitate și capacitate, care până acum erau plătite separat. Iar ideea nu este doar că nu este încă clar cum poate funcționa noul model, ci mai degrabă că investitorii privați sunt din nou convinși că statul poate oricând să transfere modelul de piață într-un mod de reglare manuală.

Trebuie să spun că măsurile de primăvară ale guvernului de a reduce tarifele, potrivit analistului firmei de investiții OLMA, Roman Gabbasov, au redus veniturile în sectorul energetic în ansamblu cu aproximativ 64 de miliarde de ruble, sau 3%, ceea ce nu este critic pentru industrie. „A existat mai multă panică din partea investitorilor legată de interferența guvernului”, a spus analistul. Cu toate acestea, după cum se spune, sedimentul a rămas.

Cu bune intentii...

În concluzie, ar fi corect de menționat că îmbunătățirea modelului pieței interne continuă. De exemplu, se discută aplicarea unei scheme similare CSA în legătură cu procesul de modernizare a vechilor instalații. La rândul său, implementarea schemei generale de amplasare a instalațiilor electrice, conform unuia dintre autorii săi, I. Kozhukhovsky, implică, printre altele, introducerea principiului take or pay la încheierea de acorduri între producători, companii de rețea și mari consumatori, ceea ce are ca scop consolidarea responsabilității lor reciproce. „Pentru a evita astfel de situații când generația este pusă în funcțiune, rețeaua este construită, iar consumatorul care a planificat construcția a dispărut și a dispărut”, a comentat I. Kozhukhovsky.

Totodată, există idei care permit stimularea, la rândul lor, responsabilitatea și generarea de companii. De exemplu, în ceea ce privește modernizarea dotărilor existente. În special, prin adoptarea de noi reglementări tehnice cu cerințe crescute pentru echipamentele energetice sau prin creșterea plăților pentru impactul negativ asupra mediului, iar apoi returnarea acestora către companii pentru investiții direcționate în măsuri de protecție a mediului. În plus, statul nu refuză să ajute companiile generatoare în cadrul proiectelor pilot de introducere a noilor tehnologii.

Din păcate, timpul alocat pentru evitarea unei penurii de capacități de generare în viitor se epuizează rapid. Nu putem decât să sperăm că nu va fi ratat cu totul.