Pogodbe o oskrbi z električno energijo izpolnjujejo glavno nalogo: Ruski generacijski primanjkljaj ne ogroža. DPM-BOOM je prinesel nepričakovan problem - zmogljivost je bila preveč, danes pa je trg zaskrbljen zaradi zaključka in ne vhodnih elektrarn. Toda prej ali slej v Ruski federaciji, bo treba narediti nov krog naložb v generacijo, in kako se lahko nov mehanizem "po DPM", lahko v našo temo sobe.
Odziv na grožnjo
Sistem pogodb za dobavo moči, DPM, je bil razvit kot odgovor na nevarnost pomanjkanja energetskih objektov v gospodarstvu. Morda le leni ni slišal o "križu Chubaisa": karta, ki je pokazala krizo s prisotnostjo ustvarjanja zmogljivosti že v drugi polovici leta 2000.
V letu 2006 je bila rast porabe energije brez primere v zgodovini nove Rusije 4,6%. "Ta številka je bila sprejeta kot napoved, in splošni urnik dajanja električne elektrarne je bil odobren s povprečno raven 4,3% na leto. Do leta 2014 je morala poraba rasti za 40% dejstva leta 2007, "Alexander Panin, član nadzornega sveta Sveta na trgu NP, spomnil na konferenco elektroenergetske industrije Rusije.
Na podlagi te napovedi je program za izgradnjo novih zmogljivosti, ki je bil prodan vlagateljem skupaj z nadzorom v proizvodnih podjetjih. V sistemu DPM je država zagotovila vlagatelje dokaj hitra in donosna donosnost naložb, hkrati pa uvaja sistem glob za neizpolnjevanje v času. DPM je spodbudila resne naložbene aktivnosti v industriji: na svojem vrhu leta 2011, letna naložba v razvoj generacije je dosegla 603,2 milijarde rubljev. Skupaj, v obdobju 2008-2014, po mnenju Ministrstva za energijo, je bilo več kot 3,6 bilijona rubljev vloženih v izgradnjo novih ustvarjalnih objektov v Rusiji. Zaradi precej kratkega obdobja se je uveljavljena moč energetskega sistema države le na račun projektov DPM povečala za več kot 20 GW.
Nazaj medalje
Toda z mano je DPM-BOOM prinesel nepričakovan problem: sposobnost je bila preveč. Stvar je, da je bila dejanska situacija močno ločena od napovedi. Po načrtih, ki jih je oblikoval program DPM, bi morala poraba električne energije v letu 2014 znašala 1380 milijard kWh. Dejansko, v zadnjih nekaj letih povpraševanje ohranja na 1060 milijard kWh. "Dejstvo je bilo znatno porazdeljeno z načrtom: razlika med napovedjo iz leta 2008 in dejstvom porabe električne energije v letu 2014 je znašala 30%, kar je enako letni proizvodnji 61 GW z zmogljivostjo 61 GW s Kum 60%, "je rekel Alexander Panin. Po NP "Skupnost potrošnikov električne energije", je presežna zmogljivost danes približno 20 GW.
Več kot na
20 GW je povečal nameščeno moč energetskega sistema države le na račun projektov DPMPreveč generacije je nedonosna, da nimajo niti potrošnikov niti generatorjev. Potrošniki so prisiljeni plačati presežek. Generatorji trpijo tudi za dve fronti: Najprej, zaradi presežka zmogljivosti, cena konkurenčne selekcije zmanjšuje (katere za leto 2016 je privedla do zmanjšanja tehtane povprečne cene v prvem cen coni za 7,8% v primerjavi z letom 2015). In drugič, velika količina poceni ponudb DPM-Blok vpliva na ceno na trgu za dan naprej (RSV). Tako se po "sistemskem operaterju", danes več kot 20 GW, predloženih za kodirane aplikacije RSV, to je, da so generatorji pripravljeni delati na kakršni koli ceni, tudi z izgubo.
Pojdimo kasneje
Doslej, 7,6 GW zmogljivosti je ostalo v okviru programa DPM, in ustvarjajo podjetja, ki omogočajo vse, kar je mogoče, da poveča učinkovitost preostalih projektov. Začela z izmenjavo projektov med seboj. Letos "T PLUS" (prej "Kes-Holding") prenašal obveznosti v okviru Novoberznaya CHPP tatarskega "ustvarjalnega podjetja". Inter Rao je zainteresiran za pobiranje obveznosti DPM do desetega bloka Serovskaya Gres na Gazprom EnergoLing in gradnjo zmogljivosti na svojem spletnem mestu v zgornjem tagilu. Po drugi strani pa se regulatorji poskušajo dogovoriti o premiku datumov vnosa na pravico in zavrnitev glob. "Obseg želenih transferjev je več kot 4,5 GW," energija brez meja ", sporočen v NP združenju" Odbor na trgu ". Novembra je postalo znano, da je Gazprom Energoutehing (GEH) na splošno pripravljen opustiti enega od projektov DPM, v zameno, ki zahteva osvoboditev iz glob na druge objekte. To vprašanje je bilo razpravljalo na Vitcharia Arkady Dvorkovichu, v materialih na sestanku, je bilo povedano, da bi moral Geh v primeru odpovedi DPM, GEW vrniti sredstva, ki jih je ciljno pot na nove gradbišča, pri nakupu sredstev. Glede na "Kommersant", približno 13 milijard rubljev, "Po logiki sistema DPM, jih je treba zasegati z izterjavo tako imenovanega emisija globe" v korist potrošnikov energetskega trga.
Odpovedi ali spremembe v DPM so vedno na najvišji ravni: obveznosti, ki jih določi vladna uredba, in jih spremeniti, potrebujete ustrezen akt. Poleg tega so potrošniki vključeni v pogodbe kot ena od strank - in se morajo tudi dogovoriti o parametrih obveznosti. "Ta tema ni le na področju odločanja s strani vlade ali ministrstva, ampak v nekem smislu, to je vprašanje, na katerega bi moral trg odgovoriti, saj DPM pogodb so dvostranski in potrošniki sodelujejo tudi v tem procesu," Razložil je namestnika vodje Ministrstva za energijo Alexey Texler v intervjuju s TASS.
Mavr je naredil svoje delo
Program DPM za vse njegove pomanjkljivosti smo nam omogočil, da uspešno izpolnimo svoj cilj - da bi začeli delovati več kot 20 GW proizvodne zmogljivosti za TPP, vključno z manevrirano opremo. Nevarnost primanjkljaja moči ("Cross Chubais") za nekaj časa je šel nazaj, pravijo strokovnjaki.
Južna Urala Gres-2 je postala eden od projektov, ki jih je izvajala skupina Inter Rao v sistemu DPM. Dve električni enoti nove postaje sta bili uvedeni v letu 2014, februarja in novembra, zdaj nameščena zmogljivost Gres-2 - 834 MW.
Pred investicijskim programom za izgradnjo nove postaje je YuzhnouralSkaya Gres, ki deluje na bližnjem ozemlju, ena od prvih termoelektrarn v projektni zmogljivosti 1000 MW, ki se je začela leta 1952. Danes je nameščena električna moč elektrarne manjša od projekta: 782 MW. Več kot pol stoletja, ki zagotavlja energetsko regijo, postaja delno prenehala izpolnjevati sodobnih zahtev.
Vnos nove postaje v srednjeročnem obdobju bo omogočila izpeljavo neučinkovitega ne-učinkovitega dela opreme južne Urala GROSS brez izgube, ne da bi zmanjšali količino proizvodnje električne energije in skupne nameščene zmogljivosti. Od leta 2016 je četrta turbinska enota z zmogljivostjo 35 MW prenehala delovati.
"V glavnem delu UES se lahko pričakuje investicijski premor v termalni generaciji. Vse proizvajalne družbe načrtujejo za zmanjšanje investicijskih programov za 30-50% 2014-2015 ravni v bližnji prihodnosti, "je komentirala" energijo brez meja "Glavni strokovnjak Centra za gospodarsko napovedovanje Gazprombank Natalia Porokhova. Novi vnosi so predvidni le v jedrski energiji in v ločenih regijah, kjer so potrebne razvojne naloge lokalnega energetskega sistema za reševanje - na Daljnem vzhodu, v Kaliningradu.
Na razvoj energije v Kaliningradu je vlada zasnovana leta 2014. Potrebno je bilo, da se regija z nehlapnim: sosednje države so začele prestrašiti možnost zavrnitve vzporednega delovanja elektroenergetskega sistema, ki bi lahko privedla do težav z energetsko oskrbo v regiji. Oktobra letos je bil odobren seznam generacije, ki bo tam postavljena do leta 2019 - tri plin TPP in en premog s skupno zmogljivostjo do 1 GW. Za financiranje so prišli do diagrama, podobnega dpm, vendar z mehkejšimi pogoji za investitorja (ki je generacija Kaliningrada LLC, Rosneftegaz "hči"). Subvencioniranje teh zmogljivosti bo prek dodatka za ceno moči interna električne proizvodnje postaj za potrošnike prvega območja cen.
Viri financiranja energetskih stavb na Daljnem vzhodu še niso bili dogovorjeni (z izjemo 50 milijard rubljev proračunskih sredstev, ki namenja vlado neposredno "Rushyro"). Razvoj minvostoka je predlagal enako kot v Kaliningradu, ki je preusmeril tovor na veleprodajni trg, vendar proti IT in generatorjem ter potrošnikom ter regulatorjem moči. "Nemogoče je ladja več veleprodajnega trga," je povedal Maxim ByStrov oktobra.
Ni vnosa in zaključka
Vnos novih zmogljivosti v stagnaciji električne porabe ustvarja odzivni pogoj za regulatorje, pravijo strokovnjaki. "Prekomerna moč v EGS omogoča, da najbolj obrabljajo predmete iz poslovanja, in razvoj novih mehanizmov za privabljanje naložb v generacijo se zdaj lahko ukvarjajo z mirom, ne v Aviarnem načinu," je dejal "Energija brez meja" Inštitut naravnih monopolov (IPEM), Alexey Faddeev.
Dejansko najbolj ostro vprašanje v sektorju ne vstopa v novo, ampak zaključek starih. Po mnenju Alexandra Panine, v letu 2016 bo več kot 17 GW dodatnih zmogljivosti. Ministrstvo za energijo obravnava z generatorji različne možnosti za umik in ohranjanje elektrarn (soglasje še ni bilo najdeno). Toda pravila za izvedbo COM že spodbujajo dobavitelje, da izhajajo moč iz veleprodaje. "V novem modelu je cena moči višja od manjšega izbranega obsega, zato dobavitelji zdijo neposredne spodbude za zmanjšanje količine oskrbe, konzerviranja ali izhoda neučinkovitega, prinaša izgube električne energije," trg "je dejal.
Rezultati KOM je pokazal, da za leto 2016, se zahtevki za 4 GW niso zaprosili za izbor centrov, je verjetno, da je to obseg, ki ga želijo umakniti. Načrti za zaključek 1,5 GW je izjavil Gazprom Energoga. V letu 2016 je Inter Rao že nameraval zapreti 831 MW in meni, da je možnost za zaključek za 3,7 GW, generalni direktor Inter Rao - Elektroploderična upravljanje Timur Lipatov je dejal oktobra.
V iskanju naložb
Toda problem ni rešen za vedno: glede na podatke Energetskega inštituta. Krzhizhanovsky, starost več kot 52% toplotne generacije RUSIJA, presega 30 let, in 7% postaj je celo starejše. SPTE je staranje in prej ali slej jih bodo morali zamenjati z novimi. Poleg tega projekt energetskega vira do leta 2035 predlaga, da je treba do leta 2035 proizvodnja v Rusiji več kot 30-60 GW (nekatere izmed njih jedrske elektrarne in hidroelektrarne). Dokument kaže tudi na potrebo po razvoju novega mehanizma za privabljanje investicij v električno energijo in toploto ", da bi racionalizirali investicijski proces v obdobju 2016-2020 in naslednjih letih."
Kako je ta mehanizem? Najprej mora nadomestiti naložbo na gradnjo generacije za predvidljivo obdobje, pravi Alexey FADDEEV. Drugič, da se zagotovi sprejemljivo zvišanje cen, ki bo omogočilo, da se doseže dinamika končnih stroškov električne energije za izpolnitev imenovanega Ministrstva za gospodarski razvoj. Tretjič, spodbuja konkurenco med ustvarjanjem podjetij in imajo dolgoročni značaj. "DPM mehanizem je zadovoljen le prvih dveh pogojev. To je bil enkraten ukrep, in ni konkurence med genetskimi podjetji: so bili dostavljeni na razviti seznam predmetov, ki jih je treba postaviti vsako privatizirano podjetje, "je strokovnjak opozoril.
Po njegovem mnenju se lahko mehanizem za zagotovitev naložb - MGI, ki je bil obravnavan do začetka leta 2010, uporablja kot osnovni pristop. Potem je bilo predpostavljeno, da regulatorji (Ministrstvo za energijo, "sistemski operater", itd.) Določite potreben volumen rezerve moči, platforme za izgradnjo generiranih predmetov in vhodnih časov, kot v mehanizmu DPM. Poleg tega je treba opredeliti mejno vrednost projekta. MGI je bil razvit kot tržno orodje: vsak gradbeni projekt je bilo treba igrati med geni v obliki dražbe z zmanjšanjem cene. Teoretično, taka mehanizem je dolgoročen: je mogoče izvesti podobna tekmovanja za različne platforme vsako leto, kot je zdaj storjeno v zvezi s predmetih generacije OE. "Tako koncept MGU izpolnjuje vse štiri opisane zahteve in je najbolj priljubljena odločitev v sodobnih pogojih," je dejal Alexey FADDEEV.
Natalia Porokhova meni, da bodo kot gospodarske razmere stabilizator, saj bodo naložbe v termalno generacijo posodobili, kar bo povečalo učinkovitost večine zmogljivosti.
Pred nekaj leti so se centri poskušali pogajati z vlado o posodobitvi na račun potrošnikov (to je, vrniti naložbe na račun dodatne obremenitve na veleprodajnem trgu). Toda danes, trgovina na debelo in tako "varovalke na šivih" zaradi vseh obveznosti, ki so bile dana na njej je bila postavljena - Thermal DPM, DPM NPP in HE, "prisilni generatorji", Kaliningrad. Zato je zelo malo verjetno, da se bodo regulatorji strinjali, da bodo obesili na debelo in posodobitev. Zato bo morala genetska podjetja sami, ki jo vodi tržni logika. Na primer, med rao - nadzor nad električno generacijo vodi točka za izboljšanje učinkovitosti obstoječe opreme, vključno z naložbenimi programi za obnovo in posodobitev, tistih elementov, ki imajo koristi od uresničevanja v trenutnih tržnih pogojih.
"Investicijski prehod" v elektroenergetski industriji in zdaj javna razprava o energetski strategiji do leta 2035 je najprimernejši čas za oživitev razprave o tem, kaj bo prišel (in ne glede na to, ali je to) nadomestiti DPM.
Glavne naloge, razen stroškov obnove vira, so povečanje gospodarske in okoljske učinkovitosti generacije, ob upoštevanju pogojev za rast stroškov električne energije, ki niso višje od inflacije. To je bilo navedeno med okroglo mizo "Posodobitev predmetov električne generacije: viri financiranja", ki je izvedel odbor državne dume za energijo.
Danes je povprečno povračilo opreme v industriji stari 34 let, več kot 30% opreme, starejšega od 45 let. Novembra 2017 je predsednik Ruske federacije v novembru 2017 na splošno odobril nov program posodobitve, ki temelji na DPM (pogodbi o moči), znan kot DPM-kap. Prvi program DPM, ki se je začel med reformo električne energije, je omogočil posodobitev približno 15% celotne zmogljivosti električne proizvodnje v državi. Zdaj so projekti DPM v glavnem zaključeni ali se približali.
Otvoritev dogodka, predsednik Odbora za energijo Pavel Zavalny je dejal: "Najprej je pomembno, da ugotovimo, da ne samo z merili za izbiro predmetov za posodobitev, ampak tudi z zmogljivostjo zmogljivosti, ki je električna energija potrebna za Srednjeročno izpolnjujejo povpraševanje po vročini in električni energiji, pri čemer je treba upoštevati obstoječe danes prekomerno moč in znaten potencial za razvoj distribuirane energije. Mnenja strokovnjakov industrije o tem vprašanju se razlikujejo. Treba je razumeti, kaj generacija konfiguracija želimo dobiti tisto, kar je razmerje med centralizirano in porazdeljeno energijo, različne vrste generacije, kaj storiti z neučinkovitimi zmogljivostmi, kot in kdaj jih umaknemo.
Pomembno je določiti merila za nadgradnjo. Obstajajo pomisleki, da bo program v sedanji obliki razširil vir velikih tradicionalnih elektrarn, vendar ne bo izboljšal. V naših razmerah, ko je energetski viri za proizvodnjo stanejo bistveno nižji kot v isti Evropi, in cena energije za končne uporabnike je precej primerljiva z evropskim, neposrednim gospodarskim smiselom, da vlagajo v povečanje učinkovitosti v generatorjih. Po mojem mnenju bi moral biti predpogoj za investicijo v posodobitev generacije v okviru sheme DPM-črtne kode povečanje njene gospodarske in okoljske učinkovitosti vsaj 20% ali več. V nasprotnem primeru bo konkurenca med potencialnimi udeleženci sledila merilom nižjih cen in ne večjo učinkovitosti. Toda taka posodobitev na račun potrošnika nima smisla. "
Namestnik ministra za energijo Ruske federacije Vyacheslav Kravchenko je opozoril, da odločitev o uporabi mehanizma DPM-hoda temelji na temeljiti analizi tržnega okolja, ki se je razvila zaradi reforme električne energije. "Seveda, v vprašanju financiranja generacije generacije, je mogoče iti bolj" pravilen "trg, vendar rezultate, cenovne posledice takšnih odločitev v pogojih nepopolnega trga, ki jih imamo, se bojim, Ne uredi nikogar, «je poudaril.
Po mnenju ministrstva, s konzervativnim scenarijem za razvoj povpraševanja po električni energiji, se lahko tveganja nastanka primanjkljaja že v 2023-25. Obseg potrebnih nadgradenj je približno 40 GW. Vrednost sredstev, ki se sproščajo v skladu s programi DPM v sedanjih tarifah od leta 2021, in se lahko pošljejo novemu programu, ki ga je Ministrstvo za energijo ocenilo ob 3,5 bilijonu. drgnite. Do leta 2035. To je predvsem potrebno za financiranje posodobitve toplotne generacije, in vse druge vrste jedrskih elektrarn, hidroelektrarn, postaje na področju obnovljivih, je treba omogočiti, da programirajo preostalo načelo.
Pomembno je, da bo program DPM-Bark upošteval pomanjkljivosti DPM. Na primer, DPM ni bil vedno zgrajen s polnopravno analizo, kje in kaj zgraditi. Kot rezultat, nekateri novi predmeti niso bili dovolj zahtevali. DPM-BAR je vključen konkurenčni izbor po letih, medtem ko bo moral vlagatelj priori, da razglasi določen sklop dejavnosti modernizacije, in bo odgovoren za neizpolnjevanje teh obveznosti.
Ključni pogoj za začetek programa, ki ga je predložil predsednik Ruske federacije, je neenačljivost plačil potrošnikov nad inflacijo. Po mnenju ministrstva govorimo o končni ceni energije, stroški energije na veleprodajnem trgu pa ne bi smeli rasti nad inflacijo.
Namestnik vodje Električne Električne inženirske vodenje FAS Rusija Maxim Golovin je poudaril, da je treba v skladu s tem pogojem, da je treba predhodno oceniti socialno-ekonomske posledice uvedbe programa DPM-kap, ob upoštevanju obstoječih ne- Doplačila na trgu (podpora za razvoj jedrskih elektrarn, tršenja, navijačev vzhoda in tako naprej).
Namestnik direktorja Ministrstva za gospodarski razvoj Oddelek Ruske federacije Andrei Gabova je izrazil številne razlike v pristopu ministrstva na program DPM-kap. Prvič, po mnenju Ministrstva za šolstvo ne bi smelo biti dovoljeno ne le TPP, ampak tudi druge generatorje - NPP, HE, OVE. Poleg tega ministrstvo meni, da je treba projektno konkurenco opraviti na vseh predmetih takoj, da bi dosegli maksimalno konkurenco, in izbiro projektov na stopnji primerjave s kapitalskimi stroški za privabljanje potrošnikov energije.
Ena od najbolj akutnih tem za razpravo na okrogli mizi je bila tema meril za izbor projektov za sodelovanje pri modernizaciji. Oleg Tokarev, namestnik direktorja Oddelka Ministrstva za industrijo in trgovino Ruske federacije, je ugotovil, da bi morala biti eden od najpomembnejših, do 80%, stopnja lokalizacije TPP opreme kot celote, nadgrajevanje pod PROGRAM DPM-BARCH. Naloge bistvenega povečanja okoljske in učinkovitosti opreme se lahko doseže z obveznostjo uporabe samo opremo, ki izpolnjuje najboljše razpoložljive tehnologije, ki jih že razvili referenčne knjige. Ustrezna ruska oprema že obstaja in vnese v te referenčne knjige. Med drugim bo uporaba teh meril dala multiplikativni učinek za sorodne industrije, predvsem energetski inženiring.
Namestnik direktorja Inštituta za naravne monopole, Alexander Grigoriev, je predlagal pozornost na izbirni merila za vrsto goriva. To je treba najprej s temi tveganji, ki nastanejo zaradi zmanjšanja konkurenčnosti proizvodnje premoga v obstoječih cenah plina na domačem trgu in nerazvita intersticijska konkurenca. V nasprotnem primeru je mogoče izgubiti proizvodnjo premoga, ki se bo v celotni industriji premoga občutek in lahko pripelje do potencialne rasti socialnih napetosti v regijah premoga v državi.
CEO SKUPNOSTI NP SKUPNOSTI SKUPNOSTI SKUPNOSTI SKUPNOSTI SKUPNOSTI "Vasily Kiselev je vprašal sam pristop, v katerem mora posodobitev ustvarjalnih zmogljivosti ponovno plačati neenergetske družbe, vendar industrijski potrošniki. Ustvarjanje kompleks, po njegovem mnenju, ima dovolj sredstev za posodobitev zmogljivosti v okviru trenutnih tržnih mehanizmov in znatnega potenciala za povečanje lastne učinkovitosti. Danes obstajajo že mehanizmi, ki omogočajo dobavitelji, da prejmejo zadostne količine dobička Marzhinala v RSV sektorjih, ki jih in na trgih oskrbe s toploto, nekateri pa že izvajajo tehnično ponovno opremo za svoj račun. Lani bi bilo treba dati in odobriti dodatne priložnosti za naložbe v termično proizvodnjo. Model oblikovanja cen v skladu z metodo "alternativne kotlovnice". V predlagani obliki, po Vasiliji Kiseleva, lahko program negativno vpliva na stroške električne energije za industrijske potrošnike, zato konkurenčnost ruskega gospodarstva, vodi do ohranjanja tehnološke zaostalosti toplotne generacije, da bi zmanjšala privlačnost visoke -Tech naložbe v njej in bo prispevala tudi k pospeševanju lastne generacije potrošnikov.
Vodja elektroenergetskega energetika Energetskega centra Skolkovo Alexei Khokhlov se je osredotočil na udeležence okrogle mize na nezadostno obračunavanje potenciala za razvoj distribuirane energije. Zdi se, da niti glavni akterji industrije niti regulatorji načeloma ne upoštevajo svetovnega trenda sprememb v paradigmo razvoja energije in vloge v tej razdeljeni energiji in drugih novih tehnologijah. Ne upoštevajo njihovega potenciala, ki izberejo pot povečanja zmogljivosti tradicionalnih velikih elektrarn. Z
Mnenje Energetskega centra Skolkovo, je treba priznati distribuirano energijo ruskega razvoja električne energije v Rusiji, da bi aktivno uporabili svoje zmogljivosti pri razvoju elektroenergetskih programov regij, da izvede primerjalno analizo projektov za Posodobitev velikega proizvodnje in razvoja porazdeljenih energetskih virov, vključno z ustreznimi projekti na konturi mehanizmov trga na trgu, in odstranjevanje ovir in omejitev na poti oblikovanja in delovanja predmetov porazdeljene energije.
Tudi med okroglo mizo so bili predstavniki industrijskih podjetij napovedali o vprašanju financiranja modernizacije predmetov generacije: PJSC Rushydro, PJSC Rosseti, PJSC T PLUS, PJSC Tatenergo, Gazpromenergokholding LLC, PJSC TGK-14, Skupine Renova.
Povzetek razprave, prvi namestnik predsednika Odbora za energijo Sergey Esyakov je izrazil upanje, da bodo predstavniki zveznih izvršilnih organov prisluhnili vse argumente, ki so jih izrazili udeleženci in strokovnjaki industrije, potrošnikov energije, in bistveno izboljša seznam Merila za izbor projektov za programe DPM-kap, vključno s številom vlagateljev, lastnikov sredstev za proizvodnjo v programih modernizacije vsaj 50%, in se osredotočajo na dejanske postopke konkurence. To bo mogoče rešiti le glavne naloge - povečati gospodarsko in okoljsko učinkovitost generacije, ob upoštevanju pogojev za rast stroškov električne energije, ki ni višja od inflacije.
Rezultat razprave o problemih privabljanja naložb v posodobitev električnih naprav v okviru okrogle mize bodo podrobna priporočila Odbora za energijo ustreznim organom državne moči.
Brez majhnih dveh let, je energetsko podjetje TGK-16 vodil Edward GALEEV, ki je že delal direktor Tatarstana. V tem času je družba uspela izvesti pomembne ne le za Republiko, temveč tudi za celotno državo, je projekt sprožil edinstveno močnostno enoto z zmogljivostjo 400 MW na Kazan CHPP-3. "Real Time" se je odločil, da se učite iz novega voditelja o tem, kaj drugi rezultati uspejo doseči podjetje. O spremembah postaj, novega načina delovanja in reformiranja industrije, Eduard Galeyev je v intervjuju povedal.
"TGK-16 tarife so bile nižje od tateh Tatenergo.
"Eduard Gennadevich, skoraj dve leti je minilo, odkar ste se odpravili na TGK-16." Kakšne rezultate je uspelo doseči vas in TGK-16 v tem času?
To obdobje je minilo za TGK-16 zelo intenzivno in dovolj uspešno. 2017 smo zaključili z dobičkom več kot 2 milijardi rubljev. Verjamem, da so se rezultati izkazali za precej dobro, zlasti ob upoštevanju, da naše tarife toplote ostanejo najnižje v Tatarstanu. Paradox, od trenutka oblikovanja TGK-16, je minilo skoraj osem let, naše tarife pa še vedno nižje od ravni, v kateri so industrijska podjetja v Republiki pridobila toploto iz Tatenerga pred letom 2010, in ostala najnižja v Republiki Tatarstan.
Nizke tarife so našim potrošnikom omogočili, da povečajo proizvodnjo in ustrezno povečajo porabo energetskih virov. Hkrati, če govorimo o podjetjih skupine "Taif", povečanje porabe energije prihaja v ozadju dogodkov, ki jih trajno izvajajo. Izboljšana proizvodnja, porabniški koeficienti o porabi znižanja toplotne energije, toplotne izgube se zmanjšajo s toplotno izolacijo generacij toplote. Kljub temu pa se je toplota za potrošnike s trajektom za odpadke iz parnih turbin skozi leta na TGK-16 postaj povečala za več kot 25%. To je posledica dejstva, da se je sprostitev proizvodov v obstoječih industrijskih podjetij povečala, so bile naročene nove produkcije, razvoj potrebne toplotne energije je v celoti preveden v CTEC-3. Lastna kotla Naprave podjetij se ustavi in \u200b\u200bkonzervirane.
- Kljub nekaterim težavam, čeprav je 2017 za prebojno podjetje. Poleti je GTU postal pomemben mejnik in za TGK-16, in nedvomno za energijo Tatarstana. Kako zdaj deluje turbina?
- Definitivno, prva polovica leta 2017 je opravil celotno ekipo pod znakom dokončanja projekta za izgradnjo plinske turbinske tovarne na CTEC-3. V ta projekt smo vlagali veliko moči in energije. Splošni napori z General Electric (naš splošni izvajalec) smo uspeli dokončati gradnjo napajalne enote, ga uvesti na komercialno delovanje v načrtovanem času in pokazati želene rezultate. Poleg tega smo po rezultatih testov lahko pridobili parametre pogodb o energetski enoti. Namesto tistih, ki so navedeni v pogodbi 389 MW, plinska turbina ima povprečno 405 MW. V procesu prilagajanja na ustreznih zunanjih temperaturah je moč GTU dosegla 425 MW. Da bi zadovoljili, tehnični in gospodarski parametri državnega odbora GTU stabilni in izpolnjujejo vse norme in specifikacije, učinkovitost kombinirane proizvodnje termične in električne energije pa doseže 85%.
Daj roko na srce, priznavam, imeli smo določene razburjenja za projekt. Običajno, z izkušnjami naših sodelavcev iz drugih elektrarn, ko je uvedena takšna kompleksna oprema, je bolj popolnoma nov, obstaja dolgo obdobje njegovega razvoja in nastavitev, obstaja veliko nujnih ustanov, neuspehov. Ne želim, da se jiggle, toda naša elektrarna ima obdobje "otroških bolezni", ki se je izkazalo, da je dovolj kratek. Zdaj je avtomobil zanesljivo. Potrebno je poklon GE, naša instalacija je pod stalno spremljavo inženirskega centra podjetja, vsa vprašanja in težave se nemudoma sprejmejo za študij po "okroglo-uri Sedem dni na teden" shemo in priporočila se izdajo najkrajši možni čas. Poleg tega dobimo veliko priporočil za naprej, da bi prezračevali, ne dopuščajo izrednih razmer. Če želite to narediti, imamo posebej zasnovano programsko opremo in tehnični kompleks napovedne analitike, ki je del novo razvitega podjetja GE v okviru platforme PRADIX 4.0. Zdaj že razmišljamo o tem, kako izboljšati naš avto, da bi preprečili zmanjšanje svoje moči v vročem obdobju. Upamo, da bomo dobili posebne ponudbe iz GE do konca aprila. Poleg tega v obetavnih načrtih - posodobitev pretočnega dela turbine za povečanje nameščene moči in učinkovitosti GTU.
Proizvodnja električne energije se je povečala skoraj trikrat
- Med predstavniki energetske industrije je dovolj sporov, da so takšni projekti nemogoče nadomestiti brez dodatnih mehanizmov podpore. Zlasti brez DPM (sporazum o oskrbi z električno energijo, poseben netržni mehanizem, namenjen vstopu novih predmetov generacije. Ponuja sklep dobaviteljev in kupcev pogodb Agencije. Z sklenitvijo pogodbe se dobavitelj zaveže gradnjo in Zagon novih proizvodnih zmogljivosti. Po drugi strani pa dobavitelj zagotavlja povračilo stroškov proizvodnje objektov izgradnje s povečano vrednostjo moči, ki jo potrošnik plača, pribl. Ed.). Kako ste ga upravljali?
- res, zelo veliko sodelavcev postavlja vprašanja: "Zakaj ste se vključili v to?" In "Kako se boste povrnili projekt?" Tu je vse jasno jasno in pregledno. Pred vstopom v projekt je bilo izvedeno resno delo za optimizacijo tehnološke sheme nove energetske enote, njeno integracijo z delovno postajo, pa tudi vrednost njegove gradnje. Pomembno je bilo, da se nova oprema vnese, da ne bi spopadja o obremenitvi potrošnikov toplote, kot tudi za povečanje stroškov njegovega oblikovanja. Pogajanja s potencialnimi izvajalci niso bila lahka, vendar smo lahko našli medsebojno sprejemljive pogodbene parametre. Zato bi lahko dobili dobro ceno. Posebna vrednost našega projekta je znašala 535 evrov na kilovat. To je podano v obračunskem interesu za investicijske podatke in stroške za izdajo električne energije. To je postalo mogoče zaradi skrbnega načrtovanja naložbenega projekta. In, kot pravijo, je rezultat očiten. Kako so naši kolegi iz drugih energetskih sistemov šali, stroški projekta GTU na CTEC-3 je neizpolnjeno nizko.
Poleg tega ni skrivnost, da je zelo velik delež stroškov delovanja elektrarn z GTU strošek vzdrževanja in popravila storitev. Zato se je v fazi pogajanj o pogodbah o pogodbi ER (EPC - gradnja "na ključ" - pribl. Ed.) Odločeno je bilo, da se takoj določi stroške storitve. Posledično smo se uspeli dogovoriti in določiti stroške in obseg plinske turbine za naslednjih 10 let optimalno za nas in generalnega izvajalca. Hkrati smo lahko prepričali naše partnerje, da zagotovijo vse spremembe opreme in delov, ki jih je treba opraviti na GTU, da se zagotovi njena zanesljivost, v garancijskem roku, ki se izvaja na račun izvajalca. Hkrati pa nam zagotavlja kazalnike za zanesljivost GTU. Vse to je omogočilo bistveno optimizacijo stroškov življenjskega cikla GTU in stroške njegove vsebine. Posledica tega je, da smo prejeli plačilne kazalnike projekta, ki so sprejemljivi za delničarja družbe.
- Po uvedbi turbine je minila več kot šest mesecev. Kako se je delo postaje spremenilo v tem času?
- Zdaj lahko govorimo o tem, kaj smo razvili v letu 2017 prek Kazana CPP-3 B dva in pol krat večjo električne energije kot v enakem obdobju leta 2016. In to je v ozadju približno istega vzgoje toplote iz Kazana CPP-3, kot v preteklem letu. Na žalost, smo lahko dosegli povečanje toplotnega dopusta z vročo vodo za prebivalce Kazana na vsaj 1,5 milijona GCal na leto, kot je bilo pred nekaj leti. Kljub temu negativnemu dejavniku se je učinkovitost naše postaje izboljšala za več kot 30%. Tako je posebna poraba pogojnega goriva na dopustu električne energije kot celote na postaji (količina goriva za proizvodnjo ene kilovatne električne energije - pribl. Ed.) Konec leta 2016 je bilo ob koncu leta 2016 310 gramov na kilovatno uro In zdaj imamo na splošno lani 244 g / kWh. Povprečna letna posebna poraba samega GTU je približno 156 g / kWh. In to je kljub dejstvu, da je turbina v komercialnem izkoriščanju od 1. junija. Upamo, da bodo naši rezultati še boljši.
Želim ugotoviti, če bi bili pozno z začetkom in izvajanjem tega projekta, bi bile razmere na CTEC-3 zelo težke. Dejstvo je, da cene električne energije na trgu na debelo z električno energijo, v zadnjih nekaj letih ne rastejo niti glede na rast cen goriva, in v letu 2017 je močno padla. To je posledica uvajanja novih učinkovitih zmogljivosti v ruskem energetskem sistemu, prehod elektrarn na fizično metodo ločevanja stroškov pri oblikovanju stroškov toplote in električne energije, kot tudi dolgoročno obdobje poplava V letu 2017. Poplava je bila dolga, poletna deževna, zato je bila visoka okužba kamska-Volga bazena reke dejansko končala le avgusta. Zaradi tega je trg povečal delež proizvodnje električne energije iz hidroelektrarn. Kot rezultat, na veleprodajnem trgu, cena električne energije v tem obdobju se je zmanjšala za povprečno 100 rubljev na MW. Treba je obravnavati, da v trenutnem času s posebnimi stroški električne energije, ki presegajo 300 g / kWh na debelo (trg na debelo, pribl. Ed.) Na splošno ni nič opraviti, in brez prisotnosti visoko učinkovitega CTEC-3 Ustvarjalna zmogljivost Ne bi bila lahko tekmuvati na trgu z električno energijo.
- Od pogovora o učinkovitosti SPTE, ne morem pomagati, ampak vprašati, kako vidite reformo oskrbe s toploto?
- Vedno sem bil blizu te teme, kakor tudi proizvodnja električne energije. Delovanje še vedno v pošiljanju energetskega sistema Tatarstan, smo načrtovali način delovanja elektrarn, ob upoštevanju njihovega toplotnega dopusta, saj je problem RDA samo zagotoviti maksimalno proizvodnjo električne energije v načinu kombinacije. Seveda je bistveno odvisna od preročene sheme porazdelitve toplotnih obremenitev toplotnega sektorja med elektrarnami in hidravličnim režimom, optimalno razmerjem temperature naprej in povratnim ogrevalnim sistemom.
Po mojem mnenju se pojavijo tektonski premiki v zakonodaji o oskrbi s toploto. Po eni strani morajo zagotoviti preglednost cen, hkrati pa nosijo določena tveganja. Lahko že opazujemo pravilnost naših pomislekov na primeru razmerah z nakladanjem CPP-3 v Kazanu, ko je enotno organizacijo oskrbe toplote (ETO), ki dejansko uporablja svoj prevladujoči položaj, se ukvarja s samovoljnostjo in omogoča prekinitev Zakon z nalaganjem lastnih kotlov namesto vira s kombinirano proizvodnjo toplote in elektriko, kjer je minimalna stopnja vsaj 30% nižja. V zvezi s tem, med drugim, v vsakem posameznem primeru, je v vsaki občini pomembno, da se natančno poišče shemo interakcije z drugimi udeleženci na trgu toplote, tako da se tržne razmere lahko oblikovane brez ročnega nadzora.
Če vzamete, na primer Kazan, je pomembno najti shemo za interakcijo igralcev na trgu, načeloma, odpravljanje konfliktov, kot je tok. Po mojem razumevanju in razumevanju mojih sodelavcev bi bilo optimalno postati delitev v Kazanu proizvodnje toplotne energije in njenega prevoza, podobne tistim, ki so bili sprejeti v elektroenergetski industriji. To je toplotna omrežja, je treba dodeliti ločenemu podjetju, s pomembnim deležem lastništva občine, ki bo sčasoma odgovorna za visoko kakovostno oskrbo s toploto njenih prebivalcev. Podjetja za proizvodnjo toplote bodo tekmovala za prodajo toplote iz toplotnih virov za najbolj optimalne tarife. Nato takoj zaslužite mehanizme za optimizacijo njihove strukture, umik presežnih in zastarelih energetskih objektov, kotlov in tako naprej.
Poleg tega vam bo to omogočilo razširitev centraliziranih toplotnih omrežij zaradi poenotenja z lokalnimi izoliranimi omrežji. Poleg tega bo ogromna količina kurilnih hiš izhajala iz dela, saj bo ogrevalno omrežje zainteresirano za razvoj toplotnih omrežij in povečanje nakupa toplote iz cenejših virov toplote. Zelo pomembno je, da se oblikujejo mehanizmi, ki bi bili močno dolžni izpolniti obveznosti za razvoj sistema oskrbe toplote, izvajal naložbene programe. Potrebno je razvijati toplotna omrežja. Pomembno je povečati obremenitev elektrarn in jo prinesite največ. Vloga obeh občinskih organov in zvezna protimonopolna storitev je pomembna. Mai-junij bi moral izstopiti iz vseh potrebnih registriranih aktov. Enotna organizacija za oskrbo toplote, ki bo pri prehodu na nove cene na načelu alternativnega kotla prejela ogromna pooblastila, bi morala prejeti velike nalog rezervoarja, ki jih določa posodobljena shema oskrbe s toploto. Razumeti je treba, da status enotne organizacije za oskrbo s toplotno oskrbo nalaga določeno stopnjo odgovornosti in ne nekaj trdnih bonusov.
"DPM ni edino orodje"
"Eduard Gennadevich, delali ste dolgo časa v Rda Tatarstanu." Zdaj postavlja podjetje, ki oskrbuje toplotno in električno energijo velika industrijska podjetja v Republiki. V zvezi s tem vas zanima vaša vizija programa DPM-2 v energetskem sektorju. Kako bi jo cenili?
- posodabljanje zmogljivosti ruskih energetskih potreb. Ne prepirajte se z njim. Edino vprašanje je, kateri mehanizmi so ustvarjeni za to posodobitev. Ni skrivnost, da je bilo v prvem programu DPM veliko energetskih objektov zgrajenih v tistih mestih, kjer niso bili potrebni. Drugi program bi moral sprejeti te napake in preprečiti.
Glavna težava DPM-1 je bila, da je bila popolnoma odtrgana s termičnega energetskega trga. Posledično so bile proizvodne zmogljivosti zgrajene tudi na tistih mestih, kjer dejansko ni povpraševanja po električni energiji in vročini. Zdaj so ti sodobni bloki nedejavni ali nezadovoljni. Po mnenju odbora za potrošniško električno energijo, četrtina energetskih enot, zgrajenih v okviru programa DPM-1, izkoriščanje nameščene zmogljivosti manj kot 40%! Poleg tega so bili stroški projektov zelo visoki. To je posledica dejstva, da v DPM-ju ni bilo marginalnih stroškov za projekte, določene le udobne za ustvarjanje posebnih kazalnikov stroškov izgradnje za kilovatine vgrajene tarife zmogljivosti in električne energije, z več kot za vse možne in nemogoče stroške. Vse to je povzročilo veliko breme za potrošnika. Poleg tega so različni dodatni dodatki za tarife za zmogljivost nenehno uvedeni: za gradnjo proizvodnih zmogljivosti v Krim, v Kaliningradu, na Daljnem vzhodu, razvoj vetrnih turbin in gradnjo odpadnih rastlin. Seveda se zdaj porabijo previdni pri vsakem dodatnem programu za posodobitev proizvodnje zmogljivosti, zlasti z okrajšavo DPM.
Z vidika proizvajalcev energije in uradnikov, logika seveda, je razumljiva. Že imajo preizkušen mehanizem, ki ga morate le malo polirati, nato pa teči. In glava ne bo bolela. Toda posebnost je, da se uvodna, ki je zdaj na programu DPM, radikalno drugačna od tistih, ki so bili v prvem programu.
- Kakšna je razlika?
- Prvič, zdaj govorimo o posodobitvi obstoječih iskanih zmogljivosti. Poleg tega govorimo o posodobitvi z uporabo ruskih tehnologij. Obdobje vračila projektov bi moralo biti od 15 do 20 let. Medtem pa je večinoma namenjena posodobitvi zastarelega in porabljenega vira opreme cikla pare ali, bolj preprosto, pare turbine in energetskih kotlov. Gradnja novih zmogljivosti z uporabo tehnologije cikla pare-plinov je praktično ni na voljo. To je predvsem posledica dejstva, da v Rusiji ni močnih zanesljivih in učinkovitih plinskih turbinskih naprav. Izjema je le skupno podjetje z "General Electric" za sestavljanje 76 MW turbine sklop in licencirano proizvodnjo s pomočjo turbine SGT-2000 E z zmogljivostjo 160-180 MW. Toda zaradi nekaterih vprašanj zunanje politike obstajajo tudi omejitve uporabe teh tehnologij.
Izkazalo se je, da moramo nadgraditi samo parne turbine in kotle, ki so bili nameščeni pred mnogimi leti. To je, da se zagotovi delovanje moralno zastarele opreme za še 20 let. Pravzaprav bo to pripeljalo do ohranjanja obstoječega znanstvenega in tehničnega razvoja in učinkovitosti ruske energije. V Tatarstanu je na primer iz Žansaya Gres indikativen. V letu 2017 je povprečna letna stopnja validacije pogojnega goriva na električni energiji dopust v Rusiji padla pod 300 g / kWh. Po podatkih Zaina Gres za bloke s pritiskom 130 atmosfers, povprečni letni najnovejši kazalnik specifične porabe goriva ne sme biti pod 340 g / kWh. Te odločitve o posodobitvi, ki so naša in tuje tovarne, ki so zdaj na voljo brez namestitve GTU, teoretično pomagajo zmanjšati kazalnike Zaina Gres na 320 g / kWh. Izkazalo se je, da bo postaja tudi po modernizaciji ostala nekonkurenčna.
- Kolikor razumem, podobna zgodba in s parourbacijskimi napravami na obstoječih SPTE?
- Da. Prvotno so bile predvidene za kombinirano proizvodnjo toplotne in električne energije. To pomeni, da je nemogoče razmisliti o posodobitvi v okviru necinirane proizvodnje toplote in električne energije načeloma. Govorjenje je preprosto, če ni dobre nakladanje turbine za parno turbino, ni smiselno, da ga nadgradite. V nasprotnem primeru se bo denar vložil v posodobitev, vendar pa parne turbine ostanejo nekonkurenčne na trgu z električno energijo. Tako je, da nadgradite obstoječo opremo SPTE, ne da bi analizirala dejansko nalaganje njegovega toplotnega cikla, je kategorično nemogoče! In, če je mogoče, bi morala posodobitev predvideti gradnjo nadgradnje plinske turbine z zaključkom neučinkovitih in neobdelanih zmogljivosti. Samo to je mogoče doseči učinkovitost modernizacije.
Obstaja tudi še en vidik posodobitve energije. V energetski strategiji Ruske federacije, v napovedi znanstvenega in tehničnega razvoja goriva in tehničnega razvoja, so sodobni trendi jasno predpisani. Namreč: razvoj majhne energije, distribuirane energije, inteligentnih električnih omrežij. V tem delu se izkaže, da se vloga velike energije zmanjša. In iz položaja napovedi znanstvenega in tehničnega razvoja, je ruski stroj-gradbeni kompleks precej velike možnosti na področju gradnje proizvodne zmogljivosti. Rusija je že začela proizvajati zanesljive konkurenčne plinske turbinske naprave z zmogljivostjo do 30 MW. To je pravkar vodi do razvoja distribuirane energije. Druga stvar je, da bi določene spremembe regulativne dokumentacije o energiji in omogočajo lastnikom te neodvisne generacije, da ne delajo samo za svoje potrebe, ampak tudi za prodajo energije presežka na debelo ali maloprodajnih trgih. To bi bistveno zmanjšalo proizvodne zmogljivosti in, kar je najpomembneje, preprečilo stanje, ko program DPM nima potrebne zmogljivosti.
- V kakšnih okoliščinah je lahko nov program učinkovit?
- Prvič, program DPM načeloma ne bi smel obravnavati kot edino sredstvo proti staranju energetskih objektov v energetskem sektorju Ruske federacije. To je samo eden od mehanizmov. Poleg tega razmislite o DPM, ki štrlelje električne energije na trgu z električno energijo, je to nemogoče. Vsekakor je treba odločitev o vključitvi ene ali druge energetske učinkovitosti v drugem delu programa na podlagi celovite analize v prisotnosti toplotnih obremenitev. Jasno je treba navesti tudi končno zmogljivost učinkovitosti opreme po posodobitvi. Načeloma ne bi smelo biti dovoljeno, da DPM, če bo po posodobitvi njegov kazalnik posebne porabe goriva na dopustu električne energije nad 300 g / kWh.
Drugič, upoštevamo prednost pri izvajanju vključitve dodatkov za plinske turbine v program DPM. Dejansko, v mnogih primerih, le uporaba cikla pare-plin omogoča povečanje učinkovitosti postaje.
Tretjič, mehanizmi, ki omogočajo lastnikom velikih industrijskih podjetij, da razvijejo lastno distribuirano generacijo, je treba ustvariti. In to je treba ustvariti priložnosti, da so lastniki te generacije koristni za prodajo presežne električne energije na veleprodajnem ali maloprodajnem trgu.
Samo s takšnim integriranim pristopom bomo lahko bistveno nadgradili naše energetske objekte, ne da bi se povečali obremenitev na končnem uporabniku. Na žalost, zdaj ne vidimo celovite rešitve. Vsa velika energija se osredotoča na DPM-2. Obstaja težak bojlers. Vendar upamo, da bo na koncu splošni položaj ugotovljen in to bo mogoče začeti nadgraditi zmogljivosti na tržnih pogojih. Ker vam omogoča, da izberete najbolj optimalno tehnično in gospodarsko rešitev. TGK-16 to razume, kot nihče. Ker delamo v industrijski skupini, kjer obstajajo potrošniki in proizvajalci električne energije. Vsaka od naša odločitev se tehta v smislu njenega vpliva na naše podjetje in zanesljivost in gospodarstvo naših potrošnikov.
Danes je povprečno povračilo opreme v industriji stari 34 let, več kot 30% opreme, starejšega od 45 let. Novembra 2017 je predsednik Ruske federacije v novembru 2017 na splošno odobril nov program posodobitve, ki temelji na DPM (pogodbi o moči), znan kot DPM-kap. Prvi program DPM, ki se je začel med reformo električne energije, je omogočil posodobitev približno 15% celotne zmogljivosti električne proizvodnje v državi. Zdaj so projekti DPM v glavnem zaključeni ali se približali.
Odpiranje dogodka predsednik Odbora za energijo Pavel Zavalny Spremenjeno: "Najprej je pomembno, da se ne določimo ne samo z merili za izbiro predmetov za posodobitev, ampak tudi z zmogljivostjo zmogljivosti, ki je potrebna industrija električne energije, da bi zadostila povpraševanju po vročini in električni energiji v Srednjeročni ob upoštevanju presežka prekomerne moči in znatnega potenciala za razvoj porazdeljene energije. Mnenja strokovnjakov industrije o tem vprašanju se razlikujejo. Treba je razumeti, kaj generacija konfiguracija želimo dobiti tisto, kar je razmerje med centralizirano in porazdeljeno energijo, različne vrste generacije, kaj storiti z neučinkovitimi zmogljivostmi, kot in kdaj jih umaknemo.
Pomembno je določiti merila za nadgradnjo. Obstajajo pomisleki, da bo program v sedanji obliki razširil vir velikih tradicionalnih elektrarn, vendar ne bo izboljšal. V naših razmerah, ko je energetski viri za proizvodnjo stanejo bistveno nižji kot v isti Evropi, in cena energije za končne uporabnike je precej primerljiva z evropskim, neposrednim gospodarskim smiselom, da vlagajo v povečanje učinkovitosti v generatorjih. Po mojem mnenju bi moral biti predpogoj za investicijo v posodobitev generacije v okviru sheme DPM-črtne kode povečanje njene gospodarske in okoljske učinkovitosti vsaj 20% ali več. V nasprotnem primeru bo konkurenca med potencialnimi udeleženci sledila merilom nižjih cen in ne večjo učinkovitosti. Toda taka posodobitev na račun potrošnika nima smisla. "
Namestnik ministra za energijo Ruske federacije Vyacheslav Kravchenkougotovil je, da odločitev o uporabi mehanizma DPM-Barch temelji na temeljiti analizi tržnega okolja, ki se je razvila zaradi reforme električne energije. "Seveda, v vprašanju financiranja generacije generacije, je mogoče iti bolj" pravilen "trg, vendar rezultate, cenovne posledice takšnih odločitev v pogojih nepopolnega trga, ki jih imamo, se bojim, Ne uredi nikogar, «je poudaril.
Po mnenju ministrstva, s konzervativnim scenarijem za razvoj povpraševanja po električni energiji, se lahko tveganja nastanka primanjkljaja že v 2023-25. Obseg potrebnih nadgradenj je približno 40 GW. Vrednost sredstev, ki se sproščajo v skladu s programi DPM v sedanjih tarifah od leta 2021, in se lahko pošljejo novemu programu, ki ga je Ministrstvo za energijo ocenilo ob 3,5 bilijonu. drgnite. Do leta 2035. To je predvsem potrebno za financiranje posodobitve toplotne generacije, in vse druge vrste jedrskih elektrarn, hidroelektrarn, postaje na področju obnovljivih, je treba omogočiti, da programirajo preostalo načelo.
Pomembno je, da bo program DPM-Bark upošteval pomanjkljivosti DPM. Na primer, DPM ni bil vedno zgrajen s polnopravno analizo, kje in kaj zgraditi. Kot rezultat, nekateri novi predmeti niso bili dovolj zahtevali. DPM-BAR je vključen konkurenčni izbor po letih, medtem ko bo moral vlagatelj priori, da razglasi določen sklop dejavnosti modernizacije, in bo odgovoren za neizpolnjevanje teh obveznosti.
Namestnik vodje Urada za upravljanje Electric Engineering FAS RUSIJA MAXIM GOLOVINpoudaril je, da bi moralo biti spoštovanje tega pogoja predhodno ocenjevanje socialno-ekonomskih posledic uvedbe programa DPM-Barcch, ob upoštevanju obstoječih netržnih dodatkov (podpora za razvoj jedrskih elektrarn, rezerve, \\ t sežigajo rastline, regije Daljnega vzhoda in tako naprej).
Namestnik direktorja Ministrstva za gospodarski razvoj Oddelek Ruske federacije Andrei Gabovaizgovoril je številne razlike v pristopu svojega ministrstva na program DPM-Sroch. Prvič, po mnenju Ministrstva za šolstvo ne bi smelo biti dovoljeno ne le TPP, ampak tudi druge generatorje - NPP, HE, OVE. Poleg tega ministrstvo meni, da je treba projektno konkurenco opraviti na vseh predmetih takoj, da bi dosegli maksimalno konkurenco, in izbiro projektov na stopnji primerjave s kapitalskimi stroški za privabljanje potrošnikov energije.
Ena od najbolj akutnih tem za razpravo na okrogli mizi je bila tema meril za izbor projektov za sodelovanje pri modernizaciji. Oleg Tokarev, namestnik direktorja Oddelka Ministrstva za industrijo in trgovino Ruske federacije, je ugotovil, da bi morala biti eden od najpomembnejših, do 80%, stopnja lokalizacije TPP opreme kot celote, nadgrajevanje pod PROGRAM DPM-BARCH. Naloge bistvenega povečanja okoljske in učinkovitosti opreme se lahko doseže z obveznostjo uporabe samo opremo, ki izpolnjuje najboljše razpoložljive tehnologije, ki jih že razvili referenčne knjige. Ustrezna ruska oprema že obstaja in vnese v te referenčne knjige. Med drugim bo uporaba teh meril dala multiplikativni učinek za sorodne industrije, predvsem energetski inženiring.
Namestnik direktorja Inštituta za probleme naravnih monopolov Alexander Grigorievponudil je, da bo pozorna na merila za izbor za vrsto goriva. To je treba najprej s temi tveganji, ki nastanejo zaradi zmanjšanja konkurenčnosti proizvodnje premoga v obstoječih cenah plina na domačem trgu in nerazvita intersticijska konkurenca. V nasprotnem primeru je mogoče izgubiti proizvodnjo premoga, ki se bo v celotni industriji premoga občutek in lahko pripelje do potencialne rasti socialnih napetosti v regijah premoga v državi.
CEO NP Skupnost skupnosti skupnostni potrošnik »Vasily Kiselev Dvomil je pristop, v katerem bi bilo treba posodobitev ustvarjanja zmogljivosti dejansko plačati neenergetske družbe, vendar industrijski potrošniki. Ustvarjanje kompleks, po njegovem mnenju, ima dovolj sredstev za posodobitev zmogljivosti v okviru trenutnih tržnih mehanizmov in znatnega potenciala za povečanje lastne učinkovitosti. Danes obstajajo že mehanizmi, ki omogočajo dobavitelji, da prejmejo zadostne količine dobička Marzhinala v RSV sektorjih, ki jih in na trgih oskrbe s toploto, nekateri pa že izvajajo tehnično ponovno opremo za svoj račun. Lani bi bilo treba dati in odobriti dodatne priložnosti za naložbe v termično proizvodnjo. Model oblikovanja cen v skladu z metodo "alternativne kotlovnice". V predlagani obliki, po Vasiliji Kiseleva, lahko program negativno vpliva na stroške električne energije za industrijske potrošnike, zato konkurenčnost ruskega gospodarstva, vodi do ohranjanja tehnološke zaostalosti toplotne generacije, da bi zmanjšala privlačnost visoke -Tech naložbe v njej in bo prispevala tudi k pospeševanju lastne generacije potrošnikov.
Vodja "Električne energetske industrije" Energetskega centra Skolkovo Alexey Khokhlovopozorila udeležencev okrogle mize je bila osredotočena na nezadostno obračunavanje potenciala za razvoj distribuirane energije. Zdi se, da niti glavni akterji industrije niti regulatorji načeloma ne upoštevajo svetovnega trenda sprememb v paradigmo razvoja energije in vloge v tej razdeljeni energiji in drugih novih tehnologijah. Ne upoštevajo njihovega potenciala, ki izberejo pot povečanja zmogljivosti tradicionalnih velikih elektrarn. Po podatkih Skolkovo Energy Center je treba priznati razdeljeno energijo ruskega energetskega razvoja Energetske elektrarne agencije Rusije, da aktivno uporabljate svoje zmogljivosti pri razvoju elektroenergetske industrije za izvedbo primerjalne analize projektov za posodobitev Velika proizvodnja in razvoj porazdeljenih energetskih virov, vključno z ustreznimi projekti v konturi mehanizmov na trgu električne energije, ter odstranjevanje ovir in omejitve pri ustvarjanju in delovanju distribuiranih energetskih objektov.
Ponavljanje razprave, prvi namestnik predsednika Odbora za Energy Sergey Esyakovizražal upanje, da bodo predstavniki zveznih izvršnih organov prisluhnili vsem argumenti, ki so jih izrazili udeleženci in strokovnjaki za industrijo, potrošnike energije in bistveno izboljšali seznam meril za izbor projektov za programe DPM-kap, vključno z vlagatelji, lastniki Generacijski predmeti v programih posodobitev vsaj 50%, in se osredotočajo tudi na dejanske postopke konkurence. To bo mogoče rešiti le glavne naloge - povečati gospodarsko in okoljsko učinkovitost generacije, ob upoštevanju pogojev za rast stroškov električne energije, ki ni višja od inflacije.
Moskva, 13. februar (BigpowerNews) - Termalna generacija je še vedno temelj elektroenergetske industrije v Rusiji. Več kot 60% nameščene zmogljivosti UES je SPS in Gres, in srednjeročno, njihov delež v energetski bilanci države ne bo doživel pomembnih sprememb. Termoelektrarne praviloma niso namenjene za oskrbo z energijo velikih industrijskih potrošnikov, ki se večinoma nahajajo v bližini naselij in so namenjene za njihovo oskrbo, so pogosto mestno oblikovanje podjetij - glavno mesto dela v naselju prebivalstva. Tako je zanesljiva oskrba z energijo stanovanjskih stavb, bolnišnic, šol, vrtcev, drugih občinskih struktur, pa tudi razpoložljivost delovnih mest za prebivalstvo, so socialne razmere v regiji odvisne od dela teh elektrarn.
Hkrati je ruski park ustvarjalnih objektov eden najstarejših na svetu, in nadaljnje staranje opreme. Več kot 30% generacije toplote Rusije je že 45 let, moralno in fizično zastarelo, odlikuje z nizko učinkovitostjo in poslabšanje zanesljivosti. PROGRAM DPM TPP je že zaključen, nalog 30 GW se začne uporabljati, vendar se izhodni obseg toplotnih zmogljivosti letno poveča. Do leta 2021 je bilo 27 GW že navedlo na zaključek. Letna količina proizvodnje znatno presega prostornina vhodov.
Po različnih ocenah morajo biti sredstva, ki se sproščajo po zaključku programa DPM od 2021-2022, zadostna za posodobitev 40 GW toplotne generacije, ne da bi povečala tarifno obremenitev potrošnikov nad inflacijo. Hkrati pa je veliko različnih dragih investicijskih projektov v energetskem sektorju aktivno lobije. Kje bi morali poslati potrošniški denar? Na primer, vsaka EMP, ki je bila narejena na posodobljeni toplotni elektrarni, KWh, celo ob upoštevanju potrebe po vrnitvi vlagateljev, vloženih, bodo potrošniki veliko cenejši od proizvodnje sončne generacije. Toplotne elektrarne so še vedno v skupnih stroških, ki so ena izmed najcenejših električnih virov za potrošnike. Pomanjkanje ciljnega programa za podporo toplotne generacije bo privedlo do potrebe po izgradnji novih zmogljivosti v srednjeročnem obdobju in popolnoma za drug denar.
Termalna generacija je zdaj najučinkovitejša in hkrati najbolj potrebna podpora.
Program DPM-1 v termalni generaciji je omogočil ohranjanje stopnje rasti cene Ortema pod inflacijo in nižjo ceno plina. Uvedba programa DPM - 2 v termalni generaciji bo najbolj koristna in učinkovita za potrošnike.
