энергосистема

«Системный оператор» (СО) предупредил о рисках утраты независимости в диспетчеризации и планировании развития энергосистемы, если его функции будут переданы в «Россети». Сейчас в правительстве обсуждается законопроект, предполагающий объединение двух структур. В «Россетях» ожидают, что консолидация позволит сэкономить до 15 млрд руб. за счёт исключения дублирующих функций.

Однако в СО считают, что передача его полномочий любому из участников электроэнергетического рынка приведёт к конфликту интересов, снижению прозрачности и потере баланса между генерацией, сетями и потребителями. Компания предлагает вместо объединения оптимизировать действующие технологические уровни управления и расширить полномочия системообразующих территориальных сетевых организаций, которые могли бы координировать развитие сетей напряжением ниже 110 кВ.

СО напоминает, что уже проводит внутреннюю оптимизацию: число региональных диспетчерских управлений сокращено с 59 в 2008 году до 49, реализуются проекты по модернизации технологической инфраструктуры.

( Читать дальше )

Эффект от объединения «Россетей» и «Системного оператора» (СО) за счет исключения дублирующих функций может составить около 15 млрд руб., сообщил замгендиректора «Россетей» Артем Алешин. По его словам, это почти треть нынешней сметы СО, утверждаемой ФАС. Практика компании показывает, что синергия при слиянии юрлиц со схожими функциями может достигать 30–40%.

Законопроект о передаче полномочий СО в «Россети» сейчас обсуждается. Госхолдинг настаивает, что объединение необходимо из-за проблем на этапе планирования и реализации инвестпроектов, а также при исполнении договоров технологического присоединения. По словам замгендиректора «Россетей» Даниила Краинского, недостаточный объем генерации и графики ремонтов оборудования часто сдвигают сроки, а ответственность ложится на сетевую компанию.

Однако «Системный оператор» против инициативы. Его председатель Федор Опадчий отметил, что в условиях прогнозируемого энергодефицита режимная обстановка и так осложнена, а передача функций «Россетям» не решает проблему дефицита средств и планирования ремонтов.

( Читать дальше )

Энергетические компании рассматривают меры по поддержке Объединенной энергосистемы (ОЭС) Юга в период пиковых нагрузок до ввода новых энергоблоков, которые должны закрыть дефицит мощности региона. По оценкам, к 2030 году нехватка достигнет 2,4 ГВт. Ввод основной части новых блоков планируется на 2028–2030 годы.

Сейчас снижение потребления в пиковые часы осуществляется выбранными агрегаторами по команде Системного оператора (СО). Эти меры позволяют уменьшать оптовые цены на электроэнергию, а бизнес получает оплату за услуги. Новый механизм, предложенный «Росатомом», рассчитан на малый и средний бизнес: разгрузка может составлять до 6 часов в сутки на 2–3 недели зимой и летом, стоимость услуги привязывается к цене мощности новой генерации.

На юге планируется также задействовать розничную генерацию мощностью 105 МВт, которая за 20 дней пиковых нагрузок способна вырабатывать до 32,8 тыс. МВт•ч. Цена поставки электроэнергии от таких генераторов составит 13–15 руб. за 1 кВт•ч, что значительно ниже рыночной цены в 288 руб. за 1 кВт•ч.

( Читать дальше )

Электросетевая компания «Россети» претендует на введение инфраструктурной инвестиционной составляющей (ИИС) на оптовом энергорынке для финансирования строительства ЛЭП на 1,064 трлн руб. по Генсхеме до 2042 года. Механизм предполагает аналогию с договорами предоставления мощности (ДПМ) — с 15-летней окупаемостью и доходностью до 15%.

Компания указывает, что действующий тариф не позволяет реализовать инвестпрограмму в полном объеме — долговая нагрузка близка к пределу, а дивиденды урезаны. Новая модель позволит обойти жесткие тарифные ограничения за счет платежей участников рынка, рассчитываемых по пропускной способности ЛЭП и трансформаторов.

Минэнерго инициативу поддерживает. Вариант с оплатой через компенсацию потерь также обсуждается. Однако «Совет рынка» и потребители считают предложение попыткой обойти регулирование и создать новый платеж, усложняющий систему расчетов. Производители энергии предлагают доработать существующие тарифные механизмы.

( Читать дальше )

Минэнерго предлагает снять ограничения на выдачу электроэнергии в сеть от промышленных блок-станций. Это позволит предприятиям с собственной генерацией подключать мощности к энергосистеме по команде «Системного оператора» (СО) — без риска утраты статуса розничной генерации, что ранее ограничивало такую возможность.

Сегодня станции до 25 МВт могут продавать энергию напрямую или использовать её для собственных нужд, не участвуя в оптовом рынке. Выдача в сеть выше этой мощности требует соблюдения жёстких правил, включая обязательства по поставке и оплате на оптовом рынке, что неудобно для промышленных игроков.

Предлагаемые изменения особенно актуальны для энергодефицитных регионов, таких как ОЭС Юга и Московский регион. По оценке СО, новые правила позволят задействовать дополнительно до 100 МВт мощности от частных блок-станций, что может существенно снизить риски отключений в периоды пиковых нагрузок.

Однако крупные промышленные потребители указывают на необходимость доработки проекта: он не покрывает постоянные затраты генерации, работающей по вызову. Минэнерго пока не прояснило, как будет устроен механизм компенсаций.

( Читать дальше )

Кремль опубликовал согласованный список российских и украинских объектов, подпадающих под действие временного моратория на удары по энергосистеме.

1. Нефтеперерабатывающие предприятия;

2. Нефте-, газопроводы и хранилища, включая насосные станции;

3. Вырабатывающая и передающая электричество инфраструктура, включая электростанции, подстанции, трансформаторы и распределители;

4. Атомные электростанции;

5. Дамбы гидроэлектростанций.

Временный мораторий действует в течение 30 суток, начиная с 18 марта 2025 года, и, по взаимной договоренности, может быть продлен.

В случае нарушения моратория одной из сторон другая сторона вправе считать себя свободной от обязательств по его соблюдению.

www.kremlin.ru/events/president/news/76534

В России наблюдается рост энергопотребления дата-центров (ЦОДов), используемых для обучения моделей искусственного интеллекта. Дефицит мощностей особенно ощутим в Москве, Санкт-Петербурге, на юге России, в Сибири и на Дальнем Востоке.

Среднее потребление одной серверной стойки без ИИ – 5–10 кВт, а с ИИ – до 40 кВт. Это требует развития электросетевой инфраструктуры. Крупные компании, такие как «Яндекс» и «Сбер», строят собственные ЦОДы, но процесс подключения к электросетям может занять годы.

По данным на 2024 год, ЦОДы в России использовали 2,6 ГВт электроэнергии, что составляет 1% от общей мощности энергосистемы. Однако прогнозируется, что потребление будет расти на 30–40% ежегодно. В юго-восточной части Сибири и на юге страны к 2030 году возможен дефицит до 2,9 ГВт.

Основная проблема – не нехватка электроэнергии, а ее распределение. Для решения требуется модернизация подстанций и развитие сетей. В противном случае дефицит мощностей может замедлить развитие российского ИИ.

( Читать дальше )

К 2042 году установленная мощность Единой энергосистемы России может вырасти на 22%, до 302,96 ГВт, следует из материалов «Системного оператора» (СО, диспетчер энергосистемы), с которыми ознакомился “Ъ”. Производство электроэнергии к 2036 году увеличится примерно до 1,39 трлн кВт•ч, а к 2042 году — до 1,46 трлн кВт•ч. 

Основой энергетики России, по мнению СО, останется тепловая генерация, выработка которой к 2036 году займет 63,6% в общем производстве энергии, а к 2042 году доля снизится до 58,2%.

Доля АЭС к 2042 году вырастет с нынешних 19,2% до 23,6%. Доля ГЭС и ГАЭС с текущих 17,2% опустится до 15,3%. Доля ВИЭ вырастет с 0,8% до 2,8%.

СО также подсчитал LCOE (одноставочная цена электроэнергии на весь период жизненного цикла технологии) для всех типов генераций. Самый низкий показатель во всех энергосистемах демонстрируют АЭС: 4,9 руб. за 1 кВт•ч в энергосистемах Центра, Юга и Северо-Запада, 5 руб.— Урала и Средней Волги, 5,4 руб. в Сибири и 6,2 руб. на Дальнем Востоке.

( Читать дальше )

Отраслевые регуляторы выражают опасения относительно возможных аварийных ситуаций на тепловых электростанциях с импортными турбинами в случае перехода на российские системы управления. По информации «Ъ», «Системный оператор» предлагает проводить замену иностранного программного обеспечения (ПО) на ТЭС объемом 25 ГВт постепенно и только после тщательных испытаний. Министерство энергетики заявляет, что все компании топливно-энергетического комплекса уже начали переход на российские решения.

СО выражает беспокойство по поводу резкого импортозамещения ПО на ТЭС с иностранными турбинами, особенно в отношении систем автоматического регулирования (САР). Они опасаются, что установка российского ПО может негативно сказаться на работе оборудования, приводя к снижению скорости набора мощности и ухудшению работы аварийной автоматики.

Предложение СО состоит в том, чтобы менять САР постепенно, проводя тщательные испытания российского ПО для проверки его влияния на работу турбин. Одновременная замена ключевых систем может снизить качество их работы и даже привести к авариям. Минэнерго утверждает, что компании ТЭКа уже приступили к переходу на отечественные решения по всем классам ПО.

( Читать дальше )

ПАО «Интер РАО» завершило модернизацию трех энергоблоков (в Костромской области, Пермском крае и Бурятии) суммарной мощностью 1390 МВт. Речь идет о энергоблоке №1 Пермской ГРЭС (мощность увеличена с 820 МВт до 850 МВт), энергоблоке №2 Костромской ГРЭС (с 300 МВт до 330 МВт) и энергоблоке №2 Гусиноозерской ГРЭС (со 190 МВт до 210 МВт).

Оборудование для модернизации произвели российские машиностроительные предприятия: "Силовые машины", Таганрогский котлостроительный завод "Красный котельщик", «Белэнергомаш».Проведенные работы позволили существенно снизить удельный расход топлива и как минимум на 30 лет продлить ресурс оборудования, говорится в сообщении «Интер РАО».

www.interfax.ru/business/942220