Рубрика: Россия

10 человек получили сертификаты на премии в 20 тысяч рублей на торжественном открытии областного образовательного слета, посвященного Дню Молодежи. На него собрались более 100 представителей активной молодежи со всего региона.

Департаментом оперативного контроля и управления в электроэнергетике Минэнерго России проведен расчет показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики в соответствии с Методикой комплексного определения показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов электросетевого хозяйства, утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 19 декабря 2016 г. № 1401.

Ежегодные результаты мониторинга показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, включая итоговую информацию по проведенным расчетам этих показателей, опубликованы на официальном сайте Минэнерго России.

В состав показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики входят следующие показатели:

а) показатели технического состояния объектов электроэнергетики;

б) показатели технико-экономической эффективности объектов электроэнергетики;

в) показатели энергетической эффективности объектов электроэнергетики.

По результатам анализа показателей технического состояния выявлено, что уровень физического износа основного оборудования в части электростанций в целом соответствует виду технического состояния «удовлетворительное». В наилучшем техническом состоянии (наименьший износ) находятся турбогенераторы, в наихудшем (наибольший износ) – гидравлические турбины и генераторы.

Уровень физического износа основного оборудования и ЛЭП электрических сетей в целом соответствует виду технического состояния «хорошее». В наилучшем техническом состоянии (наименьший износ) находятся трансформаторы высшего класса напряжения 220 кВ и выше, в наихудшем (наибольший износ) – ЛЭП высшего класса напряжения 110 кВ.

Результаты анализа показателей технико-экономической эффективности показали, что динамика изменения количества закрытых центров питания объектов электрических сетей оценена как: 52,63% — положительный характер динамики, 10,53% — стабильное состояние, 36,84% — отрицательный характер динамики.

Эффективность реализуемых мероприятий и связанных с ними затрат на поддержание технического состояния объектов электрогенерации по большей части оценена как высокая, тогда как по объектам электрических сетей эффективность имеет низкую оценку.

85,71% реализуемых мероприятий и связанных с ними затрат на строительство, реконструкцию и вывод из эксплуатации объектов капитального строительства в электроэнергетике в части электрических сетей имеет низкую эффективность.

По результатам анализа энергетической эффективности:

Эффективность мероприятий по снижению потерь объектов электрогенерации ниже аналогичного показателя объектов электрических сетей (53,33% и 66,67% с высокой оценкой соответственно).

Эффективность мероприятий по снижению затрат на техническое обслуживание и ремонт объектов электрогенерации и объектов электрических сетей имеет одинаково низкую оценку (69,89% и 86,11% с низкой оценкой соответственно).

В итоге проведенной работы Минэнерго России оценило эффективность финансовых вложений энергокомпаний в улучшение технического состояния оборудования и, как следствие, надежность функционирования энергосистемы и энергоснабжения потребителей.

Проведение таких оценок на регулярной основе направлено на формирование типовых предложений по оптимизации процессов эксплуатации объектов электроэнергетики.

27 июня в 08-17 на Камчатской ТЭЦ-2 (филиал ПАО «Камчатскэнерго» – «Камчатские ТЭЦ») из-за снижения паровой нагрузки котла К-3 отключен находившийся в работе турбогенератор ТГ-1, вследствие чего произошло снижение нагрузки станции.

В 8-19 был отключен находившийся в работе паровой котел К-3.

Причиной снижения паровой нагрузки и последующих отключений оборудования явился образовавшийся свищ на пароперегревателе.

При снижении частоты в Камчатской энергосистеме до 48,8 Гц работала противоаварийная автоматика (автоматическая частотная разгрузка) в объеме 30 МВт.

Без электроснабжения оставались бытовые потребители г. Петропавловск-Камчатский (около 35 000 человек). Мощность отключенных потребителей составляла 30 МВт.

В 08-20 после загрузки электростанций (Камчатская ТЭЦ-1 (филиал ПАО «Камчатскэнерго» – «Камчатские ТЭЦ»), ДЭС) – потребителям подано напряжение в объеме 12 МВт.

По команде оперативного персонала ПАО «Камчатскэнерго» были введены графики временного отключения в объеме 9 МВт.

В 11-00 всем потребителям, отключенным действием противоаварийной автоматики (автоматической частотной разгрузки), подано напряжение.

В 12-19 на Камчатской ТЭЦ-2 после устранения повреждения котел К-3 включен в работу.

В 12-37 на Камчатской ТЭЦ-2 турбогенератор ТГ-1 включен в работу.

В 13-07 всем потребителям, отключенным по графику временного отключения, подано напряжение. Камчатская ТЭЦ-2 работает в соответствии с диспетчерским графиком.

До полного завершения аварийно-восстановительных работ ситуация находилась на особом контроле Минэнерго России.

В целях привлечения инвестиций в модернизацию объектов генерации тепловой электроэнергетики с учетом сдерживания роста тарифов на электроэнергию на уровне не выше инфляции  предлагается запустить конкурсный механизм отбора проектов реконструкции (технического перевооружения, модернизации) тепловых электрических станций, используя отечественное (локализованное) оборудование.

В качестве основного критерия отбора проектов предлагается минимизация стоимости для потребителей – критерием отбора проектов модернизации генерирующего оборудования в рамках конкурентной процедуры будет величина удельных совокупных затрат на производство электрической энергии, включающих в себя приведенные к единице выработки переменные и условно-постоянные затраты — одноставочная цена (или LCOE в мировой литературе), при этом модернизируется оборудование старше 40 лет эксплуатации, с высокой востребованностью в энергосистеме, выработавшее свой парковый ресурс.

Таким образом, при конкурсном отборе выбираются производители, формирующие минимальные затраты на приобретение энергетического оборудования, с минимальными условно-постоянными затратами, способные конкурировать с иными поставщиками во всех секторах торговли энергоресурсами – поставкой электрической энергии, мощности, продажи тепловой энергии.

Проект модернизации в обязательном порядке должен содержать в себе работы, связанные с модернизацией турбинного и/или котельного оборудования (для которых Правительством устанавливается предельный уровень капитальных затрат, не превышающий 120% эталонных типовых затрат) и может быть дополнен ограниченным перечнем сопутствующих мероприятий (замена генератора, градирни, паропроводов, установка электрофильтров и дымовой трубы) – в рамках эталонных типовых затрат.

По итогам конкурсного отбора предлагается заключение юридически обязывающих документов, гарантирующих инвестору возврат инвестиций с доходностью и фиксирующих обязательства поставки мощности на период 16 лет с соответствующими финансовыми санкциями за невыполнение таких обязательств.

Оплата мощности отобранных проектов в течение первых двенадцати месяцев осуществляется только по заявленным условно-постоянным затратам, а начиная со второго года поставки в течение 15 лет с учетом возврата капитальных затрат, базовая доходность по проектам установлена на уровне 14%, с корректировкой по методике Минэкономразвития России, таким образом контракты заключаются на 16 лет. При текущем уровне доходности государственных ценных бумаг федерального займа фактическая доходность по проектам составила бы порядка 10-11%, снижение волатильности финансового сектора будет дополнительно снижать уровень доходности проектов модернизации тепловых электростанций.

Первые отборы проектов модернизации будут проведены в 2018 году сразу на 3 летний период (с началом поставки 2022-2024) для формирования долгосрочных планов, в том числе в отношении загрузки отечественного машиностроительного комплекса. Ежегодная квота на отбор проектов не более 4 ГВт (3,2 ГВт и 0,8 ГВт в первой и второй ценовой зоне соответственно) и с ограничением совокупного объема проектов модернизации – в соответствии с указанным механизмом до 2035 года может быть модернизировано до 39 ГВт тепловых электрических станций общей стоимостью не превышающей 1350 млрд. рублей.

Механизм реализации инвестиционных проектов модернизации определен с учетом предложений Правительства по распределению источников на различные типы энергетического оборудования (АЭС, ГЭС, ВИЭ, развитие сетевого комплекса), который не приведет к превышению ежегодных темпов роста цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) для потребителей над инфляцией, и базируется на консервативном прогнозе прироста электропотребления в стране на уровне около 0,5% ежегодного и снижении инфляции – с 4% в 2018 году до 2% в 2027 году.

С учетом накопленного опыта реализации механизмов привлечения инвестиций в электроэнергетике предлагается установить требования по локализации производства нового генерирующего оборудования, на уровне не менее 90%. Предусмотрена разработка Минпромторгом России методических указаний по определению степени локализации. В случае невыполнения требований по локализации мощность таких проектов в рамках инвестиционных договоров оплачиваться не будет.

Согласно предлагаемого механизма конкурсный отбор проектов модернизации проводится организациями коммерческой и технологической инфраструктуры и результаты утверждаются Правительственной комиссией по вопросам развития электроэнергетики, которая вправе дополнить перечень отобранных проектов дополнительными мероприятиями по модернизации, не превышающими 10% совокупного объема на соответствующий период.

В целях продления надежной эксплуатации иной тепловой генерации (порядка 100 ГВт) проектом предусмотрено увеличение горизонта планирования в электроэнергетике:

перейти к модели проведения конкурентных отборов мощности на 6 лет вперед (в настоящее время 4 года вперед) и до 15 декабря 2018 года провести конкурентные отборы мощности на 2022-2024 гг. включительно;

для конкурентных отборов мощности, проводимых в 2018 цена в первой и второй точке спроса на мощность для каждой ценовой зоны оптового рынка определить равной соответствующей цене, установленной для 2017 года, увеличенной на 6 % для конкурентного отбора на 2022 год, на 13 % для конкурентного отбора на 2023 год, на 20 % для конкурентного отбора на 2024 год и проиндексированной в соответствии с индексом потребительских цен за 2017 год;

для конкурентного отбора мощности, проводимого в 2019 году и последующие годы цена в первой и второй точке спроса на мощность для каждой ценовой зоны оптового рынка определять равной соответствующей цене, определенной для предшествующего конкурентного отбора мощности, проиндексированной в соответствии с индексом потребительских цен за предшествующий год.

Это позволит в долгосрочном периоде покрыть существующее потребление электрической энергии, не прибегая к крупномасштабному отвлечению денежных средств на проекты по новому строительству объектов генерации. По оценкам Минэнерго России, возможное увеличение цены мощности в ходе отбора действующих генерирующих мощностей может составить в 2021 — 2035 гг. до 786 млрд. рублей.

Механизм привлечения инвестиций предусматривает в том числе возможность модернизации и нового строительства тепловых электростанций на территориях Дальневосточного федерального округа, в качестве источника оплаты Правительством предусматривается определение отдельной инвестиционной надбавки к цене на мощность электростанций, функционирующих в первой и второй ценовой зоне. При этом совокупные расходы на такие мероприятия учитываются в рамках инфляционного роста для потребителей соответствующих территорий. Определение объектов модернизации (нового строительства) предполагается Правительственной комиссией по предложению Минэнерго России.

Ознакомиться с размещенным проектом можно по ссылке:http://regulation.gov.ru/projects#npa=77371

На встрече с членами советов молодых ученых и специалистов губернатору Астраханской области Александру Жилкину презентовали инновацию в сфере здорового питания – растительный заменитель соли. Продукт называется «Зеленая соль». Он может появиться в продаже уже в этом году.