Климатическая повестка и российская электроэнергетика: взгляд «традиционных» производителей электроэнергии
Директор Ассоциации
«Совет производителей энергии»
Дмитрий Вологжанин

https://www.np-sr.ru/sites/default/files/prezentaciya_vologzhanina_d.e.pdf

Российская климатическая повестка: роль ВИЭ-генерации
А.Б. Жихарев

https://www.np-sr.ru/sites/default/files/prezentaciya_zhihareva_a.b.pdf

#нампишут
На 35 кВ Урал с Сибирью не связать. И 500 мало. Надо покупать оборудование 1000 кВ и строить двухцепную передачу от Итата или Алтайской в обход до Тюмени или Рефты. Лучше до рефты сразу.

Десять ВЛ 1000 кВ или две биполярные передачи постоянного тока.

На +/- 800 кВ постоянного тока

Чтобы не иметь проблем с устойчивостью и не передавать возмущения из центра в Сибирь и наоборот.

Если надо много из пункта А в пункт Б.
Базовую мощность АЭС подвинуть в Сибирь на ночь, а потом утром мощность ГЭС в центр.

С учётом скорости и уже утверждённой ППРФ по снижению углеродного следа и достижения углеродной нейтральности, я бы всерьёз задумался по открытию титула и проектированию вставки постоянного тока, соединяющую 1 и 2 ЦЗ для обеспечения вывода неэффективных станций и понижения углеродного следа генерации 1 ЦЗ. Хотя есть мнение, что для надёжности нужно остаться на переменке 👉🏻 t.iss.one/energy_lounge/203?comment=440

При проектировании связи Центр-Урал-Сибирь, ключевое отличие решений - не только выбор между постоянным и переменным током. Это выбор между: а) большим количеством линий и цепей, распределённых и встроенных в существующую сеть, и которые можно вводить постепенно, либо единовременно водимой перемычкой между точками А и Б; б) опробованными технологиями передачи на перем.токе 500 или 750 кВ или имеющими меньший опыт эксплуатации высокими напряжениями и пост.током; в) распределенными во времени и пространстве инвестициями с постепенным выводом тепловой генерации с обеих сторон или сконцентрированными во времени инвестициями с необходимостью держать тепловые станции в резерве до тех пор, пока решение продемонстрируют достаточную надежность…

5 июня 2003:

«Модель оптового рынка электроэнергии, предлагаемая РАО «ЕЭС России», по своей сути является системой обязательного пула. Прямые долгосрочные договоры между производителями и потребителями вне пула запрещены», - завил в ходе Второй международной конференции «Опыт работы европейских энергетических рынков» первый заместитель генерального директора «ЕвроСибЭнерго», эксперт Государственной Думы по вопросам энергетики Сергей Белобородов.

По его словам, сегодня декларируется возможность заключения подобных договоров на бирже, однако система узловых цен, внедряемая в модели, делает невозможным прогнозирование цены на электроэнергию по этим договорам даже на сутки вперед. «Следовательно, прямые долгосрочные договора становятся просто фикцией», - подчеркнул Белобородов.
Участники форума отметили, что далеко не все участники энергорынка одобряют сейчас тот вариант модели рынка, который рассматривается в правительстве.
«Основной объявленной целью проведения реформы электроэнергетики в свое время называлось привлечение инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей. Также предполагалось, что основной объем финансовых средств предоставят западные инвесторы. Однако, проанализировав опыт реформирования электроэнергетики, можно сделать вывод о том, что внедрение рынка электроэнергии не является инструментом для привлечения инвестиций в новые генерирующие мощности», - подчеркнул в своем докладе Сергей Белобородов.

Участники конференции остались недовольны тем, как в России принимается модель рынка электроэнергии и настаивают на том, что реформирование национальной энергетики должно проводиться эволюционным путем, и дальнейший ход реформы возможен лишь при учете мнения и интересов производителей и потребителей электроэнергии.

29 октября 2021:
По мнению производителей электроэнергии, отсутствие волатильности и комфортный для потребителя уровень цены РСВ приводит к отсутствию необходимости хеджирования рисков ее изменения.
Волатильность цен сделает привлекательным для участников переход на
долгосрочные двусторонние физические договоры поставки э/э.

#Субботнеечтение #мыслидляразмышления

Очевидная необходимость перемен на электроэнергетическом рынке и накопившиеся проблемы, уже потихоньку начинают признаваться участниками рынка. При этом одним из центров изменений должна быть розница, с глобальным разворотом лицом к потребителю, который сейчас предпочитает бежать из ЕЭС.
Вроде бы простая задача была оставлена после основного этапа формирования ОРЭМ и пула генерирующих компаний, но вот только кому было интересно её решать после смерти РАО ЕЭС России и покупкой части гарантирующих поставщиков госкомпаниями? В действующей модели у гарантпоставщика на рознице самая лучшая цена, а это прямо противоречит его основной функции на конкурентном рынке - продавца «последней руки» с самыми высокими ценами, но являющегося самым надежным и заключающем договор энергоснабжения в любом случае. Но эта модель функционирования была принята из-за нерешённой проблемы перекрёстного субсидирования. Если всё же двигаться в сторону конкурентной розницы, то сразу нужно ответить на принципиальный вопрос: а готово ли государство к решению застаревшей проблемы перекрёстки и «выпрямлению» ценовых сигналов? Я до сих пор не могу понять: почему в системе ЖКХ есть субсидии, а в энергетике обязательно надо кривить тарифы и уродовать рыночные механизмы?При этом, стоит отметить, что механизмы по решению данной проблемы давным давно изобретены. Не будем про соцнорму, которая, кстати, сразу решит и другую проблему - частный майнинг, но не об этом. Текущий перекос и модель розницы точно не стимулируют население быть энергоэффективными (не забываем ещё про грядущую зелёную повестку), да ещё и выталкивает прочих потребителей на свою генерацию, что сразу ухудшает положение ЕЭС в целом. При этом утверждённая Правительством РФ не так давно стратегия углеродной нейтральности как нельзя лучше подходит для процесса переоценки стоимости 1 кВт*ч для населения: есть 100-200 кВт*ч в месяц по субсидированной стоимости, остальное потребление должно быть оплачено по рыночной цене, что позволит потребителя задуматься о более рациональном потреблении и, соответственно, к снижению углеродного следа.
Какие преимущества принесёт настоящая конкуренция на рознице? Свобода выбора и повышение энергоэффективности. Громкие слова, но по факту у розничного потребителя должен появиться выбор и стимул к эффективному потреблению энергии за счёт инвариантности тарифных планов разных сбытовых компаний, по аналогии с мобильной связью, где на неэффективность поставщика услуг потребитель будет голосовать ногами. Появятся большие стимулы и возможности к энергосервисным контрактам: солнечным панелям, накопителям. При этом у сбытов появится стимул и возможность к выравниванию графика потребителя как путь к снижению издержек через управление спросом потребителя. Начнёт, наконец, развиваться сегмент долгосрочных СДД, как инвестиционный инструмент и способ повышения КУИМ генераторов. Конечно, для полноценного функционирования любого рынка нужно обязательное создание системы мер и весов: оператор коммерческого учёта и администратор торговой системы розничного рынка будут нужны как воздух, так как при появлении конкурентных ЭСК (ЭнергоСбытовых Компаний) появляется насущная необходимость в администрировании договорных и финансовых объёмов. В принципе, все как на ОРЭЭ, но только в границе одной МРСК (межрегиональной сетевой компании), как, по практике, создаются розничные рынки в других странах. При этом, пусть в меня кидают камни, но и ГП я бы отдал тоже в сети, как понятный и устойчивый субъект функционирования и являющейся, даже в текущий модели, последним оплотом энергоснабжения потребителя при любой ситуации. А вот учёт следовало бы забрать и из сбытов и из сетей и создать нормальный metering operator, для недопущения появления разногласий и небалансов между сетевыми и сбытовыми компаниями и угрозой потери учёта при банкротстве ЭСК. Объединять ли его с атс розничного рынка для меня вопрос, но, возможно, что следует.
Продолжение 👉🏻 https://t.iss.one/energy_lounge/208

Начало 👉🏻 t.iss.one/energy_lounge/207

При этом «выпускать» потребителя к коммерческим ЭСК можно только в случае оплаты access fee в пользу metering operator стоимости прибора учёта, который позволит заменить интегральный учёт на интервальный. Вопрос с присоединением новых мелких потребителей тоже сразу упростится при передаче ГП в сети: сами присоединили и тут же выдали договор энергоснабжения, не нужно обивать лишний порог.
Глобально, в действующей модели рынка ГП лишь «мостик» между ОРЭЭ и потребителем, но данная модель устарела, пора двигаться дальше, сбыты должны стать глобальными агрегаторами и управляющими спросом потребителя.
Итого, если тезисно, то кажется необходимым:
1. Изменение подхода к ценообразованию для категории потребителей «население» с введением соцнормы и «выпрямлению» ценовых сигналов;
2. Создание системы мер и весов на розничном рынке с созданием metering operator с полноценным тарифом;
3. Создание Администратора торговой системы розничного рынка электроэнергии;
4. Изменение подхода к модели Гарантирующего Поставщика и передачу его функционала в сетевую компанию.
Хотя, первый пункт можно и не решать, глядишь, и к приватизации распредсетей быстрее подойдём 😉

#ночныеобсуждения

Vladislav: А не соблаговолит ли любезный джин (СО) сначала пятисотки научиться грузить на перетоки? Курган-Ишим, например? А то ведь сразу - "построим")))) строители...

Roman: Коллеги, ну вы же взрослые умные люди.
СО может делать много чего, полномочия есть, но физику не переплюнуть.

Потокораспределение зависит от электрического сопротивления, сопротивление прямо пропорционально длине.

В случае с Казахстаном накладывается нюанс что Казахстан независимое государство и с ним нужно договариваться, что непросто.

Чтобы загрузить ВЛ, необходимо изменить режим работы электростанций (сама ВЛ переменного тока - это просто алюминиевая и стальная проволока, пассивный элемент).

Чтобы загнать мощность в ВЛ по территории РФ в обход Казахстана, потребуется что то остановить на севере Урала и загрузить станции в Сибири.
В нормальном режиме работы переток регулируют с помощью Братской ГЭС - маневренность хорошая и водохранилище многолетнее.

Если надо организовать существенный переток - придется трогать угольные станции.

Думаю, что после полугода такой работы взвоет генерация - зачем ради загрузки одной ВЛ так корежить выработку многих станций?

Поэтому ВЛ эта построена только на случай каких то коллизий с Казахстаном, чтобы Омск был надёжно запитан.

Есть ещё одна фундаментальная проблема, определяемая свойствами сети.
Если у нас есть сечение из трёх или четырех ВЛ, то при утяжелении в сечении (с одной стороны добавляем генерации, с другой убавляем) линии могут грузится неравномерно: одна уже под завязку (вектора напряжений по концам сильно разошлись, градусов 65-70), а по другим запас велик, но мощность туда не идёт.

Устройства продольной компенсации (УПК) или фазоповоротные трансформаторы в СССР делали плохого качества или они получались какие то странные (автотрансформаторы 330/750 кВ со связным продольно-поперечным регулированием).

Я знаю про две УПК, одна была на передаче 400 кВ Жигулевская ГЭС - Москва, на ПС Вешкайма, эту УПК РАО ЕЭС или ФСК ЕЭС быстренько прикончило, мол, не треба.
УПК 500 кВ на ПС Тыреть работает у иркутян до сих пор, они сделали реконструкцию и в целом смысл в этом есть.

Постоянный ток в смысле управляемости - это 100% работающая штука, сколько задал - такой переток и будет вне зависимости от колебаний в окружающей сети переменного тока.

Vladislav: Если более коротко - свободные перетоки между ценовыми зонами - крушение финансовых моделей некоторых любимых генераторов. Можно дальше не обсуждать 😂

Roman: Переток нужен, это многовековая мечта советского народа.
И он нужен в виде большого количества электропередач, т.к. одна или две вызывают у всех зубную боль и крики: какой же должен быть резерв на случай отключения передачи с перетоком 2-3 ГВт.

Именно поэтому нужно штук пять-шесть передач переменного тока или две биполярные передачи постоянного, ограничив небаланс при отключении одной ВЛ или полуцепи постоянного тока цифрой 1,5 ГВт - сейчас потерю блока АЭС с нагрузкой 1,1 ГВт ЕЭС выдерживает, ну надо ещё планочку приподнять.

Обоснование такой передачи должно быть очень конкретным, с возвратом инвестиций за 10-15 лет.
И думать об этом надо вместо строительства новых или капитального обновления старых станций.

Например, Рефта и Троицкая ГРЭС жгут казахский уголь.
Почему бы не предусмотреть на перспективу 10-15 лет (поправьте, если неверный срок) строительство Мотыгинской ГЭС и новой передачи в район Рефты (для простоты понимания).
И выбросы снизим, и новые мощности введем, и по режимам революции не будет, а наоборот, появится гибкость, если конечно получится сделать водохранилище хотя бы годового регулирования.

Нет, речь про гармоничное развитие генерации и сети с оглядкой на мировые тренды.

Я могу ошибаться, но к каскадам ГЭС у запада нет серьезных претензий.

Тогда почему бы государственных бронтозавров не заставить работать вместе, причем согласованно?

Сейчас смотришь план по развитию магистральной инфраструктуры и плакать хочется. Подстанция Порт 110 кВ. Целое Минэнерго этим занимается...

Печальная новость m.lenta.ru/news/2021/11/08/shmatko/

В 2021 году начнется постепенное падение платежа за мощность новых ТЭС, построенных после реформы РАО «ЕЭС России». В целом за год потребители заплатят около 260 млрд руб., что на 7,5% меньше прошлогоднего показателя, оценили в «Совете рынка». Причины — завершение срока окупаемости части новых энергоблоков, а также снижение доходности государственных облигаций. В следующем году платеж упадет до 229 млрд руб., прогнозируют аналитики. Однако цена электроэнергии для промышленности все равно продолжит расти из-за увеличения платежа за новые ВИЭ, модернизированные ТЭС и за мощность старых станций.

Вот Вам и задел для снижения углеродного следа в энергетике. Но повышение энергоэффективности не может быть без ценовых стимулов.

Огромное спасибо каналу ЧОрный Енерготрейдер t.iss.one/blackenergydung за отличное напоминание какой должна быть модель розничного рынка электроэнергии.
Э.С. Набиуллина (МЭРТ): …действующая нормативная база изначально строилась в расчёте на серьезную конкуренцию между сбытовыми компаниями на розничном рынке электроэнергии за потребителя… по факту этого не случилось

Очень поверхностное понимание у Набиуллиной того, что происходило тогда. Модель рынка с искусственными ГТП по регионам и физическими ГТП по узлам, с четкими границами между оптом и розницей, как раз с самого начала не предполагала какой-то значимой конкуренции с ГП, потому что сама суть узловой модели, тем более без дополнительных механизмов по повышению ликвидности, не предназначена для розничной конкуренции. И там дело было не в 5-7% от цены, это такая, прямо скажем, завышенная оценка глубины рынка. Просто цены и тарифы росли сами по себе с низкой базы, а ГП их транслировали так, что сами были в очень толстом слое шоколада, при этом мало чем рискуя, за исключением несения нагрузки по неплатежам в некоторых проблемных регионах. Не зря покойный министр головой качает.

Ещё раз огромное спасибо каналу ЧОрный Енерготрейдер t.iss.one/blackenergydung за отличное напоминание какая проблема розничного рынка электроэнергии до сих пор тянет на дно, как якорь ⚓️
С.Г.Новиков (ФСТ): …существенно большая проблема- нерешённость проблемы перекрёстного субсидирования…
При этом в 2011 году оно составляло чуть менее 200 млрд. рублей, а в текущем 2021 - уже более 400.

Может быть уже «зелёная повестка» и стратегия по сокращению углеродного следа подтолкнёт заинтересованные ФОИВы к решению этой проблемы.

Не менее хрестоматийное 5 мая 2012 года.
Полезно посмотреть, припомнить чего обещали, к чему стремились и сравнить с тем, что получили.