Доля ветровой и солнечной энергии в Китае достигла рекордных 38,4%
https://www.eprussia.ru/news/base/2024/9076389.htm

Впервые на долю ветровой и солнечной энергии (ВЭИ) в Китае приходится 38,4% от общей выработки электричества, тогда как доля угольных электростанций снизилась до 38,1%. Еще недавно экономический ущерб от выбросов угля составлял более 1,8 триллиона долларов. Однако с середины 2010-х годов началось массовое строительство солнечных и ветряных станций, в альтернативную энергетику стали вкладываться огромные средства. #новости_энергетики #зеленая_энергетика

Андрей Рюмин обсудил с руководством дочерних компаний Группы «Россети» реализацию закона об СТСО

В ходе Всероссийской тарифной конференции, организованной ФАС России, Генеральный директор ПАО «Россети» Андрей Рюмин провел совещание с руководителями дочерних обществ по вопросам реализации закона о Системообразующих территориальных сетевых организациях (СТСО). Соответствующий статус получили распределительные компании Группы во всех 69 регионах присутствия.

«Принятие закона об СТСО предполагает беспрецедентные изменения в сетевом комплексе. Единые центры ответственности за надежность электроснабжения «подхватят» объекты бывших ТСО и бесхозяйную инфраструктуру, будут содействовать ликвидации масштабных аварий в прилегающих сетях. Сейчас важно в полном объеме выполнить требования нормативных актов, а также выстроить эффективное взаимодействие с регуляторами всех уровней», - отметил Андрей Рюмин.

Участники встречи рассмотрели ход договорной кампании об использовании энергообъектов смежных ТСО, регионального и муниципального электросетевого имущества. Также обсудили оформление прав собственности на бесхозяйную инфраструктуру, корректировки тарифных заявок и расчетов СТСО, порядок оказания услуг по передаче электроэнергии СТСО.

Минэнерго РФ планирует внедрить принцип "плати или бери" для промпредприятий

Минэнерго РФ готовит нормативные изменения, чтобы ввести для новых промышленных потребителей электроэнергии принцип "плати или бери", сообщили журналистам в министерстве.
"Россети" ранее выступили с такой инициативой - запретить промышленности бесплатно уходить на собственную генерацию и ввести для новых потребителей оплату сетевых услуг по принципу "бери или плати". Против этих инициатив был Минпромторг, отметив, что они могут привести к увеличению тарифной нагрузки на отрасли промышленности и предложил провести широкое обсуждение предложений "Россетей".
Действующим регулированием предусмотрена обязанность "Россетей" поддерживать готовность к передаче электроэнергии потребителю в любой момент в пределах заявленной им при технологическом присоединении максимальной мощности, в то время как услуги по передаче электроэнергии оплачиваются исходя из фактического потребления. В результате потребители с низким потреблением не оплачивают услуги по передаче электроэнергии или оплачивают их в несоразмерном фактически понесенным сетевыми организациями затратам.

"Для решения данной проблемы и повышения уровня загрузки электросетевого оборудования Минэнерго России готовит проект постановления правительства Российской Федерации, предусматривающий изменения в действующий порядок расчета стоимости услуг по передаче электроэнергии. Планируемый к рассмотрению подход основан на принципе "бери или плати" - в отношении новых крупных потребителей объем оказанных услуг по передаче электроэнергии предлагается определять на уровне заявленной при технологическом присоединении максимальной мощности", - сообщило Минэнерго.

1prime.ru/20241016/minenergo-852214931.html

БЕРИ ИЛИ УХОДИ

Вчерашняя новость от Минэнерго по инициативе изменения базы расчетов для промышленных потребителей на заявленную при технологическом присоединении максимальную мощность всколыхнул энергетическое сообщество. Вот только так ли плоха данная инициатива и с чем же связан негатив?
Ну, во-первых, давайте аккуратно разберемся в том, какую услугу оказывает сеть. Сейчас у потребителя существует два договора с сетевой компанией: один договор на технологическое присоединение для подключения потребителя к сети, а другой договор - договор на передачу электроэнергии, который в большинстве случаев зависит от объема переданных квт*ч. При этом, для реализации первого договора, сетевая компания не несет никаких расходов (ну, или они пренебрежительно малы), а производит инвестиции в свои активы для присоединения потребителя, взимая с него деньги на техприс, которые, по факту, являются чистой прибылью сетевой компании. В части реализации договора на передачу, сетевая компания уже несет в основном постоянные затраты, за исключением потерь энергии, которые привязаны к объемам полезного отпуска. Если более детально рассмотреть структуру постоянных затрат, то основную часть будут занимать ФОТ, ремонты и амортизация, которые никак не зависят от объема передачи и если мы говорим про честность, то почему зарплата сетевика должна быть привязана к показателю на который он не может влиять? Почему объем ремонтов и расчистка просек увязана с квт*ч полезного отпуска потребителя? Если потребители хотят и требуют «надежного и бесперебойного», то за все нужно платить. И перевод зависимости договора на передачу в зависимость от присоединенной мощности как раз и решает эту задачу, оставляя лишь переменный «хвостик» в объеме потерь.
Но, позвольте, теперь это уже другая услуга получается. А давайте уже назовем вещи своими именами - это уже не договор на передачу, а договор на предоставление услуг по доступу к сети. Сеть отвязывается от зависимости «здоровья» клиента, которое влияет на объем квт*ч и предоставляет лишь услугу доступа к «трубе для прокачки». При этом, возникают несколько вопросов при изменении подхода к оказанию такого рода услуг. Во-первых, как может теперь сосуществовать договор на технологическое присоединение, если в договоре на предоставление услуг по доступу к сети учитывается амортизация, которая может и должна являться источником финансирования для присоединения данного потребителя в полном объеме (безусловно, с включением процентов по инвесткредиту)? Почему не все клиенты, которые имеют доступ к сетевым услугам не оплачивают данную инфраструктуру? Разве генерирующие компании, которым безусловно строится схема выдачи мощности не пользуются услугами сети? Разве их подключение должен оплачивать потребитель в сетевой услуге, а не в стоимости производства квт*ч? Может быть тогда и уход части генераторов на прямые договоры в рознице будет видеться логичным? Возможно, в таком случае и поиск инвесторов для снижения дефицита электроэнергии и мощности будет переведен на другой уровень.
Но, если возвращаться к основной теме, то основной претензией потребителей к изменениям в отношении сетей всегда связано с претензиями в отношении обоснованности включаемых в НВВ сетевого тарифа затрат. Ведь частные самолеты и гигантские плазмы не добавляют клиентоориентированности. При этом, отсутствие ответственности за перерывы энергоснабжения, при данных тратах не добавляет очков в глазах потребителей. И с этим нужно что-то делать, а, ещё лучше, «резать, не дожидаясь перетонита»…
При этом, данная инициатива Минэнерго по переводу на мощность возможно подтолкнет с решению многих других вопросов, начиная с категорийности потребителей и заканчивая оптимизации подключения мощности с развитием вторичного рынка её перепродажи… Но самое главное необходимо делать следующие шаги: сказав «А», не останавливаясь на достигнутом, начать произносить остальные буквы алфавита…

Председатель правления Ассоциации ГП и ЭСК Наталья Невмержицкая выступила с докладом о задачах и вызовах гарантирующих поставщиков на 2025 год на Всероссийской тарифной конференции ФАС России в Сочи

ГП обеспечивают 100% платежей на ОРЭМ, в то же время на РРЭ с 2016 года по август 2024 года прирост задолженности потребителей составил 149 млрд.руб. Кроме того, списано около 138 млрд.руб. безнадежной задолженности. Совокупный прирост - 287 млрд.руб. За этот же период сальдо расчетов с сетевыми организациями снизилось с 47 до 43 млрд.руб. (на 4 млрд рублей).

Начиная с 2020-го года ГП приняли на себя обязательства по обеспечению коммерческого учета в МКД, с 2022 года устанавливаются только интеллектуальные счетчики. Это будет способствовать в том числе в использовании потребителями новых возможностей:

🔹 Участие в рынке управления спросом;
🔹 Развитие микрогенерации: пока создается не в больших объемах, но количество заключенных договоров растет - рост в 2023 к 2022- 85%. Ожидаемый рост 2024 к 2023 – около 200%. Прогнозируем, что по итогам жаркого лета на юге страны у многих потребителей возникнет желание установить микрогенерацию для того, чтобы быть гарантированно обеспеченным электроэнергией;
🔹 Возможность приобрести зеленые сертификаты, подтверждающие факт выработки электроэнергии на объекте ВИЭ. Доступны всем категориям потребителей: от алюминиевого завода до гражданина.

При этом динамика финансирования внедрения ИСУ в МКД показывает нарастание разрыва между потребностью и учетом расходов в тарифах на фоне роста стоимости приборов учета.

ИСУ играет важную роль на фоне внедрения модели дифференцированных по объемам потребления тарифов для населения. Также, потребуется донастройка биллинговых систем.

Базовый тариф в рамках первого диапазона останется льготным и будет ежегодно индексироваться в соответствие с социально-экономическим прогнозом. Тариф второго диапазона будет экономически обоснованным, тариф третьего может быть установлен не ниже экономически обоснованного уровня для прочих потребителей на низком уровне напряжения и фактически компенсирующим перекрестное субсидирование. ФАС России предлагает установить предел потребления по второму диапазону 6 тыс. кВтч., а по первому – с коэффициентом 0,65 от предела второго диапазона (то есть, максимально 3900).

Ассоциация ГП и ЭСК провела анализ динамики изменения доли лицевых счетов граждан за последние три года в 40 регионах (с распределением по тарифным группам (город\село; наличие\отсутствие электроплиты и детальных диапазонов потребления). Анализ показал, что во всех регионах кроме Иркутской области 99% потребителей не выходят за пределы второго диапазона (до 6 тыс. кВтч), и подавляющее число потребителей, даже с электроотопительными установками остаются в пределах 4 тыс кВтч.

Помимо ожидаемых изменений нормативных правовых актов по установлению дифференцированных тарифов, гарантирующие поставщики ожидают принятия необходимых изменений по их применению – два основных проекта: опубликованный для общественного обсуждения проект Минстроя РФ по применению диффтарифов в сфере предоставления коммунальных услуг и ожидаемый к публикации проект по внесению изменений в Основные положения функционирования розничных рынков (разработчик ФАС России), в котором будет описано применение дифференцированных тарифов в отношении приравненных к населению категорий потребителей.

Проекты дают ответ на вопрос, где и как ГП будет получать информацию о количестве помещений, участков, гаражей, а также на вопрос о том, где брать информацию для расчетов с потребителями и исполнителем коммунальных услуг, в том числе в случае если она не предоставлена в стандартном порядке.

❗️Презентация предправления Ассоциации ГП и ЭСК Натальи Невмержицкой "Задачи и вызовы гарантирующих поставщиков на 2025 год", с которой она выступила на Всероссийской тарифной конференции ФАС России в Сочи

«Сообщество потребителей энергии» считает необоснованными и нецелесообразными поддерживаемые Минэнерго России инициативы ПАО «Россети» о внедрении механизма оплаты услуг по передаче электрической энергии, исходя из максимальной мощности присоединения, а не фактического потребления (принцип «take-or-pay» – «бери или плати»).

Совокупный экономический эффект от предлагаемых мер отрицательный, поскольку суммарные общественные затраты возрастают без увеличения объемов выпуска товаров и услуг. Инициатива необоснованно увеличит себестоимость производства, а значит приведет к росту цен и разгону инфляции.

Экономическая ответственность потребителей за заказываемую мощность уже многократно возросла с включением с 1 июля 2024 года платы за инвестиционную составляющую при технологическом присоединении к электрическим сетям. Дополнительные меры в виде принципа «бери или плати» приведут к удвоению тарифной нагрузки, поскольку наряду с полной оплатой инвестиционной составляющей за своё технологическое присоединение, новый потребитель будет вынужден оплачивать прежние технологические присоединения других потребителей в составе тарифа на услуги по передаче электрической энергии.

В текущих условиях это приведёт к замедлению вплоть до полной остановки инвестиционной активности энергоёмких предприятий. Процесс новых техприсоединений, в т.ч. связанных с разворотом торгово-экономического вектора на Восток (строительство новых логистических цепочек, объектов инфраструктуры и т.п.) может быть парализован, так как предприятия будут вынуждены пересматривать инвестиционные планы вплоть до отказа от их реализации. Затраты предприятий, первоначально запланированные на подключение к сетям, в этом случае будут перенаправляться на обеспечение энергоснабжения от иных источников вне ЕЭС России.

Во многих случаях сетевая монополия будет получать оплату не просто за неоказываемую услугу, а за услугу, которую она оказать не в состоянии, поскольку, как неоднократно признавалось руководством компании, резерв сетевой мощности во многих центрах питания является «бумажным», а не реальным.

Введение принципа take-or-pay во взаимоотношения потребителя с электросетевой компанией уничтожает стимулы к повышению эффективности на стороне сетевой инфраструктуры и делает невозможным управление эффективностью использования электросетевого ресурса на стороне потребителя. Сетям гарантируется оплата любого, даже нерационального строительства, выручка отвязывается от объемов полезного отпуска и уровня загрузки объектов электросетевого хозяйства, а потребитель лишается стимулов для оптимизации и повышения энергоэффективности, включая смещение пика потребления на часы минимумов нагрузки в энергосистеме. В результате совмещенные пики нагрузок возрастут и энергосистеме потребуется создание дополнительных мощностей сверх планов, обозначенных в проекте Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики на период до 2042 года.

Введение принципа take-or-pay потребует кардинального пересмотра методологии и принципов тарифного регулирования, поскольку он не совместим с текущей моделью.

Беспрецедентный набор инициатив, направленных на увеличение финансирования электросетевого комплекса за последние годы – включение расчётной предпринимательской прибыли в сетевые тарифы, отмена льготного присоединения, включение инвестиционной составляющей в плату за техприсоединение, внеочередные индексации тарифа в 2022 и 2023 годах, согласие регуляторов на превышение установленных ФАС предельных уровней тарифов в десятках регионов, в том числе через масштабное расширение практики регуляторных соглашений, перераспределение тарифных средств через ограничение операционных подконтрольных расходов на уровне крупнейшей ТСО региона, наделение СТСО преимущественными правами – все это привело к тому, что рост объёма получаемых сетевыми компаниями средств существенно превысил темпы роста оказываемых услуг. При этом эффективность использования средств вызывает вопросы, профессиональный внешний контроль за обоснованностью, содержанием и реализацией инвестиционных программ оставляет желать лучшего.