#экспертноемнение

В свете обсуждения вопросов изменения энергостратегии, приоритетов развития предлагается посмотреть на результаты ранее сделанных шагов через призму изменения цены ээ для потребителя. А именно цены трансляции с ОРЭМ на РРЭ (без сетей, наценки ГП и инфраструктурных платежей).
Анализ данной цены показывает, что изменение приоритетов произошло в 2021 году - отказ от инновационного развития в пользу обеспечения сбыта отлаженных технологий.
Игорь Скородумов

#экспертноемнение

Поручение Президента рассмотреть вопрос об определении тарифных источников финансирования консолидации, как мне кажется, очень показательно.
Во-первых, на самом высоком уровне ставится под сомнение возможность в рамках текущей системы тарифного регулирования реализовать логику Стратегии развития ЭСК, согласно которой укрупнение должно стимулироваться через экономические механизмы. Прежде всего за счет внедрения и совершенствования метода аналогов для затрат сетевых организаций.
Во-вторых, получается, что покупка даже крупных сетевых компаний (а после ужесточения критериев останутся только такие) при текущей логике тарифообразования (не позволяющей реализовывать синергетический эффект от слияния, в частности, от оптимизации ИПР), не является инвестиционно привлекательной. Если требуется рассмотреть дополнительный тарифный источник, то, получается, что на уровне Президента есть понимание невозможности привлечь на возвратной основе внешнее финансирование в рамках обычных корпоративных процедур.
Действительно, рентабельность активов электросетевых компаний ниже стоимости инвестированного капитала, что не создает стимулов для бурных инвестиций. Но зачем в таком случае придумывать специальный тарифный источник для приобретения актива, который не увеличивает благосостояние акционера? Наверное, есть несколько вариантов:
• Для надежности. Так, вроде, у нас для этого критерии ужесточают – останутся только те, кто не вредит надежности.
• Для выкупа активов у сетей, лишенных статуса ТСО. Но компании и сейчас вполне успешно консолидируюут привлекательные активы. А остальные не поглощают не потому, что денег нет, а потому что это невыгодно с точки бизнеса. И от единовременного учета средств для финансирования в тарифе выгоднее такая сделка не станет.
Мне кажется, что основная причина того, что консолидация идет низкими темпами, кроется в неэффективной системе тарифного регулирования, которая с каждым годом деградирует все сильнее. Тотальная зарегулированность (контролируются и выручка и тарифные ставки) не позволяет извлекать прибыль от экономии и делает бессмысленной борьбу за рост полезного отпуска. А начисление прибыли на общую выручку окончательно лишает сети стимулов к повышению эффективности. В таких условиях инвестиционная деятельность вырождается в распределение части валовой выручки на сооружение основных средств, стоимость которых приблизительно соответствует начисленной амортизации. Эффективно это только,разве что, для подрядных организаций, но никак не для благосостояния акционеров электросетевых компаний, крупнейшим из которых является Государство.
На мой взгляд, административный рычаг - не самый эффективный инструмент развития электросетевого комплекса. Нужно опираться на прозрачные экономические стимулы и корректные ценовые сигналы. Поэтому без серьезного переосмысления тарифной политики так или иначе не обойтись.

Сергей Сасим
Директор Центра исследований в электроэнергетике ИЭиРИО НИУ ВШЭ
@Sasim_SV

#экспертноемнение

Про агрегатор зарядок для электромобилей

Мы в проекте it.CHARGE уже более 3х лет занимаемся разработкой ПО для управления зарядными станциями (ЭЗС) для электромобилей и управляем несколькими сотнями ЭЗС разных производителей. Постоянно работаем со всеми основными производителями, в том числе участвуем в работе над качеством управления. В системе уже более 20 тысяч пользователей, и более 150 тысяч совершенных зарядных сессий. И очень хочется поделиться мнением, как и что реально сейчас происходит на рынке инфраструктуры.

‼️Важно. Сейчас на рынке появилось много производителей ЭЗС и программных продуктов (ПО) для их запуска. Для обывателя, который не заряжает электромобиль, они могут быть идентичны и как будто повторяют друг друга, НО вопрос в том, насколько качественно оказывается услуга зарядки.

Важно учитывать, что есть 4 точки интереса:
- пользователь (владелец электромобиля)
- владелец зарядной станции
- оператор (платформа)
- регуляторы

Категория 1. Владелец авто.
Для пользователя зарядки есть сервисы рекомендательные (ранее был plugshare, сейчас есть 2chargers), кроме того, есть картографические сервисы и рекомендательные (формата яндекс-карт и 2gis) - это места, где можно найти зарядную станцию изначально на самом самом первом этапе, а потом уже пользоваться "по-накатанной". Ведь тут не стоит забывать, что даже по мировой статистике более 80% зарядных сессий происходит на домашней зарядке, а в остальное время люди пользуются 1-2мя или максимум 3мя зарядными станциями на постоянном режиме, так как маршруты у людей стандартные, так же как и режим движения работа-дом. То есть, фактически, это скорее сервис, необходимый больше для путешественников.

Категория 2. Владелец зарядки/сети. Владение ЭЗС - это контроль за своим бизнесом, своими клиентам, деньгами, а самое главное - лояльностью этих самых клиентов. При этом огромное количество задач и проблем с еще неотлаженной технологией получения заряда - это их прямая задача и «головная боль», так как клиентоориентированность прежде всего. То есть главная задача - зарядная станция должна давать качественный сервис, что должно приводить к повышению лояльности и прибыли. Исполнение этой задачи именного собственник может проконтролировать лучше, чем кто бы то ни было.

Категория 3. Оператор или разработчик ПО.
Иногда эта функция объединена с собственником ЭЗС, но чаще нет. Это профессионалы рынка, задача которых - обеспечить технически получение клиентом-водителем заряда в нужном объеме и качестве, и решить задачу получения денег и заботы о лояльности для владельца ЭЗС. Идеальная работа оператора - максимально автоматизированная схема работы без технических обращений от клиента. Для этого проводится огромный пласт работ по отладке ЭЗС с производителями для корректного управления. И отрабатывается максимум обращений от клиентов, чтобы найти и отладить все проблемные моменты, и опять же отладка с производителями. С это все на достаточно невысокой комиссии, так как пока и станций мало, да и загрузка не сказать, что радует. Но эту работу должен кто-то делать. Ведь это центральная часть связки водитель-зарядка-собственник зарядки.

Категория 4. Регуляторы.
Это категория органов, кому важно работать с реальной ситуацией по зарядным станциям. Где и сколько установлено, где не хватает, как работает, какая статистика и аналитика. И это особенно важно для станций, которые установлены с поддержкой МинПромТорга. Ведь там есть явная потребность в корректной информации и реальном состоянии дел. И не только параметр нахождения станции в режиме онлайн, а фактическая статистка успешных/неуспешных зарядных сессий, совместимости с авто, корректности работы станций не только общей, но и для монетизации (а это, на самом деле, очень большая проблемная зона, по которой очень у многих производителей даже по установленным станциям есть систематические «накладки»). И сейчас эти самые регуляторы получают информацию в формате уведомлений без возможности получения реальных подтвержденных данных, не говоря о режиме онлайн.

Продолжение

#экспертноемнение

«О создании единого информационного сервиса размещения зарядных станций для электромобилей» замглавы Минэнерго России @minenergo_official Эдуарда Михайловича Шереметцева.

Комментарии Генерального директора и совладельца оператора ЭЗС it.Charge Матвиевского Дмитрия.

По пунктам:

📌 не делается ГИС. Вроде, и хорошо, но откуда же возьмется инструмент (софт), если на него не выделяется бюджет - то как он может получиться? Коммерческие ИТ-платформы и так работают как могут. И без поддержки
📌 про интересы участников.
Тут все максимально просто. Есть 5 групп интереса:
🧩Водителю - возможность заряжаться!
Не найти и забронировать, а предсказуемо зарядиться. И поверьте, он скачает и зарегистрируется. Не проблема. Зарядиться бы.
🧩Оператору - получать деньги за заряд. Удовлетворять потребность пользователя. Предсказуемо.
🧩Разработчик ПО - работать и зарабатывать. Для этого отлаживать. И это не такая простая задача. Удобство и хороший UX - это дорого.
🧩Производитель ЭЗС- ему бы продать. Чем больше, тем лучше. Но не надо забывать о контроле качества и сервиса. Не на количество работаем.
🧩Власти - контроль и мониторинг. Тут надо дать параметры качества работы зарядки. А не как сейчас. Посмотрите, какой процент успешных сессий - удивитесь.

И каждая из этих групп хочет решить свою задачу. Общий интерес только один - качество.

📌 «Государство не хочет вмешиваться в бизнес, навязывать форматы, но хочет видеть, как развивается направление.»
Здесь хотелось бы помощи, а не регулирования. Рынок молодой. Еще год назад тема зарядной инфраструктуры только появилась в повестке. И уже регулирование. Хотелось бы, чтобы начали с поддержки. Особенно ИТ-направлению, роль которого сильно недооценена, ибо все привыкли к предельному удобству, но мало кто вдумывался, что действительное IT-удобство - это десятки тысяч часов разработки.

📌 «Для владельцев и операторов ЭЗС? В первую очередь удобство, сокращение бюджетов на разработку и эксплуатацию сервисов, дополнительные инструменты привлечения клиентов, получение обратной связи, простой выход на рынок новых игроков.» - ну это же не так. Нет сокращения бюджетов. Регулирование - это всегда дополнительные расходы. И клиента сейчас не надо привлекать. Зарядных точек критически мало. Посмотрите Москву как пример. Попробуйте найти удобное место зарядки около работы или дома. Очень мало мест даже в столице, где удобный подъезд и нет очереди. При этом замечу, электроавто только начали продавать. И такси и каршеринг еще только единицы и десятки. И это ненадолго.
📌 «Для государства? Получение адекватной и оперативной информации не в ручном режиме о востребованности и загрузке ЭЗС, их работоспособности (количестве отказов, незавершённых сессиях, причинах таких ситуаций) для принятия управленческих решений.» - все так. Но для этого нужен ИТ-инструмент. И его кто-то должен сделать. Сам он не появится. Коммерчески мы и так работаем на благо по сути финансируя решения как можем, делая много. Надо помочь, а не зарегулировать.

📌«Заберут эквайринг и будут рулить процессом». Нет, никто ничего забирать не будет. Эквайринг это сторона бизнеса. В работу приложений операторов тоже вмешиваться не намерены. Смотрите пункт «О невмешательстве». «Ваша конкуренция только ваша» … (2ГИС, Яндекс, а может, кто еще, список открыт)» - и почему эти сервисы, не имеющие прикладного опыта должны иметь приоритет в отличие от тех, кто уже 2-3-4 года работает «на земле», ковыряясь с реальными проблемами водителей. И делают за свои деньги. И надо сказать, сделано за последний год очень немало. Просто оценить некому, ибо для этого надо перейти от теории, сесть на электро и «пощупать», что это такое реально.

📌 «Главный вопрос, который нужно решить для запуска сервиса? Прежде всего решить вопрос с форматом обмена данными.» - тут все просто. Протоколы уже придуманы. И операторы уже их реализуют. Но прошло мало времени. Мы не можем делать все одновременно. Надо делать хорошо, а не быстро. Если нужно помочь с техникой - готов рассказать и показать технологии.
И даже визуализировать. Не проблема. Опыт есть.

Продолжение

#экспертноемнение

На мой взгляд, заявление регулятора Республики Хакассия является спекуляцией, не имеющей правового основания.
Пункт 3 Критериев ТСО предполагает наличие ФАКТА применения в течение трех лет понижающих коэффициентов при установлении тарифов на передачу.
В отношении филиала «Хакасэнерго», несмотря на грозные заявления о десятилетиях нецелевого использования тарифной выручки, трехлетнего периода применения понижающих коэффициентов не наблюдалось. Поэтому решение (если такое состоится) о лишении статуса ТСО будет мгновенно оспорено в суде или в досудебном порядке, а бюджет получит риск компенсации ввиду установления тарифов с нарушением долгосрочных параметров регулирования.
Не думаю, что регулирующий орган этого не понимает, поэтому вероятность исполнения суровой угрозы, представляется близкой к нулю.
Хотя вопрос о лишении статуса ТСО крупнейшей сети, действительно, с теоретической точки зрения, безусловно, интересен.

Сергей Сасим
Директор Центра исследований в электроэнергетике ИЭиРИО НИУ ВШЭ
@Sasim_SV

#экспертноемнение

ОБЕЩАТЬ, НЕ ЗНАЧИТ ЖЕНИТЬСЯ

Иркутская область, похоже, окончательно превратилась в центр регуляторного сепаратизма. Год назад Губернатор Игорь Кобзев настойчиво требовал предоставить ему возможность дифференцировать тарифы на электроэнергию для населения по объему потребления в целях борьбы с бытовым майнингом. Получив желаемое, он, на удивление всем принимать такое решение решительно отказался. При этом перекрестка в регионе и дерзость регуляторных решений в Иркутской области растут примерно одинаково. На сегодняшний день объем ПС, согласно принятым на 2024 год тарифным решениям, на 60% превышает максимально допустимый уровень, предусмотренный Основами ценообразования. Подобные действия смотрятся особенно странно на фоне усилий Минэнерго снизить остроту дефицита мощностей за счет введения повышающих коэффициентов к тарифам майнеров и отказа от принципов недискриминационного доступа.

Конечно, оценку такому решению Иркутского регулятора должна дать ФАС России, но пока можно констатировать, что действенного механизма по снижению перекрестного субсидирования у ФОИВов нет. Регионы же (за исключением Москвы) зажигательного энтузиазма в этом вопросе не демонстрируют, рассматривая тарифную дифференциацию как легальную возможность нарастить ПС. Тем более, что пример Иркутской области показывает, что для получения желаемого, федеральному центру можно обещать что угодно. Выполнять же обещанное в отсутствии системной нормативки вовсе необязательно. Оказанная услуга, как говорят в таких случаях, ничего не стоит.

Сергей Сасим
Директор Центра исследований в электроэнергетике ИЭиРИО НИУ ВШЭ
@Sasim_SV

#экспертноемнение

СИБИРСКАЯ БИПОЛЯРОЧКА

Заявления Игоря Кобзева и его коллег из региональной администрации открывают для нас Иркутскую область с неожиданной стороны. Не только как собрание удивительных природных объектов, но и как сосредоточение творческого потенциала в сфере применения тарифного и отраслевого законодательства.
Региональные чиновники объясняют отсутствие дифференциации тарифов на электроэнергию для бытовых потребителей правовыми пробелами законодательства об ограничениях совокупной платы граждан. Однако их не смущает при этом принимать тарифное решение с превышением предельного уровня перекрестного субсидирования аж на 60 %, хотя такой фокус, с точки зрения действующей нормативки является более серьезным грехом и грозит бюджету федеральным проклятьем. И, судя по тому, что таких буйных героев, как Иркутская область, не наберется и с десяток, аргумент в виде платы граждан выглядит слабовато. Хотя он и не лишен определенной формальной логике. Но, если уж говорить про формальную логику, то решение, принятое с превышением предела по ПС в любом случае, подлежит отмене. Это потребует от регулятора существенно снизить выручку сетей, избавив регион от проблемы, на которую тот лицемерно ссылается, позволяя доказать искренность своих стремлений в борьбе за социальную справедливость.
И вот на фоне этой демонстрации юридической принципиальности местных регуляторов обещание Губернатора «не допускать майнеров к новой генерации» смотрится просто как раскол административной элиты. В то время, когда тарифные чиновники проявляют трепетную заботу о ценовой нагрузке на бытовых потребителей (включая нелегальных майнеров), Игорь Кобзев предлагает, ни много, ни мало, на почве классовой ненависти наплевать на Правила недискриминационного доступа. На секундочку, на целое постановление Правительства плюнуть.
Хотелось бы напомнить, что источником локальных дефицитов мощности в регионе в значительной степени явилась «мудрая» тарифная политика, где самые низкие тарифы для граждан обеспечивались ударными темпами роста перекрестного субсидирования. И строительство новой генерации теперь будет осуществляться не на средства бюджета Иркутской области, а за счет дополнительной ценовой нагрузки на потребителей ценовых зон, которые к просчетам региональных властей в Иркутске никакого отношения не имеют. Поэтому заявления Губернатора выглядят как нормативно необоснованный популизм, который и привел к необходимости этих строек. Хотя, в стремлении чиновника поуправлять тем, за что платят другие, благодаря его ошибкам в прошлом, ничего удивительного нет.

Сергей Сасим
Директор Центра исследований в электроэнергетике ИЭиРИО НИУ ВШЭ
@Sasim_SV

#экспертноемнение

БОЙ С ТЕНЬЮ

Первый график ликвидации перекрестного субсидирования (ПС) был утвержден Правительством РФ 26.09.1997г. Тогда предполагалось победить ПС к середине 2000-го года. То есть, вот уже 24 года как рынок электроэнергии должен был бы жить без ценовых искажений. Но жизнь, как известно, богаче наших планов. По факту каждый год «борьбы» с перекресткой увеличивал ее в среднем на 11 млрд. руб. Итогом 27 года кампании по сокращению ПС стало преодоление психологического рубежа в 300 млрд. руб. Это максимальное значение сетевого ПС за всю историю существования тарифного регулирования. Оно в 6 раз выше приемлемого уровня, указанного в (устаревшей, но единственной) Стратегии развития электросетевого комплекса.
Наверное, стоит признать, что в борьбе с перекрестным субсидированием победило перекрестное субсидирование. Несмотря на то, что необходимость сокращения ПС признается всеми – от ФОИВов до экспертов, реальные управленческие шаги в данном направлении оказались крайне неэффективны.
Мне кажется, что основной задачей причиной этого является отсутствие для региональных администраций очевидных негативных последствий роста ПС при изобилии явных политических рисков осознанного увеличения расходов граждан на э/э. И риски эти в ощущениях региональных властей настолько высоки, что даже там, где низкие тарифы приводят к злоупотреблению (как в Иркутской обл.), губернаторы отказываются вводить диффтариф. А там, где вводят, делают это формально лишь для того, чтобы иметь легальную возможность наращивать ПС. Часто можно услышать, что нынешняя дифференциация – это ловкий трюк Правительства. Что сейчас заставили ввести формально, а завтра «закрутят гайки» в рамках установленной структуры дифференциации. Но возможно ли это? Если посмотреть 300 млрд.руб. ПС через призму необходимого роста тарифов для населения, то в этом легко усомниться. Ведь для того, чтобы вернуть фактический объем ПС хотя бы на уровень предельного значения, дополнительный тариф для населения в некоторых регионах нужно будет дополнительно увеличить на 45%. А для того, чтобы обеспечить полную ликвидацию перекрестного субсидирования тариф гражданам потребуется увеличить раза в 2. И это не проблема единичного региона. Это проблема подавляющего большинства субъектов РФ. И, если уж за 27 лет борьбы с ПС не удалось переломить ситуацию, то найти аргументы и политическую волю сделать это в текущих условиях будет исключительно трудно. Тем более, что за 27 лет в России так и не была создана система адресной поддержки, готовая подхватить малоимущих граждан при резком увеличении цен на электроэнергию.
В результате сейчас на поверхности просматриваются три направления: первое – признать ПС особенностью ценообразования и как-то с ним жить, не обращая внимания на его ежегодный рост (можно пересмотреть методологию расчета, переведя часть ПС в экономически обоснованный тариф, но это детали).
Второе – продолжать делать вид, что мы верим в возможность качественного сокращения уровня ПС, вводя все новые сущности, вроде соцнормы, ступенчатых или блочных тарифов и т. п.
И третье – найти смелости для радикального увеличения региональных тарифов для населения с пропорциональным снижением ценовой нагрузки на прочих потребителей. Но для третьего пути (самого трудного и маловероятного) требуется главное – четко и ясно объяснить ЗАЧЕМ нужно снижать перекрестку? Что именно мы теряем, живя с заниженными для граждан тарифами? И что приобретем, если от них откажемся?

И пока борьба с ПС воспринимается как самоцель, как блажь федеральных методологов, успеха в борьбе не будет. А есть ощущение, что именно так все это и воспринимается. Поэтому мы и видим профанацию под видом дифференциации.
И борьба с перекресткой в таком режиме напоминает бой с тенью: можно устать, но нельзя выиграть.

Сергей Сасим
Директор Центра исследований в электроэнергетике ИЭиРИО НИУ ВШЭ
@Sasim_SV

#экспертноемнение

ИРКУТСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ

Губернатор Игорь Кобзев анонсировал введение на территории Иркутской области диффтарифов для населения по объемам потребления. Озвученная им логика определения диапазона потребления исходит из того, что абсолютное большинство граждан не должно на себе ощутить тарифных нововведений. Для этого предлагается установить диапазон для низких цен на уровне 25 тыс.кВт.ч. в месяц. Если речь идет о первом диапазоне потребления, то обозначенный предел станет самым высоким в России (сейчас максимальное значение первого диапазона потребления составляет 20 тыс.кВт.ч. в месяц). Если речь о втором диапазоне, то – одним из самых высоких.
С одной стороны, примечательно, что Губернатор, инициировавший введение в России дифференцированных тарифов, стал главным символом саботажа их внедрения. С другой стороны, следует отметить, что с административной точки зрения бороться с перекрестным субсидированием в Иркутской области сложнее, чем где бы то ни было в России. Дело в том, что из-за разницы в балансовых значениях удельная недоплата со стороны населения существенно выше удельной величины перекрестного субсидирования. В среднем по регионам, применившим диффтарифы, уровень недоплаты населением превышает удельную нагрузку перекрестного субсидирования на прочих потребителей более чем в 2 раза. То есть, для того, чтобы снизить тариф для «прочих» потребителей на 1 коп/кВт.ч., тариф для населения нужно будет увеличить более чем на 2 коп/кВт.ч. Очевидно, что такое соотношение увеличивает социальную ценность перекрестки для региональных властей и повышают административные издержки эффективных решений по сокращению ПС.
И если в среднем по России указанное соотношение равно 2, то в Иркутской области удельная недоплата населением превышает удельную перекрестку БОЛЕЕ чем в 9 раз. При таком соотношении любые экономические доводы в пользу борьбы с ПС меркнут в тени политических рисков этой борьбы. Низкая стоимость электроэнергии, судя по всему, воспринимается руководством Иркутской области в качестве существенных условий социального договора с электоратом. А борьба за сохранение ценовых перекосов в регионе представляется гражданам как действие по защите их социального комфорта. Инициативы Минэнерго по внедрению повышающих коэффициентов к тарифам легальных майнеров и принятие решения о строительстве генерации для ликвидации локального дефицита на юге Иркутской области дополнительно усиливают уверенность властей региона в разумности своего упорства.
При таких вводных данных будет довольно непросто навязать федеральную волю в направлении снижения предела льготного электропотребления. Люди реагируют не на абсолютные значения, а на изменения. Поэтому ввести сразу низкий порог было бы гораздо проще, чем многократно понизить уже установленный. А именно это предстоит сделать. И делать это придется ФАСу: ведь без такого понижения дифференциация тарифов с точки зрения снижения ПС и борьбы с нелегальным майнингом просто не имеет смысла.

Сергей Сасим
Директор Центра исследований в электроэнергетике ИЭиРИО НИУ ВШЭ
@Sasim_SV

#экспертноемнение
#вответна

В чате Энергетической гостиной эксперт в энергетике Борис Марцинкевич высказал однозначное мнение, что в ситуации с ограничениями потребителей ОЭС Юга виноват СО ЕЭС:

«То, что произошедшее - явный провал именно СО - очевидно.»

Мы не будем бросаться и с пеной у рта защищать коллег из СО ЕЭС, но просто выложим позицию одного из наших читателей:

…
Аргументы и факты следующие:
1) отключение блока 1 РоАЭС не привело к нарушению устойчивости, значит СО до этого нормативного возмущения вел режим правильно;
2) в послеаварийном режиме у диспетчера СО есть 20 минут, чтобы режим из послеаварийного привести в нормальный. В течении 20 минут следующее возможное нормативное возмущение не учитывается;
3) в дальнейшем, по истечении 20 минут также не произошло нарушения устойчивости;
4) ГВО ввели на 1500 МВт, а потеряли 1000 МВт. С этим можно поразбираться, почему так получилось, и здесь можно попытаться предъявить СО излишний объем, но, повторяясь, у диспетчера есть только 20 минут и ни минутой больше, чтобы разгрузить сечение до максимально допустимого перетока, и если диспетчер видит, что команды отданы, а разгрузка по факту производится недостаточно быстро, он будет давать дополнительно команды для ускорения процесса, чтобы уложиться во времени.
Это все вытекает из нормативов по устойчивости и ликвидации аварий;
5) куда делись вращающиеся резервы, будут разбираться, но в ситуации, когда авария наложилась на ремонт, вести режим приходится с учётом объемов ГВО, потому что другого выхода все равно нет, разобранное основное оборудование станции сворачивать не имеет смысла, потому что аварийная готовность там равна сроку заявки…

Если кто-то хочет высказать свое альтернативное мнение по этому поводу, то мы всех будем рады видеть в уютном чате тг-канала «Энергетическая гостиная»

#экспертноемнение
#вответна t.iss.one/energy_lounge/6152
#новостиизчата

Все выводы … были сделаны без обладания полной информации о ЕЭС России и ОЭС Юга в частности:
1. Перспективное планирование отошло к СО ЕЭС только в этом году.
2. Чаще всего упирается в финансирование, СО вынужден затыкать «узкие места» в ЕЭС исходя из того, что могут построить Сети и Генерация.
3. Установка ПА для увеличения МДП применятся как раз для того, что не отключать потребителей превентивно.
4. Нормативны по резервам (первичное, вторичное, третичное) должны выполняются, но их не выполнить без наличия работоспособной генерации (задайте вопрос ОГК-2 по безумной аварийности на Новочеркасской ГРЭС, а также по количеству отключенного в аварийные ремонты другого генерирующего оборудования).
5. Утверждение «1000 МВт потеряли, а графиков ввели на 1500» - в энергетике это так не работает, это не базар «купи - продай», т.к. на предельные параметры в сечениях влияют большое число факторов, в том числе количество работающих генераторов.
6. Диспетчер СО на смене до мегаватта высчитывает графики, которые необходимо ввести с учетом объемов и времени реализации (и он в последнюю очередь думает про кондиционер у себя дома, который тоже могут отключить по его команде).

Риторический вопрос: что лучше 4 часа без электроэнергии или сутками (если допустить нарушение пределов эксплуатации оборудования)?

#экспертноемнение
#новостиизчата

…А я вам другой аргумент приведу у малых ТСО нет такого огромного бюрократического аппарата , а сервис и ремонт сложного оборудования по любому спецподрядчики проводят, что для СТСО, что для ТСО. Так , что тут спорно…

…В точку. Сам работаю в частной компании из 20 ПС 110 кВ за 13 лет что работаю в ней, осталась одна ПС с ОД-110. Всё поменяли на элегаз. За это время в Россетях 0. Сети 6-10 мы закатали в СИП 95% всего оборудования, Россети 0 у них голый выезде, и как следствие в непогоду просто ж...а, и героические усилия остатков выматонного персонала…

Это просто мнения наших читателей в чате тг-канала «Энергетическая гостиная» не претендующее на какие-то действия, но призывающие задуматься о принятых решениях.

#изчатаЭГ
#экспертноемнение

Если прочитать это 👆 сообщение не восторженным взглядом пресс-службы, а с привлечением здравого смысла, то в нём Опадчий признаётся что в созданной под его руководством эффективной системе планирования не учтены:
✅климатические аномалии;
✅рост энергообеспеченности населения за счет растущего числа бытовых приборов;
✅реальная аварийность на энергообъектах

Эммммм.... А что тогда учтено?

Для них же ещё и переменчивость погоды стала неожиданностью.

От себя хочется уточнить: а какие факторы учтены моделью? Производственные и строительные возможности? Для примера теперь ламифиловский провод днём с огнём не сыщешь, не говоря уже про арматуру под него. Возможность импорта нового оборудования и запчастей необходимых для ТО? Список можно продолжать до бесконечности, поэтому хочется уточнить от обратного: а что учтено?

#экспертноемнение
#изчатаЭГ
#ответна t.iss.one/so_ups_official/2521

Задача сформулирована ещё Непорожним: надо объединить атомную базу в центре с ГЭС в Сибири...

Чат «Энергетической гостиной»

#изчатаЭГ
#экспертноемнение

Давайте ещё раз - в чем смысл объединения электростанций на параллельную работу?

1. Экономия на резерве - везде по чуть чуть, в сумме 10-15% от потребления.

2. Возможность строить генераторы большого размера - чтобы снижать цену за кВтч, эффект масштаба.

Если по жизни резервов нет, а локальная ГПУ на газу даёт цену за кВтч вдвое ниже, чем из сети - пора что то менять.

Не может выработка блока 300 МВт стоить дороже выработки генератора в 1 МВт.

t.iss.one/c/1465837348/48201

Присоединяться к чату

#изчатаЭГ
#экспертноемнение

Проблема в том, что большинство проектов собственной генерации выгодны по следующим причинам:
1. Доступный газ (не вся энергосистема у нас на газе работает);
2. Заведение на собственную генерацию ровного графика потребления, перевод функции регулирования на сеть (без соразмерной оплаты в виде платы за резерв/сетевую мощность);
3. Уход от нерыночных надбавок (Д.Восток, ДПМ и т.д.).
При этом никаких обязательств перед энергосистемой генераторы за забором не несут.
Отсюда и КИУМ у НЛМК 95%, как у майнинга )
Уберите эти три факта - и своя генерация становится резко менее эффективной. Хотя у нее отличные удельники и мотивированные собственники.
А вот с чем полностью согласен, так это с необходимостью честной конкуренции между собственной генерацией и системой. Для этого нужно выровнять технические и финансовые условия строительства генерации за забором и в системе. Разделить платеж за мощность на социальную часть (которая платится любым потребителем энергии независимо от источника) и техническую часть. И если розничная генерация не использует техническую часть (не нуждается в резерве мощности, готова работать по диспетчерскому графику и т.д.), она может получать деньги за это вместо оптовых генераторов. Тогда условия будут равными, и не факт, что розничная генерация во всех случаях окажется дешевле. Все-таки эффект масштаба никто не отменял (особенно в эксплуатационных затратах).

t.iss.one/c/1465837348/48250

Присоединяться к чату

#вответна t.iss.one/energy_lounge/7763
#экспертноемнение
#изчатаЭГ
t.iss.one/c/1465837348/52161
t.iss.one/c/1465837348/52166

Если на то дело пошло, то с таким подходом можно посадить за решетку всех начальников РЭС, директоров ПО, директоров Филиалов Россетей от Калининграда до Сибири. При этом никто из вышеперечисленных не принимает решения по выбору подрядных организаций и типам устанавливаемого оборудования. Центральная закупочная комиссия исполнительных аппаратов ДЗО Россети принимает решение и спускает протокол в Филиал с указанием заключить договор с тем или иным подрядчиком. И конечно же директор Филиала подписывает этот договор, кроме того сам договор и техническое задание тоже типовые и спущены в Филиал из Исполнительного аппарата и внести изменения в него практически невозможно. В конечном итоге руководители Филиалов, производственных отделений и районных электрических сетей становятся заложниками ситуации и на них вешают всех собак. Ну не может начальник РЭС не подписать акт выполненных работ. Даже если работы не выполнены в полном объеме, а календарный год заканчивается, акт выполненных работ будет подписан 31 декабря, потому что неисполнение инвест программы наказуемо. Получается исполнительный аппарат сначала заставляет Филиал заключить договор с конкретной подрядной организацией, а затем он же заставляет подписать акт выполненных работ. И последний момент, уже писал комментарий к другому посту и повторюсь, ответственно заявляю, что системы учета электроэнергии установленные 10-12 лет назад, развалились во всех Филиалах Россетей от Калининграда до Сибири из-за недостаточного ресурса для их обслуживания.

Все в кучу собрали, счетчики установленные больше 10 лет назад, которые на момент приемки присутствовали по количеству и работали. (Как мог начальник РЭС не подписать акт приемки если по документам установили 10 и по факту 10?). Махачкалу приплели и хищения, это прямо сейчас снимали, вопросы к сетевой организации как они хищения и незаконные подключения выявляют. Махачкалинские сети вообще Россетям не принадлежат они в аренде, как туда счетчики поставили во время учений ни у кого вопросов не возникло?

#экспертноемнение
#изчатаЭГ
#вответна t.iss.one/energy_lounge/7987

Тема в точку. Но есть небольшая проблема. Кто в настоящее время отвечает за оптимизацию перетока реактивной мощности, которые гуляют по кольцевым  сетям 110 - 220 кВ так, как СО на душу положит? А СО задаёт интервалы напряжений в контрольных пунктах и все. Интервалы эти задаются не под оптимизацию а под допустимые пределы в нормальном и после аварийном режимах. Да, при ликвидации аварий СО будет это регулировать, если понадобится, для снижения токовой нагрузки сетевого элемента, но это не про потери и оптимизацию.
Сети на процесс регулирования повлиять не могут, потому что за технологическое управление 110 и ниже и 220 и выше отвечают разные ЦУСы, а на станциях что-то регулировать может только СО. Как известно, у семи нянек дитя без глаза. Вопрос должен решаться комплексно, это оптимизационная задача, где-то потребитель должен потратиться на средства компенсации, а где-то наоборот - пусть потребляет и побольше. Это можно было бы компенсировать потребителю через тарифы, скидки и т.п. А на уровне сети, как и кто будет заниматься оптимизацией, совершенно не понятно. Сетям это зачем? Чтобы снизить потери, которые им учтут в затраты в следующем периоде? И, опять же,  управлять перетоками реактивной мощности у сетей нет полномочий.
СО, который за потери никак не отвечает?
Вообще-то, СО мог бы этим заняться, почему нет?

Сетевые компании не имеют полномочий регулировать перетоки реактивной мощности, а без этого не обойтись, так как для решения этой задачи (оптимизации) средствами компенсации, реактивной мощностью генераторов, РПН и так далее нужно управлять в комплексе. Кроме того, сетевые компании не заинтересованы в активном использовании РПН, БСК и т.д., так как это сокращает ресурс оборудования. А снижение потерь обернется им снижением нормы потерь в будущем. Это навскидку.

До распаковки задача решалась так. Имеем шунт сети 220 кВ по сети 110 кВ - кольцо. Находим оптимальную точку в кольце 110. кВ и размыкаем ее в нормальной схеме. В ремонтной схеме кольцо замыкаем, и РПНами на АТ 220 кВ убираем все лишнее, что можно. Над этим работали службы режимов ЦДС АО энерго (которые перешли потом в РДУ СО), они задавали положения РПН ПБВ (переключающие устройства для изменения коэфф. трансформации), БСК (батареи статических конденсаторов) и т.д..
После распаковки СО позамыкал все кольца 110 (где они были до этого разомкнуты для снижения потерь) потому что у СО задачи снижать потери нет, а задача обеспечить надёжность есть.
То есть, эта ситуация - один из побочных эффектов распаковки АО-энерго в рамках реформы.

P.S Просьба к бывшим коллегам из СО - прежде чем писать что-то типа "это все бред, у нас все с перетоками реактивной мощности окей и в лучшем виде), загляните в ОИК, возьмите кольцо 110 кВ, питающееся от двух и более АТ 220, посмотрите, как есть сейчас, сделайте оптимизационный расчет и сравните результаты.