#газ #Польша #Германия #Норвегия
Делюсь комментарием эксперта Андрея Егорова:
- В дорогой моему сердцу стране наконец-то расчухали, что газопровод Baltic Pipe - это не труба Норвегия-Польша, а ответвление Europipe II - трубы от Норвегии до Германии. И ответвлению этому достанется то, что боши не выкупят у норвегов.
И когда Шольц сказал - мы договорились с норвегами об увеличении поставок, замещающих недопоставляемое газпромом, - тут-то и пришло понимание, что сверх уже законтрактованного Польше причитается дырка от бублика. То есть, ноль от газпромовских поставок прошлых лет. Сверх, повторюсь, законтрактованных 40%
Я не злорадствую, - просто рано или поздно иллюзии заканчиваются и начинается отопительный сезон. Буквально сразу после жары и засухи.
Общественности предлагают утешаться тезисом "Польские переговорщики - не чародеи".
От себя добавлю, что ПХГ в Польше заполнено на 100% газом. Это порядка 4 млрд м3, из которых 800 млн м3 приходится на буферный газ и, соотвественно, 3,2 млрд м3 можно считать товарным газом - его можно поднять и реализовать.
Однако для ответа на вопрос, хватит ли его на зиму, следует сопоставить объёмы ПХГ и сезонного спроса на газ в стране. Среднегодовое потребление природного газа в Польше составляет 20 млрд м3. Если считать, что расход газа в отопительный сезон составляет не менее 60% годового потребления, то 20*0,6 -3,2 = 8,8 млрд м3 газа минимум необходимо найти Польше для благополучного прохождения осенне-зимнего отопительного периода 2021-2023 годов.
Ещё 4,5 млрд м3 уже законтрактованы по новому газопроводу Baltic pipe - из Норвегии. Но ввиду бедственного положения в энергетике Германии, шансы на увеличение этих объёмов минимальны. То есть, потребление минимум 4,3 млрд м3 остаётся не покрыто никакими источниками.
Есть ещё надежда на американский СПГ через регазификационный терминал Свиноустье. Но поскольку он строился в расчете на поставки с завода Free Port LNG, - сейчас ничего оттуда не поступает, и маловероятно, что поставки СПГ в Польшу будут идти синхронно и равномерно на протяжении всего отопительного сезона. А хранилищ большого объёма в районе терминала нет.
Раньше эти проблемы решали менеджеры «Газпрома» и PGNIG, обеспечивая 10 млрд м3 российского газа в страну. Однако в 2019 году правительство Польши сменило руководство PGNIG на менее лояльных Москве людей. Новые газовики (видимо, не опытные в мировой торговле газом) сначала изменили формулу расчётов за газ - с привязки к нефтяной корзине на привязку к биржевым фьючерсам. А когда фьючерсы взлетели на недосягаемую высоту (стоимость электроэнергии на бирже в Польше составляет $243/1 МВтч), не придумали ничего лучше, как попросить у Польского банка национального хозяйства открыть кредитную линию на $1 млрд на 24 месяца под минимальный процент. Видимо, стратегические Аналитики не предупредили польских банкиров, что оснований для снижения цен на газ в стране и в Европе в целом в ближайшие пару лет не просматривается.
Между тем, зима близко.
Делюсь комментарием эксперта Андрея Егорова:
- В дорогой моему сердцу стране наконец-то расчухали, что газопровод Baltic Pipe - это не труба Норвегия-Польша, а ответвление Europipe II - трубы от Норвегии до Германии. И ответвлению этому достанется то, что боши не выкупят у норвегов.
И когда Шольц сказал - мы договорились с норвегами об увеличении поставок, замещающих недопоставляемое газпромом, - тут-то и пришло понимание, что сверх уже законтрактованного Польше причитается дырка от бублика. То есть, ноль от газпромовских поставок прошлых лет. Сверх, повторюсь, законтрактованных 40%
Я не злорадствую, - просто рано или поздно иллюзии заканчиваются и начинается отопительный сезон. Буквально сразу после жары и засухи.
Общественности предлагают утешаться тезисом "Польские переговорщики - не чародеи".
От себя добавлю, что ПХГ в Польше заполнено на 100% газом. Это порядка 4 млрд м3, из которых 800 млн м3 приходится на буферный газ и, соотвественно, 3,2 млрд м3 можно считать товарным газом - его можно поднять и реализовать.
Однако для ответа на вопрос, хватит ли его на зиму, следует сопоставить объёмы ПХГ и сезонного спроса на газ в стране. Среднегодовое потребление природного газа в Польше составляет 20 млрд м3. Если считать, что расход газа в отопительный сезон составляет не менее 60% годового потребления, то 20*0,6 -3,2 = 8,8 млрд м3 газа минимум необходимо найти Польше для благополучного прохождения осенне-зимнего отопительного периода 2021-2023 годов.
Ещё 4,5 млрд м3 уже законтрактованы по новому газопроводу Baltic pipe - из Норвегии. Но ввиду бедственного положения в энергетике Германии, шансы на увеличение этих объёмов минимальны. То есть, потребление минимум 4,3 млрд м3 остаётся не покрыто никакими источниками.
Есть ещё надежда на американский СПГ через регазификационный терминал Свиноустье. Но поскольку он строился в расчете на поставки с завода Free Port LNG, - сейчас ничего оттуда не поступает, и маловероятно, что поставки СПГ в Польшу будут идти синхронно и равномерно на протяжении всего отопительного сезона. А хранилищ большого объёма в районе терминала нет.
Раньше эти проблемы решали менеджеры «Газпрома» и PGNIG, обеспечивая 10 млрд м3 российского газа в страну. Однако в 2019 году правительство Польши сменило руководство PGNIG на менее лояльных Москве людей. Новые газовики (видимо, не опытные в мировой торговле газом) сначала изменили формулу расчётов за газ - с привязки к нефтяной корзине на привязку к биржевым фьючерсам. А когда фьючерсы взлетели на недосягаемую высоту (стоимость электроэнергии на бирже в Польше составляет $243/1 МВтч), не придумали ничего лучше, как попросить у Польского банка национального хозяйства открыть кредитную линию на $1 млрд на 24 месяца под минимальный процент. Видимо, стратегические Аналитики не предупредили польских банкиров, что оснований для снижения цен на газ в стране и в Европе в целом в ближайшие пару лет не просматривается.
Между тем, зима близко.
#электро #ГЭС #Китай
Очень много лоббистов у энергоперехода к возобновляемым источникам энергии. Но в последнее время, словно предупреждение, идёт череда новостей о том, что ветер может не дуть, реки могут обмелеть, солнце спрятаться за тучи, а установки биогаза не работать на птичьем помёте (на юге России). Технологически энергосистемы не готовы к смене традиционного для последних 150 лет уклада - нет накопителей и способов гарантированной стабилизации напряжения в сетях.
Неожиданно для многих веерные отключения начались в Китае, а не в Европе, как ожидалось… причина проста - реки обмелели.
https://t.iss.one/riseofelectro/2713
Очень много лоббистов у энергоперехода к возобновляемым источникам энергии. Но в последнее время, словно предупреждение, идёт череда новостей о том, что ветер может не дуть, реки могут обмелеть, солнце спрятаться за тучи, а установки биогаза не работать на птичьем помёте (на юге России). Технологически энергосистемы не готовы к смене традиционного для последних 150 лет уклада - нет накопителей и способов гарантированной стабилизации напряжения в сетях.
Неожиданно для многих веерные отключения начались в Китае, а не в Европе, как ожидалось… причина проста - реки обмелели.
https://t.iss.one/riseofelectro/2713
Telegram
Высокое напряжение
Китай ограничил подачу электричества в дома и на заводы.
Власти китайской провинции Сычуань — крупного промышленного и энергетического центра Китая — заявили о вынужденной экономии электроэнергии из-за засухи. По данным South China Morning Post, власти уже…
Власти китайской провинции Сычуань — крупного промышленного и энергетического центра Китая — заявили о вынужденной экономии электроэнергии из-за засухи. По данным South China Morning Post, власти уже…
#электро #Литва
Литовский частный энерготрейдер Perlas Energija прекращает свою деятельность из-за роста цен на электроэнергию. Кризис энергосбытовых компаний, который осенью 2021 года прокатился по Западной Европе, достиг Прибалтики. Причины все те же - кассовый разрыв и неспособность погасить долги.
В пресс-службе Perlas Energija отметили, что будут поставлять электричество своим клиентам до 31 августа, нового поставщика потребители должны найти до 28 августа. Однако гарантии успешной работы и защиты от банкротства сегодня в секторе сбыта электроэнергии и газа в Европе не может дать никто.
Согласно сообщению, предприятие продолжит работу до тех пор, пока не распродаст свое имущество, не выплатит компенсации клиентам и не рассчитается с кредиторами и партнерами, сообщает Sputniknews. В компании сообщили, что акционеры Perlas Energija после закрытия предприятия не получат никакого его имущества. Следует отметить, что компания была создана не так давно и занималась реализацией электроэнергии, покупая ее на бирже (часто на Nord Pool) и продавая по фиксированному тарифу - выше уровня закупки. При этом на сайте компании указано, что средняя зарплата сотрудников превышает 5000 евро в месяц.
Основная причина банкротства – резкий рост цен на электроэнергию. Компания, не имея возможности держать клиентов на тарифе с фиксированной ценой, приняла решение перевести всех на тарифный план "Биржа" с плавающей ценой, которая пропорциональна ситуации на бирже электроэнергии.
Сразу ушло около 20 тысяч клиентов и отток активно продолжается.
Госсовет по регулированию энергетики (VERT) Латвии заявил, что действия Perlas Energija, который в одностороннем порядке решил изменить договоры клиентов, являются незаконными. Конечно, речь идёт о частной сбытовой компании,- однако проблема носит системный характер, требующий принятия стратегических решений для обеспечения надёжности и энергобезопасности.
Этим летом электроэнергия в странах Прибалтики подорожала до рекордных уровней. На рынке возникла острая нехватка электроэнергии, все возможности для импорта из Финляндии, Швеции и Польши были использованы, и этого оказалось недостаточно. Плюс в Латвии, где обычно были высокие объемы производства гидроэлектроэнергии, уровень воды в водохранилищах резко уменьшился, и предложение сократилось.
Во всех неясных ситуациях в предыдущие 30 лет Вильнюс просто увеличивал объём импорта электроэнергии из Минска и Москвы по энергокольцу БРЭЛ, потому что энергосистема Литвы после вывода Игналинской АЭС в 2009-2010 годах осталась энергодефицитной и зависимой от импорта из соседних стран.
В июле 2022 г. потребление в Литве составило 978 GWh (в июле 2021 г. было 992.5 GWh) из-за менее высокой (+18С) температуры, чем в 2021 г. (+22С). При этом в июле 2022 г. В Литве 36.8% пришлось на собственную генерацию (8,7% - ТЭС, 5,6% - ГЭС, 10,3% - ВЭС, 5,1% - СЭС и 7,2% - другие). А остальные 63,2% спроса были обеспечены за счёт импорта (17,1% из Латвии, 46,1% - из Швеции).
Литва даже отказалась выводить в плановый ремонт подводный электрокабель, обеспечивающий импорт из Швеции. Однако цены на электроэнергию в Литве так подскочили (до 400 евро/МВтч), что предприятия республики, в том числе ряд торговых центров, начали отключать свет и технологические процессы от электроэнергии в час пик - с 18.00 до 19.00,- когда биржевые котировки подскакивают до невероятных уровней (4000 евро/МВтч), чтобы не оплачивать такие счета.
Согласно предварительным планам, страны Прибалтики должны были отсоединиться от БРЭЛ в 2024-2025 годах. Так что технологически Вильнюс может и сегодня запросить дополнительные объёмы электроэнергии в Минске или Москве… правда, в сложившейся политической ситуации маловероятно, что такое обращение возможно.
Литовский частный энерготрейдер Perlas Energija прекращает свою деятельность из-за роста цен на электроэнергию. Кризис энергосбытовых компаний, который осенью 2021 года прокатился по Западной Европе, достиг Прибалтики. Причины все те же - кассовый разрыв и неспособность погасить долги.
В пресс-службе Perlas Energija отметили, что будут поставлять электричество своим клиентам до 31 августа, нового поставщика потребители должны найти до 28 августа. Однако гарантии успешной работы и защиты от банкротства сегодня в секторе сбыта электроэнергии и газа в Европе не может дать никто.
Согласно сообщению, предприятие продолжит работу до тех пор, пока не распродаст свое имущество, не выплатит компенсации клиентам и не рассчитается с кредиторами и партнерами, сообщает Sputniknews. В компании сообщили, что акционеры Perlas Energija после закрытия предприятия не получат никакого его имущества. Следует отметить, что компания была создана не так давно и занималась реализацией электроэнергии, покупая ее на бирже (часто на Nord Pool) и продавая по фиксированному тарифу - выше уровня закупки. При этом на сайте компании указано, что средняя зарплата сотрудников превышает 5000 евро в месяц.
Основная причина банкротства – резкий рост цен на электроэнергию. Компания, не имея возможности держать клиентов на тарифе с фиксированной ценой, приняла решение перевести всех на тарифный план "Биржа" с плавающей ценой, которая пропорциональна ситуации на бирже электроэнергии.
Сразу ушло около 20 тысяч клиентов и отток активно продолжается.
Госсовет по регулированию энергетики (VERT) Латвии заявил, что действия Perlas Energija, который в одностороннем порядке решил изменить договоры клиентов, являются незаконными. Конечно, речь идёт о частной сбытовой компании,- однако проблема носит системный характер, требующий принятия стратегических решений для обеспечения надёжности и энергобезопасности.
Этим летом электроэнергия в странах Прибалтики подорожала до рекордных уровней. На рынке возникла острая нехватка электроэнергии, все возможности для импорта из Финляндии, Швеции и Польши были использованы, и этого оказалось недостаточно. Плюс в Латвии, где обычно были высокие объемы производства гидроэлектроэнергии, уровень воды в водохранилищах резко уменьшился, и предложение сократилось.
Во всех неясных ситуациях в предыдущие 30 лет Вильнюс просто увеличивал объём импорта электроэнергии из Минска и Москвы по энергокольцу БРЭЛ, потому что энергосистема Литвы после вывода Игналинской АЭС в 2009-2010 годах осталась энергодефицитной и зависимой от импорта из соседних стран.
В июле 2022 г. потребление в Литве составило 978 GWh (в июле 2021 г. было 992.5 GWh) из-за менее высокой (+18С) температуры, чем в 2021 г. (+22С). При этом в июле 2022 г. В Литве 36.8% пришлось на собственную генерацию (8,7% - ТЭС, 5,6% - ГЭС, 10,3% - ВЭС, 5,1% - СЭС и 7,2% - другие). А остальные 63,2% спроса были обеспечены за счёт импорта (17,1% из Латвии, 46,1% - из Швеции).
Литва даже отказалась выводить в плановый ремонт подводный электрокабель, обеспечивающий импорт из Швеции. Однако цены на электроэнергию в Литве так подскочили (до 400 евро/МВтч), что предприятия республики, в том числе ряд торговых центров, начали отключать свет и технологические процессы от электроэнергии в час пик - с 18.00 до 19.00,- когда биржевые котировки подскакивают до невероятных уровней (4000 евро/МВтч), чтобы не оплачивать такие счета.
Согласно предварительным планам, страны Прибалтики должны были отсоединиться от БРЭЛ в 2024-2025 годах. Так что технологически Вильнюс может и сегодня запросить дополнительные объёмы электроэнергии в Минске или Москве… правда, в сложившейся политической ситуации маловероятно, что такое обращение возможно.
#уголь #стратегия #Вьетнам
Хорошие новости для российских Угольщиков с точки зрения дополнительных возможностей по экспорту.
«Во Вьетнаме прогнозируется рост импорта угля для удовлетворения внутреннего промышленного спроса. Согласно проекту долгосрочной стратегии развития угольной промышленности Вьетнама, который подготовило Министерство промышленности и торговли, страна будет импортировать 50-83 млн т/год угля в период 2025-2035 гг., при этом объем постепенно будет снижаться до 32-35 млн т к 2045 г. Данные Министерства показывают, что внутреннее потребление угля увеличилось с 27,8 млн т в 2011 г. до 38,77 млн т в 2015 г. и до 53,52 млн т в 2021 г. Объем потребляемого в настоящее время угля более чем удвоился по сравнению с 2011 г. и шел в основном на производство электроэнергии. В 2025 г. спрос на уголь во Вьетнаме составит порядка 94-97 млн т и достигнет максимума в 125-127 млн т в 2030 г., в основном из-за роста спроса на электроэнергию, а также со стороны цементной, металлургической и химической промышленности. В проекте стратегии министерство заявило, что к 2030 г. до 85-90% или 39-42 млн т угля выделяются в приоритетный резерв для целей производства электроэнергии в рамках обеспечения национальной энергетической безопасности страны»,- .пишет Vietnam+.
В целом, Вьетнам повторяет свою угольную стратегию следом за Китаем, который ещё в 2018 году пообещал до 2030 года наращивать объём добычи и выработки электроэнергии из угля, а потом начать снижение.
Остаётся добавить, что Ханой в последние 10 лет, и правда, наращивает мощности энергосистемы необычно высокими темпами - и один из немногих платёжеспособных рынков, где предложение электроэнергии пока не удовлетворяет спрос. Так что у российских угольных экспортёров появляется потенциально новое дополнительное окно возможностей.
В качестве рисков стоит отметить, что Вьетнам традиционно принимает оптимистичные стратегии и затем их не выполняет в полном объёме. Не случайно, разбег спроса на уголь к 2030 году такой большой. Ну и система платежей в стране оставляет желать лучшего. Но тут, как говорится, выбора нет - а заинтересованность налицо.
Хорошие новости для российских Угольщиков с точки зрения дополнительных возможностей по экспорту.
«Во Вьетнаме прогнозируется рост импорта угля для удовлетворения внутреннего промышленного спроса. Согласно проекту долгосрочной стратегии развития угольной промышленности Вьетнама, который подготовило Министерство промышленности и торговли, страна будет импортировать 50-83 млн т/год угля в период 2025-2035 гг., при этом объем постепенно будет снижаться до 32-35 млн т к 2045 г. Данные Министерства показывают, что внутреннее потребление угля увеличилось с 27,8 млн т в 2011 г. до 38,77 млн т в 2015 г. и до 53,52 млн т в 2021 г. Объем потребляемого в настоящее время угля более чем удвоился по сравнению с 2011 г. и шел в основном на производство электроэнергии. В 2025 г. спрос на уголь во Вьетнаме составит порядка 94-97 млн т и достигнет максимума в 125-127 млн т в 2030 г., в основном из-за роста спроса на электроэнергию, а также со стороны цементной, металлургической и химической промышленности. В проекте стратегии министерство заявило, что к 2030 г. до 85-90% или 39-42 млн т угля выделяются в приоритетный резерв для целей производства электроэнергии в рамках обеспечения национальной энергетической безопасности страны»,- .пишет Vietnam+.
В целом, Вьетнам повторяет свою угольную стратегию следом за Китаем, который ещё в 2018 году пообещал до 2030 года наращивать объём добычи и выработки электроэнергии из угля, а потом начать снижение.
Остаётся добавить, что Ханой в последние 10 лет, и правда, наращивает мощности энергосистемы необычно высокими темпами - и один из немногих платёжеспособных рынков, где предложение электроэнергии пока не удовлетворяет спрос. Так что у российских угольных экспортёров появляется потенциально новое дополнительное окно возможностей.
В качестве рисков стоит отметить, что Вьетнам традиционно принимает оптимистичные стратегии и затем их не выполняет в полном объёме. Не случайно, разбег спроса на уголь к 2030 году такой большой. Ну и система платежей в стране оставляет желать лучшего. Но тут, как говорится, выбора нет - а заинтересованность налицо.
#электроэнергия #Европа
Цены на электроэнергию в Европе выросли за последний год в среднем в пять раз.
В разных странах этот скачок был разноуровневым. Где то - компенсировали рост цен, где то колебание составило 15-20%, но в большинстве стран Европы рост цен на газ привел к существенному подорожанию и стоимости электроэнергии.
Моя знакомая, урожденная минчанка, проживавшая долгое время в Москве и три года назад переехавшая в г. Мюльхальм (юго-запад Германии), сегодня написала, что ежемесячный счёт за газ в квартире составил за июль €700, тогда как предыдущий составил всего €96. И поскольку квартира съемная, то этот счёт пришёл в дополнение к стоимости аренды и платежей за ЖКК (€1200).
Частный пример - ещё не система. Логично. Но диаграмма показывает, что в данном случае он лучше всего иллюстрирует ситуацию в целом в Европе. Газ и э.энергия продаются на одних и тех же биржах по аналогичным правилам торговли и управляют рынками одни и те же системные операторы…
Цены на электроэнергию в Европе выросли за последний год в среднем в пять раз.
В разных странах этот скачок был разноуровневым. Где то - компенсировали рост цен, где то колебание составило 15-20%, но в большинстве стран Европы рост цен на газ привел к существенному подорожанию и стоимости электроэнергии.
Моя знакомая, урожденная минчанка, проживавшая долгое время в Москве и три года назад переехавшая в г. Мюльхальм (юго-запад Германии), сегодня написала, что ежемесячный счёт за газ в квартире составил за июль €700, тогда как предыдущий составил всего €96. И поскольку квартира съемная, то этот счёт пришёл в дополнение к стоимости аренды и платежей за ЖКК (€1200).
Частный пример - ещё не система. Логично. Но диаграмма показывает, что в данном случае он лучше всего иллюстрирует ситуацию в целом в Европе. Газ и э.энергия продаются на одних и тех же биржах по аналогичным правилам торговли и управляют рынками одни и те же системные операторы…
#Н2 #Германия
Первые пассажирские электрички на водородном топливе в Европе со вчерашнего дня поставлены в штатное расписание в Германии, - сообщила немецкая радиостанция NDR со ссылкой на представителя транспортной компании Нижней Саксонии Кармен Швабль.
Как я неоднократно писала, локомотивы на топливных элементах на водороде производства французской компании Alstom работали на этих же участках железных дорог в тестовом режиме, начиная с сентября 2018 года. Они, в первую очередь, призваны заменить дизельный парк железных дорог, который в Германии и Великобритании достигает 36-42%.
По информации г-жи Швабль, первоначально пять региональных поездов на водородном топливе будут курсировать по 126-км маршруту между городами Куксхафен, Бремерхафен, Бремерверде и Букстехуде в Нижней Саксонии. Таким образом, по ее словам, регион пишет «железнодорожную историю».
Региональные поезда, работающие на водороде, как указывает радиостанция, заменят 15 дизельных поездов и не будут выбрасывать вредных веществ. Транспортная компания Нижней Саксонии в настоящее время изучает возможность их использования также дополнительно между Ольденбургом, Оснабрюком и Бременом.
Большое преимущество технологии заключается в том, что поезда могут курсировать и по неэлектрифицированным маршрутам. В Нижней Саксонии это затрагивает не только район Везер-Эмс, но также Гарц и Хайде. Вместе с тем уточняется, что транспортная компания германского региона закупила в общей сложности 14 поездов, работающих на водородном топливе, на общую сумму в €93 млн. Остальные девять поездов должны быть поставлены на рельсы к концу года.
Производитель Alstom назвал различные причины задержки. С одной стороны, у канадского поставщика были проблемы с доставкой двигателей. С другой стороны, на заводе в Зальцгиттере наблюдалась нехватка персонала из-за пандемии.
В любом случае, эксперимент признан успешным и сегодня можно говорить о начале масштабного внедрения водородных поездов в разных странах Европы. Следом за Германией водородные электрички проходят тестовый режим во Франции и Великобритании. А дальше, как говорится, по заказу…
Первые пассажирские электрички на водородном топливе в Европе со вчерашнего дня поставлены в штатное расписание в Германии, - сообщила немецкая радиостанция NDR со ссылкой на представителя транспортной компании Нижней Саксонии Кармен Швабль.
Как я неоднократно писала, локомотивы на топливных элементах на водороде производства французской компании Alstom работали на этих же участках железных дорог в тестовом режиме, начиная с сентября 2018 года. Они, в первую очередь, призваны заменить дизельный парк железных дорог, который в Германии и Великобритании достигает 36-42%.
По информации г-жи Швабль, первоначально пять региональных поездов на водородном топливе будут курсировать по 126-км маршруту между городами Куксхафен, Бремерхафен, Бремерверде и Букстехуде в Нижней Саксонии. Таким образом, по ее словам, регион пишет «железнодорожную историю».
Региональные поезда, работающие на водороде, как указывает радиостанция, заменят 15 дизельных поездов и не будут выбрасывать вредных веществ. Транспортная компания Нижней Саксонии в настоящее время изучает возможность их использования также дополнительно между Ольденбургом, Оснабрюком и Бременом.
Большое преимущество технологии заключается в том, что поезда могут курсировать и по неэлектрифицированным маршрутам. В Нижней Саксонии это затрагивает не только район Везер-Эмс, но также Гарц и Хайде. Вместе с тем уточняется, что транспортная компания германского региона закупила в общей сложности 14 поездов, работающих на водородном топливе, на общую сумму в €93 млн. Остальные девять поездов должны быть поставлены на рельсы к концу года.
Производитель Alstom назвал различные причины задержки. С одной стороны, у канадского поставщика были проблемы с доставкой двигателей. С другой стороны, на заводе в Зальцгиттере наблюдалась нехватка персонала из-за пандемии.
В любом случае, эксперимент признан успешным и сегодня можно говорить о начале масштабного внедрения водородных поездов в разных странах Европы. Следом за Германией водородные электрички проходят тестовый режим во Франции и Великобритании. А дальше, как говорится, по заказу…
#H2 #Россия
На выставке MIMS Automobility Moscow 2022 представили новый Aurus Senat на водороде. Стоить российский автомобиль будет 36 млн рублей - дороже Porsche Taycan, Ferrari Portofino или Roma Mercedes S-класса в кузове W223. Честно говоря, интересно, насколько Aurus состоит из импортных запчастей и как будет решена проблема их замещения.
На выставке MIMS Automobility Moscow 2022 представили новый Aurus Senat на водороде. Стоить российский автомобиль будет 36 млн рублей - дороже Porsche Taycan, Ferrari Portofino или Roma Mercedes S-класса в кузове W223. Честно говоря, интересно, насколько Aurus состоит из импортных запчастей и как будет решена проблема их замещения.
Forwarded from Высокое напряжение | энергетика
Глобальный энергопереход в Казахстане.
2020 год стал рубежным для Казахстана в плане апробации ВИЭ на своей территории. В год пандемии республике удалось довести долю ВИЭ в производстве энергии до 3%. Следующая цель - 10% к 2030.
Сейчас около 70% электроэнергии в Казахстане вырабатывается из угля. На выработку из гидроресурсов приходится чуть более 11% электроэнергии, из газа — 11%, из нефти — 5%. Из всех ВИЭ-объектов на ГЭС приходится 51%, на СЭС - 26%, на БиоЭС - 1%.
Распределение объектов ВИЭ в Казахстане показывает прямую зависимость от природного потенциала региона:
• Гидропотенциал лучше всего реализован на крупнейших реках в Восточном Казахстане, Алматинской, Жамбылской и Южно-Казахстанской областях;
• Для южных регионов характерен высокий солнечный потенциал;
• Запад Казахстана может похвастать высоким ветровым потенциалом, но запертая энергосистема Запада не позволяет развивать ВИЭ в этом регионе.
Основными спонсорами проектов ВИЭ в Казахстане остаются банки и иностранные инвесторы. Среди национальных инвесторов лидируют "Самрук-энерго" и "Самрук Казына Инвест", но и они больше привлекают западных партнеров, чем вкладываются сами.
Из конкретных проектов в сфере ВИЭ можно отметить СЭС "Бурное Солар" в Жамбылской области. Станцию на 50 МВт запустили в 2015 году, в 2018-м её расширили до 100 МВт мощности. Акционерами проекта стали британская United Green Energy Limited (51%) и госкомпания "Самрук-Казына Инвест". Профинансировал строительство станции Европейский банк реконструкции и развития. Этот проект был отмечен на мировом уровне – в 2016 году ЕБРР признал его лучшим в номинации "Устойчивое развитие".
#ВИЭвСНГ
2020 год стал рубежным для Казахстана в плане апробации ВИЭ на своей территории. В год пандемии республике удалось довести долю ВИЭ в производстве энергии до 3%. Следующая цель - 10% к 2030.
Сейчас около 70% электроэнергии в Казахстане вырабатывается из угля. На выработку из гидроресурсов приходится чуть более 11% электроэнергии, из газа — 11%, из нефти — 5%. Из всех ВИЭ-объектов на ГЭС приходится 51%, на СЭС - 26%, на БиоЭС - 1%.
Распределение объектов ВИЭ в Казахстане показывает прямую зависимость от природного потенциала региона:
• Гидропотенциал лучше всего реализован на крупнейших реках в Восточном Казахстане, Алматинской, Жамбылской и Южно-Казахстанской областях;
• Для южных регионов характерен высокий солнечный потенциал;
• Запад Казахстана может похвастать высоким ветровым потенциалом, но запертая энергосистема Запада не позволяет развивать ВИЭ в этом регионе.
Основными спонсорами проектов ВИЭ в Казахстане остаются банки и иностранные инвесторы. Среди национальных инвесторов лидируют "Самрук-энерго" и "Самрук Казына Инвест", но и они больше привлекают западных партнеров, чем вкладываются сами.
Из конкретных проектов в сфере ВИЭ можно отметить СЭС "Бурное Солар" в Жамбылской области. Станцию на 50 МВт запустили в 2015 году, в 2018-м её расширили до 100 МВт мощности. Акционерами проекта стали британская United Green Energy Limited (51%) и госкомпания "Самрук-Казына Инвест". Профинансировал строительство станции Европейский банк реконструкции и развития. Этот проект был отмечен на мировом уровне – в 2016 году ЕБРР признал его лучшим в номинации "Устойчивое развитие".
#ВИЭвСНГ
#электро #Россия
"Россети ФСК ЕЭС" с помощью подводного Дрона начали обследование подводной части фундаментов на четырех опорах ЛЭП, расположенных в акватории Верхневыйского водохранилища. От стабильности работы этой ЛЭП зависит надежность выдачи мощности Верхнетагильской ГРЭС (электроснабжение Нижнего Тагила и Верхней Салды), а значит и промышленных гигантов - Евраз НТМК, Уралвагонзавода и ВСМПО-Ависмы.
Подводная диагностика позволит проверить конструкции опор на глубине. Делают это с помощью подводного дрона, оснащённого светодиодными лампами и цифровой стабилизированной камерой. Максимальная глубина погружения - до 100 м с радиусом действия 200 м.
Аппарат производит фото- и видеосъемку, может измерять параметры повреждений, проводить очистку подводной поверхности для замеров. Данные с устройства в режиме онлайн передают информацию на планшетный компьютер. Также на дрон можно навесить роботизированную двухчелюстную зажимную руку для захвата небольших предметов. Цифровизация и роботизация на службе сетей.
"Россети ФСК ЕЭС" с помощью подводного Дрона начали обследование подводной части фундаментов на четырех опорах ЛЭП, расположенных в акватории Верхневыйского водохранилища. От стабильности работы этой ЛЭП зависит надежность выдачи мощности Верхнетагильской ГРЭС (электроснабжение Нижнего Тагила и Верхней Салды), а значит и промышленных гигантов - Евраз НТМК, Уралвагонзавода и ВСМПО-Ависмы.
Подводная диагностика позволит проверить конструкции опор на глубине. Делают это с помощью подводного дрона, оснащённого светодиодными лампами и цифровой стабилизированной камерой. Максимальная глубина погружения - до 100 м с радиусом действия 200 м.
Аппарат производит фото- и видеосъемку, может измерять параметры повреждений, проводить очистку подводной поверхности для замеров. Данные с устройства в режиме онлайн передают информацию на планшетный компьютер. Также на дрон можно навесить роботизированную двухчелюстную зажимную руку для захвата небольших предметов. Цифровизация и роботизация на службе сетей.
Forwarded from Высокое напряжение | энергетика
Бельгия построит остров ветряков.
К 2026 году Бельгия намерена ВЭС в своих территориальных водах в Северном море. Остров ветряков площадью около 5,5 га должен избавить страну от необходимости использования АЭС.
Бюджет проекта - порядка €500 млн. Большую часть этих денег Бельгия получит из фондов ЕС как раз в обмен на отказ от строительства АЭС.
Согласно проекту, на острове помимо ветрякоов разместят солнечные батареи, а также мощности по аккумуляции энергией и системы передачи энергии на материк. Общая мощность парка - около 2,3 ГВт, что примерно равно выработке одной из двух действующих в Бельгии атомных электростанций.
К 2026 году Бельгия намерена ВЭС в своих территориальных водах в Северном море. Остров ветряков площадью около 5,5 га должен избавить страну от необходимости использования АЭС.
Бюджет проекта - порядка €500 млн. Большую часть этих денег Бельгия получит из фондов ЕС как раз в обмен на отказ от строительства АЭС.
Согласно проекту, на острове помимо ветрякоов разместят солнечные батареи, а также мощности по аккумуляции энергией и системы передачи энергии на материк. Общая мощность парка - около 2,3 ГВт, что примерно равно выработке одной из двух действующих в Бельгии атомных электростанций.
#электро #Россия
О необходимости внести изменение в стратегическое планирование в России говорят давно. Вчера на открытом совещании Системного оператора словно на открытом уроке было заявлено о переходе с трёх- на двухуровневую систему планирования: 1. Генеральная схема на 18 лет в составе трёх шестилеток - то есть горизонт до 2040 года. 2. Единый федеральный СИПР на ближайшие 6 лет. От региональных СИПРов принято решение отказаться. Что в общем объяснимо - слишком нереалистичными они были, да и средств для их выполнения в них предусмотрено не было. С другой стороны этот шаг укрепляет централизацию в электроэнергетике и оставляет на окраине политической жизни распределённую генерацию. Можно сказать, выбор сделан и развилка пройдена. Осталось подождать пару лет, чтобы понять - как к этим решениям отнесутся промышленные предприятия и не окажется ли региональное энергетическое строительство совершенно без контроля.
О необходимости внести изменение в стратегическое планирование в России говорят давно. Вчера на открытом совещании Системного оператора словно на открытом уроке было заявлено о переходе с трёх- на двухуровневую систему планирования: 1. Генеральная схема на 18 лет в составе трёх шестилеток - то есть горизонт до 2040 года. 2. Единый федеральный СИПР на ближайшие 6 лет. От региональных СИПРов принято решение отказаться. Что в общем объяснимо - слишком нереалистичными они были, да и средств для их выполнения в них предусмотрено не было. С другой стороны этот шаг укрепляет централизацию в электроэнергетике и оставляет на окраине политической жизни распределённую генерацию. Можно сказать, выбор сделан и развилка пройдена. Осталось подождать пару лет, чтобы понять - как к этим решениям отнесутся промышленные предприятия и не окажется ли региональное энергетическое строительство совершенно без контроля.