Большую часть энергии будут продавать на оптовых рынках

В РФ хотят продавать большую часть энергии на оптовых рынках. До конца года будет разработан и внесен в правительство проект модели оптового энергетического рынка России. Об этом сообщил заместитель директора юридического департамента Министерства энергетики РФ Александр Виханский на девятом энергетическом форуме "ТЭК: ценообразование и рыночные риски". По словам чиновника, планируется переход на систему, при которой большая часть энергии будет продаваться на оптовых рынках по свободным договорам.

Сейчас на рынке энергетики РФ существует ряд нерешенных проблем. Главный вопрос - некорректные ценовые сигналы. "Потребители присоединены к высоковольтным сетям в 220 вольт, а платят по тарифам 110 вольт, - объяснил Александр Виханский. - Существует проблема перекрестного субсидирования. Сейчас этот вопрос решается с трех сторон. Готовится законопроект по тарифам, который легализует определение перекрестного субсидирования. Также готовится проект постановления правительства по социальным нормам. Его разработкой занимается Минэкономразвития и Минрегионразвития. Таким образом, со следующего года уже в 10 субъектах страны будет введена социальная норма, по которой часть граждан станет платить по льготному тарифу, а другая часть по экономически обоснованной цене". Вторая проблема - отсутствие технической возможности конкуренции за потребителя. Предложение на рынке превышает спрос. "Из-за технологических проблем мы не можем обеспечить конкуренцию между двумя станциями за одного потребителя. Сейчас разрабатываются инвестиционные программы для сетевых организаций, которые позволят совершить расшивку запертых сечений и снимут необходимость строительства новых генераций, - рассказал Александр Виханский. Еще одна тенденция рынка - ужесточение санкций к неплательщикам. Это касается в первую очередь крупных компаний. По решению наблюдательного совета рынка они могут быть исключены из сетей энергообеспечения".

Эксперты также отметили, что рынок энергообеспечения страдает из-за недоработанной законодательной системы. "Мы предлагаем разрешить производителю самому собирать деньги за отпущенные электроресурсы. Также нужно провести приватизацию сетей. Сейчас все сети находятся в муниципальной собственности. Их сдают в аренду на срок до одного года. Поэтому инвесторы не заинтересованы вкладывать в долгосрочную перспективу. И производители не заинтересованы содержать сети в необходимом техническом состоянии, - отметил генеральный директор "Мечел-Энерго" Юрий Ямпольский. - Энергетический бизнес в России недостаточно развит, поэтому мы хотим, чтобы компании имели страховой депозит, и предлагаем ввести страховую ответственность".

Еще одна проблема для производителей - нераспроданная энергия. Государство запустило программу энергоэффективности, это значит, что скоро количество нераспроданной энергии увеличится, так как потребители начнут экономить. "Неоправданные расходы производители вынуждены перекладывать в последующую стоимость электроэнергии, что приведет к росту тарифов, - объяснил генеральный директор "Московской объединенной энергетической компании" (МОЭК) Андрей Лихачев. - Нужно компенсировать покрытие разницы в тарифах для населения и компаний. Пока эта разница покрывается госбюджетом. Мы предлагаем реализовать механизм, по которому экономия выкупается государством, чтобы потребитель, который провел экономию, расплачивался так, чтобы получать выгоду, а производитель получал бы компенсацию выпадающих доходов". В свою очередь производители должны вкладывать эти деньги в снижение постоянных издержек. По наблюдениям директора некоммерческого партнерства "Сообщество потребителей энергии" Дмитрия Говорова, избыточная энергия появляется из-за регулярных ошибок прогнозирования спроса. "По данным совета рынка, избыточных мощностей к 2018 году будет примерно 27 тыс. гигаватт, - заявил он. - Сейчас цены на электроэнергию для промышленных предприятий в России превысили цены других развитых стран, например США. Поэтому очень многие компании сегодня возвращаются в Америку и другие страны, чтобы развивать производство там. Основные драйверы роста цены - раздутые инвестиционные программы сетевого комплекса. Как правило, потребителей волнует не только цена на электроэнергию, но и положение сопутствующих рынков тепла и газа. Эти рынки сильно влияют на цены на электроэнергию". Цены на газ создают для компаний тяжелые условия для конкуренции. Однако стоимость газа внутри страны должна быть такая, чтобы обеспечивать конкурентоспособность как российской энергетики, так и промышленности. И эту непростую задачу властям предстоит решить в ближайшее время.

Официальный сайт Российская газета:
http://www.rg.ru

Утверждены основы ценообразования в сфере теплоснабжения

Постановлением Правительства РФ от 22 октября 2012 года N1075 определены новые основные принципы и методы определения тарифов на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель. По словам вице-премьера А. В. Дворковича, документом предусматривается "ограничение роста издержек для потребителей - заложены ограничители как для роста операционных расходов по формуле "инфляция минус" (не "инфляция плюс",  как обычно, а "инфляция минус") и для инвестиционных расходов на основе укрупнённых сметных нормативов, которые разрабатывает Росстрой. И эти документы должны быть готовы в ближайшее время: часть нормативов вступит в действие уже во второй половине 2013 года, а часть – в 2014 году. Один норматив должен вступить в действие уже с начала 2013 года – это размер платы за подключение. Он будет составлять, как и в электроэнергетике, 550 рублей на потребителя – чёткий норматив, и здесь никаких отклонений быть не должно. Кроме того, для производителя тепловой энергии вводится верхнее ограничение уровня тарифа на основе так называемой альтернативной котельной. Фактически будет задан конкретный уровень, который будет основан на наиболее эффективных технологиях, которые могут быть применены в теплоэнергетике. И, соответственно, все другие производители не могут заходить за этот уровень, посчитанный на основе применения наилучших технологий. Для реализации всех этих нормативов потребуется 10 подзаконных актов, восемь из них должна разработать Федеральная служба по тарифам, а два – Минэнерго".

Новыми постановлениями, в том числе должны быть утверждены:

- Основы и правила регулирования ценообразования (тарифов) в сфере теплоснабжения;

- Правила установления долгосрочных параметров регулирования деятельности организаций в отнесенной законодательством Российской Федерации к сферам деятельности субъектов естественных монополий сфере теплоснабжения или цен (тарифов) в сфере теплоснабжения, которые подлежат регулированию в соответствии с перечнем, определенным статьей 8 Федерального закона "О теплоснабжении";

- Правила определения стоимости активов и инвестированного капитала и ведения их раздельного учета, применяемые при осуществлении деятельности, регулируемой с использованием метода обеспечения доходности инвестированного капитала;

- Правила распределения удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии;

- Правила заключения долгосрочных договоров теплоснабжения по ценам, определенным соглашением сторон, в целях обеспечения потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя объектами, потребляющими тепловую энергию (мощность) и теплоноситель и введенными в эксплуатацию после 1 января 2010 года.

В частности, основы ценообразования в сфере теплоснабжения определяют:

1. перечень регулируемых цен (тарифов) на товары и услуги в сфере теплоснабжения и нерегулируемых цен;

2. методы, используемые при регулировании тарифов в сфере теплоснабжения (методы экономически обоснованных расходов (затрат), обеспечения доходности инвестированного капитала, индексации установленных тарифов и сравнения аналогов); 3. особенности ценообразования.

Постановление будет применяться к отношениям, связанным с государственным регулированием цен (тарифов) в сфере теплоснабжения на 2014 год. Последующие года, за исключением тарифов на теплоноситель, поставляемый теплоснабжающими организациями потребителям, другим теплоснабжающим организациям, платы за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности при отсутствии потребления тепловой энергии, платы за подключение к системе теплоснабжения. А также регулируемых цен (тарифов), установленных для реорганизованной организации, в случаях их применения теплоснабжающей (теплосетевой) организацией, которая в порядке правопреемства приобрела права и обязанности организации, осуществляющей регулируемые виды деятельности, в отношении источников тепловой энергии и (или) тепловых сетей.

Решения об установлении тарифов на теплоноситель, поставляемый теплоснабжающими организациями потребителям, другим теплоснабжающим организациям, платы за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности при отсутствии потребления тепловой энергии, а также платы за подключение к системе теплоснабжения на 2013 год принимаются органами регулирования в течение одного месяца со дня вступления в силу методических указаний по расчету регулируемых цен (тарифов) в сфере теплоснабжения.

Кроме того, Постановлением, признано утратившим силу Постановление Правительства РФ от 26 февраля 2004 года N 109 "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации" и ряд других нормативных правовых актов Правительства РФ.

Официальный интернет - портал правительства РФ:
http://www.goverment.ru

Новостной интернет – портал:
http://www.bigpowernews.ru/

Представлена Программа модернизации электроэнергетики до 2020 года

27 сентября под руководством Председателя Правительства РФ Д. А. Медведева состоялось заседание Правительства Российской Федерации. Министр энергетики РФ А. В. Новак представил главе Правительства РФ Программу модернизации российской электроэнергетики до 2020 года. Как отметил глава Минэнерго России, "надежное, эффективное функционирование электроэнергетики является основой поступательного развития экономики нашей страны и неотъемлемым фактором обеспечения комфортных условий жизни наших граждан".

Установленная мощность электростанций единой энергосистемы России на начало 2012 года составила 218 ГВт. В 2011 году в РФ было произведено 1 трлн. 40 млрд. кВт/ч электроэнергии, что выше, чем в 2010 году, на 1,1%. При этом отрасль характеризуется высокой степенью износа основного оборудования, отметил Министр энергетики Российской Федерации А. В. Новак. Значительная часть этого оборудования выработала свой установленный ресурс и должна быть выведена и заменена в ближайшие 20 лет. 74% теплоэлектростанций введено более 30 лет назад, из них более 50 лет назад - 22% и более половины электросетевого оборудования – старше 30 лет. "Такое состояние приводит к относительно низкой эффективности работы системы и снижающейся надежности обслуживания потребителей", - подчеркнул глава Минэнерго. При этом показатели количества и продолжительности отключений на потребителя в России в 10 раз выше аналогичных показателей в европейских странах. По словам Министра  А. В. Новака, аналогичная ситуация наблюдается с эффективностью работы оборудования. Удельные показатели расхода топлива более чем на 20% превышают аналогичные показатели развитых стран, а потери в электрических сетях также больше, чем в других странах, в 1,5-2 раза.

В целях выполнения поручений Президента и Правительства РФ Минэнерго России разработало Программу модернизации российской электроэнергетики до 2020 года (далее – Программа). Разработчиками документа выступили ведущие отраслевые институты при участии энергетических компаний, крупнейших заводов энергетического и тяжелого машиностроения. Был выполнен технологический анализ отрасли и проведена оценка технического состояния генерирующего и сетевого оборудования, на основе которого сформирована Программа.

Ключевыми целевыми показателями в рамках реализации Программы определены: повышение КПД электростанций, снижение удельных расходов топлива на 10%. До 300 г. условного топлива за кВт/ч, снижение потерь в сетях в единой национальной энергетической сети до 4%, в распределительном комплексе - с 9 до 6,5%. Основными направлениями программы определены: вывод из эксплуатации устаревших и строительство новых генерирующих объектов, оптимизация размещения объектов сетевого комплекса. Программа синхронизирована с действующими схемами Программы развития ЕЭС России, развития регионов с учетом принципа изменения топологии сети и оптимизации нагрузок.

Программа предусматривает ввод 76 ГВт новых мощностей при демонтаже 26,4 ГВт старых мощностей, в сетевом комплексе - ввод более 150 единиц подстанций в магистральных сетях и 8,5 тыс. единиц подстанций в распределительных сетях, строительство и реконструкцию свыше 300 тыс. км линий электропередачи. В среднегодовом выражении темпы ввода генерирующих мощностей, строительство распределительных сетей и подстанций высокого напряжения должны быть увеличены более чем на 30% по отношению к сегодняшнему уровню. Темпы ввода сетей Единой национальной электрической сети и строительства подстанций среднего напряжения должны быть еще выше, подчеркнул глава Минэнерго России. При этом темп роста электропотребления взят согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2030 года и соответствует уровню примерно 2% в год.

Модернизация и строительство генерирующих мощностей оцениваются на уровне 6,8 трлн. рублей до 2020 года, при этом чистый прирост установленной мощности составит 50 ГВт. В структуре новой генерации будет преобладать новое строительство, в меньшей степени модернизация. Перечень вводов новых объектов  составлен в соответствии с основными отраслевыми документами. Углубление модернизации в Программе достигается путем увеличения демонтажа устаревшего оборудования с его компенсацией вводом новых мощностей на базе парогазовых и газотурбинных технологий теплогенерации с максимальным использованием эффектов теплофикации.

Модернизация и строительство электросетевого комплекса оцениваются на уровне 4,6 трлн. руб. Реализация программы строительства и модернизации сетей снизит износ распределительных сетей до 50% от существующих 67% и по магистральным сетям - с 57% до 30%, что позволит сократить отставание от развитых стран по уровню потерь в 2 раза. Инновации в сетевом комплексе должны обеспечить решение новых задач по созданию современной топологии сети, поэтапного перехода к построению интеллектуальной энергосистемы страны на базе активно-адаптивной сети. Таким образом, суммарный объем финансирования по программе составит 1,4 трлн. руб. Министр напомнил, что на период до 2014 года объемы инвестиций соответствуют утвержденным инвестиционным планам энергетических компаний.

По словам главы Минэнерго России, самым главным вопросом в настоящее время является поиск источников финансирования обновления и модернизации основных фондов в электроэнергетике. Он отметил, что "сложившаяся система регулирования ценообразования сегодня не создает стимулов для реализации проектов строительства и модернизации". Министерство энергетики совместно с заинтересованными ведомствами, энергетическими компаниями, потребителями, экспертами сейчас прорабатывают два возможных варианта финансирования дальнейшей модернизации отрасли. Это продление в той или иной форме действия механизма ДПМ и использование рыночных инструментов для инвесторов.

В декабре текущего года Минэнерго России планирует после общественного обсуждения доложить в Правительстве РФ концепцию дальнейшего развития рынка электрической энергии и мощности. Это, по словам главы ведомства, позволит к середине следующего года сделать новую нормативную базу. При этом изменения вступят в силу, начиная с 2014 года.

Кроме того, Министерство энергетики РФ видит наличие существенного потенциала повышения эффективности работы отрасли как в части инвестиционных, так и операционных затрат, который, по разным оценкам, составляет порядка 40%. В этой связи Минэнерго России предложило внести в протокол заседания Правительства РФ ряд мероприятий, направленных как на создание стимулов для привлечения инвестиций в отрасль, так и на принятие сбалансированных регуляторных решений и повышение эффективности работы отрасли.

Министерство энергетики РФ считает необходимым с целью недопущения необоснованного роста цен и сохранения баланса между надежностью и ценой, а также интересами производителей и потребителей принять новую модель рынка, обеспечивающую стимулирование модернизации объектов электроэнергетики и получение источников инвестиций на модернизацию; разработать план по ликвидации перекрестного субсидирования между группами потребителей тепловой энергии, а также оплаты между тепловой энергией и электрической мощностью; обеспечить утверждение параметров долгосрочного регулирования сетевых организаций с учетом необходимости стимулирования модернизации электрических сетей; разработать предложения по применению эталонных капитальных затрат в увязке с целевыми показателями по объектам электроэнергетики, в том числе по объектам, функционирующим на основе возобновляемых источников энергии. Кроме того, Минэнерго России предлагает включить в протокол поручения по обеспечению повышения эффективности деятельности отрасли на всех этапах – от проектирования до эксплуатации объектов электроэнергетики. Проект протокола был согласован Минэнерго России в установленном порядке с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти,  а так же обсуждался с экспертами и участниками рынка.

Официальный сайт Министерства энергетики РФ:
http://www.minenergo.gov.ru

Истчоник: газета "Обозреватель энергетической отрасли", выпуск №10, октябрь 2012 г

Современное состояние и потенциал развития биоэнергетики в России

Биоэнергетика – наиболее перспективный вид ВИЭ в России, обладающей огромным потенциалом использования отходов сельского хозяйства, лесопереработки, пищевой промышленности и городских очистных сооружений. В свою очередь, наиболее привлекательным для инвесторов сегментом биоэнергетики становится производство биогаза, которое может предоставить дополнительные источники дохода от продажи органических удобрений и платы за безопасную утилизацию органических отходов.

Преимущества и недостатки биогазовой энергетики

По сравнению с прочими видами ВИЭ и традиционными энергоносителями биогаз обладает несколькими преимуществами. Главное преимущество – доступность сырья для работы установки, соответственно, полное отсутствие топливных затрат в структуре операционных расходов. В 95% случаев отходы достаются собственнику установки безвозмездно.

Доступность сырья определяет территориальную гибкость: биогазовые установки могут быть размещены в любом районе и не требуют строительства дорогостоящих газопроводов и сетевой инфраструктуры, а также позволяют новому предприятию сэкономить на стоимости подключения к сетям и выделении мощности.

Благодаря биогазу достигается и технологическая гибкость: его использование дает возможность получения одновременно нескольких видов энергоресурсов: газа, моторного топлива, тепла, электроэнергии. Если сравнивать биогаз с другими видами ВИЭ, например, ветро- и солнечной энергетикой, то здесь всплывает его важнейшая особенность, которая роднит его с традиционными видами получения энергии, – постоянство ее выработки и максимальное использование установленной мощности.

Наиболее заметный недостаток биогазовой энергетики – большие капитальные затраты в расчете на единицу мощности, а также относительно узкий коридор рентабельности проектов.

Стоимость 1 кВт установленной электрической мощности биогазовой станции колеблется от 2 до 5 тыс. евро в зависимости от размера станции (чем меньше, тем дороже) и вида сырья. Установки большой мощности (от 10 МВт), работающие на наиболее выгодных видах отходов (например, сахарном жоме, отходах пищевой промышленности с высоким содержанием жиров) обходятся менее чем в 2 тыс. евро за 1 кВт. Малые установки (менее 1 МВт), использующие нерентабельные виды отходов (например, навоз КРС) могут стоить более 6–7 тыс. евро за кВт. Средний уровень капзатрат большинства биогазовых проектов мощностью от 2 до 5 МВт находится в пределах 3–4 тыс. евро за 1 кВт.

С другой стороны, сопоставление уровня капзатрат на единицу мощности с другими источниками энергии показывает, что проигрыш биогазовой энергетики по данному показателю неочевиден. Например, стоимость крупных атомных электростанций оценивается в 5 тыс. евро за кВт·ч. Стоимость 1 кВт крупных ветроэлектростанций составляет около 2 тыс. евро, солнечных станций – 5 тыс. евро. Современные угольные электростанции оцениваются ближе к 2 тыс. евро за кВт.

Ощутимое преимущество имеет лишь газовая генерация со стоимостью около 1–1,5 тыс. евро за 1 кВт. Однако газ есть не везде, а к 2014–2015 годам в соответствии с планами правительства внутренние тарифы на него будут приведены к равнодоходному с Европой уровню, который в текущих ценах составляет более 250 долларов за 1 тыс. куб. Электроэнергия из такого газа окажется слишком дорогой. Неслучайно все больший спрос на решения в области биогаза наблюдается со стороны собственников работающих на природном газе когенерационных мини-ТЭС.

Второй ключевой недостаток – узкий диапазон рентабельных проектов. Как показывает европейский опыт, обеспечить прибыльность работы установки возможно лишь при бесплатном и бесперебойном
снабжении отходами. Далеко не все объекты имеют в своем распоряжении достаточные объемы сырья.

Наконец, третья проблема заключается в необходимости гарантированного сбыта произведенной электроэнергии. При отсутствии возможности ее продажи через сеть по розничным тарифам список рентабельных биогазовых проектов ограничивается лишь теми объектами, которые имеют непрерывный цикл работы и постоянный уровень потребления энергии, заведомо превышающий мощность биогазовой станции.

Условия реализации рентабельных инвестпроектов

В случае если инвестпроект биогазового комплекса отвечает указанным выше критериям: имеет мощность от 1,5 МВт, замещает сетевую электроэнергию при существующих расходах от 3 рублей за кВт ч, имеет гарантию потребления предприятием всей произведенной на БГУ электроэнергии, а также гарантию бесплатной и бесперебойной поставки сырья для работы БГУ, – то срок его окупаемости не превысит пяти лет с начала эксплуатации.

С точки зрения гарантий непрерывного сбыта произведенной электроэнергии наибольшими перспективами обладают проекты, реализованные на городских водоканалах, а также предприятиях пищевой промышленности.
В случае если проект не отвечает этим требованиям, необходимо применение кластерного подхода в его реализации. На базе одного из источников отходов целесообразно создание центра по утилизации сырья нескольких предприятий для получения синергетического эффекта.

Сбыт электроэнергии, наоборот, целесообразно диверсифицировать по нескольким потребителям. Существующие технологии компримирования и транспортировки биогаза позволяют при невысоких капзатратах (менее 10% от суммарной стоимости проекта) создать сеть из нескольких когенерационных мини-ТЭС, работающих на биогазе и расположенных вблизи потребителя энергии.

Принятие нормативно-правовой базы, которая позволяла бы собственнику биогазовой станции поставлять излишки электроэнергии в сеть по розничным тарифам значительно бы расширило потенциал биогазовой отрасли. До момента принятия соответствующих документов наибольший перспективы развития имеют проекты в рамках биогазовых кластеров.

Биогазовые технологии в решении экологических проблем

Значительно сократить сроки окупаемости проектов может использование биогазового комплекса как центра полной утилизации органических отходов, которые стали значительной статьей расходов предприятий агрокомплекса и пищевой промышленности.

Крупные животноводческие комплексы и птицефабрики в современных условиях остаются самыми вредными загрязнителями окружающей среды. Например, один свиноводческий комплекс на 100 тыс. голов имеет от 600 до 1000 т (при использовании гидросмыва) навозных стоков в сутки, что соответствует загрязнению, производимому городом с населением 400–500 тыс. человек.

Доходный путь решения проблемы отходов предприятия отличается комплексным подходом. Биогазовые
установки в первую очередь должны представлять собой центр полной переработки органических отходов с получением чистой воды и комплексных микробиологических удобрений, а также должны являться автономным источником тепло- и электроэнергии.

Необходимым условием крупных биогазовых проектов является обеспечение отсутствия затрат на вывоз и внесение переброженной массы с помощью системы, возможность завершить ферментацию стоков предприятия с разделением отходов на 85% дистиллированной воды, а также комплексных микробиологических удобрений.

Эти удобрения в отличие от переброженной массы пригодны для реализации и транспортировки и являются дополнительным источником выручки. Такая технология присутствует далеко не у всех компаний, работающих на российском рынке, но ее применение должно стать обязательным условием реализации крупных проектов.
Применение технологии полной переработки переброженной массы после биогазовой установки позволяет обеспечить отсутствие затрат на утилизацию и снизить срок окупаемости проекта по меньшей мере в два раза.

Схемы реализации проектов

Биогазовые комплексы – это новые, сложные и капиталоемкие для российских предприятий технологии. Для эксплуатации установки потребуются знания, специалисты, механизмы привлечения финансирования, которых у российских предприятий нет.

Собственники отходов не могут, а иногда и боятся занимать деньги на введение таких объектов. Предпочтение отдается инвестициям в расширение основного производства, в то время как биогазовая станция рассматривается как непрофильный актив. В финансовых структурах также нет понимания отрасли и критериев успешных проектов.

Один из возможных вариантов решения этой проблемы – реализация проектов в рамках энергоэкологической сервисной компании, которая на собственные и привлеченные средства строит биогазовую установку. С предприятиями – источниками отходов заключается долгосрочный контракт на поставку и утилизацию этих отходов и покупку энергии по ценам, привязанным к рыночным.

Эта схема позволяет решить проблему утилизации отходов, сократить расходы на энергию без вложений со стороны предприятия и позволяет ему высвободить средства для модернизации и развития. Решение проблемы отходов без расходов со стороны предприятия – источника отходов сегодня единственный способ начать развитие отрасли в стране.

Ожидаемые меры господдержки в России

Внимание к экологической составляющей биогазовых проектов должно стать основой мер господдержки в нашей стране. Целесообразно включение биогазовых комплексов с системой полной переработки переброженной массы в перечень наилучших доступных технологий для использования предприятиями АПК, пищевой промышленности и водоканалами.

Необходимо принятие техрегламентов по обязательному использованию системы полной переработки переброженной массы в случае отсутствия возможности ее реализации в качестве жидкого удобрения с соблюдением норм внесения.

Должен быть реализован комплекс мер по ужесточению контроля за выбросами органических отходов предприятий, собираемостью экологических платежей в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 12.06.2003 № 344.

В области сбыта электроэнергии необходимо утверждение ФСТ Методики тарифообразования для розничных ВИЭ и система контроля, поскольку в отсутствие правовых норм существуют риски злоупотреблений с установлением завышенных тарифов для покупки электроэнергии ВИЭ. Уровень тарифов для продажи электроэнергии с объектов биогазовой генерации должен соответствовать региональным розничным тарифам для промышленных потребителей.

Сетевые организации должны осуществлять компенсацию потерь в электрических сетях в первую очередь за счет приобретения электрической энергии, произведенной на квалифицированных генерирующих объектах, подключенных к сетям сетевых организаций и функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии.

Необходимо обеспечить гарантию сбыта электроэнергии в том случае, если объем электроэнергии превышает общий объем потерь, покупаемый сетевой организацией. В этом случае покупателем энергии может стать гарантирующий поставщик.

Необходима ликвидация платы за техприсоединение для объектов децентрализованной генерации мощностью менее 25 МВт, признанных квалифицированными объектами, работающими на основе ВИЭ. В настоящее время потребитель энергии, даже в том случае, если он вводит объект генерации исключительно для собственных нужд, для параллельной работы с сетью должен платить за его техприсоединение.

Необходимо изменение порядка квалификации генерирующих объектов, функционирующих на основе использования ВИЭ, с разрешительного на заявительный, включая введение дополнительных критериев квалификации таких объектов, в том числе соответствие критериям экологической эффективности.

Автор статьи: Иван Егоров

Общероссийская газета
май 2012 №9 (93)
www.energogazeta.ru

Министр энергетики РФ А. В. Новак выступил с докладом по инновационному развитию топливно-энергетического комплекса

17 августа 2012 года в Ростове-на-Дону Министр энергетики Российской Федерации А. В. Новак выступил с докладом на совещание по вопросам инновационного развития отраслей экономики (в части АПК и ТЭК), которое прошло под руководством Председателя Правительства Российской Федерации Д. А. Медведева.

А. В. Новак отметил высокий потенциал применения инноваций в российском топливно-энергетическом комплексе, обусловленный масштабом отрасли и потребностями в модернизации. По прогнозам Министерства энергетики России, объем инвестиций в сфере ТЭК в ближайшие десять лет составит около 30 триллионов рублей. При этом в настоящее время инвестиционные программы предприятий топливно-энергетического комплекса составляют 2,6 триллиона рублей ежегодно. "Инвестиции могут стать драйверами для создания и внедрения инноваций как в ТЭКе, так и в смежных отраслях, а также в импортозамещении", - подчеркнул глава Министерства энергетики.

В ходе выступления А. В. Новак обратил внимание на то, что в настоящее время нет объективных показателей оценки эффективности инноваций. "Опережая сегодня зарубежные компании по доле затрат на НИОКР к выручке, наши компании примерно в 5-10 раз уступают им в количестве зарегистрированных патентов", - отметил он. В связи с этим было высказано предложение провести анализ эффективности исполнения программ инновационного развития за 2011 год и реализацию в 2012 году. Подготовить предложения по пересмотру ключевых показателей эффективности, которые должны отражать не только объёмные показатели в процентном отношении расходов на НИОКР от выручки, но и показатели качества и результативности внедрения инноваций.

В качестве одной из главных задач российского ТЭК на ближайшие 10-15 лет Министр энергетики Российской Федерации обозначил повышение коэффициента извлечения нефти из нефтяных пластов. А. В. Новак отметил, что значительное влияние на ситуацию в нефтегазовой отрасли окажут новые технологии, связанные с применением сланцевого газа. "Эффективность использования данных технологий позволит раскрыть потенциал трудноизвлекаемых запасов нефти и газа, и поэтому первым важным технологическим фронтом мы видим технологии применения множественного гидроразрыва пласта в комплексе с другими методами стимулирования нефтеотдачи", - сказал он.

Кроме того, в последующее десятилетие также предстоит решать вопросы по разработке новых технологий освоения Арктического шельфа. Для этого, по словам А. В. Новака, необходим существенный технологический прорыв, создание автономных систем подледного и подводного освоения и обустройства месторождений с применением современных и новых роботизированных комплексов, которые позволят эффективно и безопасно бурить и добывать нефть.

Среди других приоритетов выделена необходимость внедрения новых технологий в сфере сжижения газа. Минэнерго России в качестве перспективного направления рассматривает технологию мини-GTL, которая сможет позволить строить компактные установки для сжижения газа. "Прорыв в этом направлении принципиально изменил бы структуру и конкурентоспособность российской отрасли", - подчеркнул А. В. Новак.

В сфере добычи угля, по прогнозу Минэнерго России, особое значение будут приобретать бесшахтные технологии освоения месторождений, которые позволят исключить нахождение человека под землей. Второе важное направление - это технология глубокой переработки угля, то есть производство синтетического жидкого топлива и других углехимических продуктов.

В электроэнергетике можно выделить разработки в области высокотемпературной сверхпроводимости. Применение данных технологий позволит снизить потери энергии в оборудовании на 80%, а также позволит существенно увеличить пропускную способность сетей. Также ведется создание отечественного угольного энергоблока, ориентированного на сверх критичные параметры пара. Применение данной технологии позволит существенно повысить КПД работы электростанций до 44 - 50%.

В ходе совещания Министр энергетики внес ряд предложений по развитию инновационного процесса в ТЭК. В частности, предложено дать поручение проработать вопрос создания единой российской системы поставщиков с квалификационными требованиями и прозрачной конкурентной системой заявок. Также было предложено проработать изменения в законодательство для обеспечения раскрытия компаниями топливно-энергетического комплекса с государственным участием долгосрочных инвестиционных программ на период не менее пяти-семи лет в части инновационных продуктов и услуг. Кроме того, предлагается дать поручение подготовить инициативы по повышению инновационной открытости компаний топливно-энергетического комплекса с государственным участием для обеспечения возможности независимым исследовательским центрам и инновационным компаниям проводить экспертизу и апробировать на практике новые технологические решения.

Официальный сайт Министерства энергетики РФ:

http://www.minenergo.gov.ru

Истчоник: газета "Обозреватель энергетической отрасли", выпуск №9, сентябрь 2012 г