И.С. Кожуховский

МОСКВА, 23 августа (BigpowerNews) — Генеральный директор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике Игорь Кожуховский назначен заместителем генерального директора ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Министерства энергетики РФ, говорится в сообщении АПБЭ.

Он будет курировать вопросы создания и развития государственной информационной системы топливно-энергетического комплекса Российской Федерации (ГИС ТЭК).

Как сообщается, «для повышения эффективности данной работы» на базе Российского энергетического агентства будет создан Единый центр информации, анализа и прогнозирования в сфере ТЭК, работу которого также будет курировать И. Кожуховский.

«Новая структура сконцентрирует в себе деятельность в сфере формирования и эксплуатации ГИС ТЭК, разработку прогнозно-аналитических и стратегических документов, таких как генеральная схема размещения объектов электроэнергетики, краткосрочные, среднесрочные и перспективные прогнозные балансы электроэнергетики и мощности РФ, прогнозный топливно-энергетический баланс отрасли, мониторинг и анализ функционирования энергетики, формирование и ведение баз данных об основных фактических и прогнозных показателях электроэнергетики, анализ воздействия ТЭК на окружающую среду и климат, прогнозирование развития энергетики, разработку методики анализа и инновационного развития электроэнергетики», — указывается в пресс-релизе.

Игорь Степанович Кожуховский

В 1978 году — окончил Сибирский металлургический институт по специальности «инженер автоматизации металлургического производства» и в 1985 году — по специальности «горный инженер-электрик».

В 2003 году — защитил диссертацию «Реструктуризация угольной промышленности России» на соискание ученой степени кандидата экономических наук.
Является автором более тридцати статей по различным проблемам экономической политики в области электроэнергетики.

С 1978 по 1982 гг. работал инженером сначала на Кузнецком металлургическом комбинате, а затем в Сибирском металлургическом институте.

С 1982 по 1990 гг. осваивал работу шахтера «изнутри» на шахте «Абашевская» п/о «Южкузбассуголь», работая в разных должностях — подземным горнорабочим, подземным электрослесарем, подземным механиком, начальником участка.

В 1990 г. стал председателем постоянной экономической комиссии Новокузнецкого городского Совета народных депутатов. В 1991 – возглавил Фонд социальных гарантий.

В 1993 г. приглашен на работу в Министерство экономики Российской Федерации, где был начальником отдела, начальником Управления социально-экономических проблем угледобывающих регионов, затем возглавил Департамент экономики угольной промышленности.

С 1997 по 1999 г. – заместитель министра топлива и энергетики Российской Федерации.

С 1999 по 2008 г. работал в РАО «ЕЭС России», возглавлял Департамент планирования и экономического анализа (с 2000 года – Департамент экономической политики).

С 2005 г. по 2013 являлся генеральным директором ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике».

С 2013 г. заместитель генерального директора ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго РФ.

Председатель подкомитета по энергетической политике и энергоэффективности комитета по энергетике РСПП, член Научно-методологического совета Федеральной службы государственной статистики (Росстат), сопредседатель Технологической платформы «Малая распределенная энергетика», президент Национальной ассоциации производителей и потребителей золошлаковых материалов, Член Комитета ТПП РФ по энергетической стратегии и развитию ТЭК.

Генеральный директор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике назначен заместителем генерального директора ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Министерства энергетики РФ. Он будет курировать вопросы создания и развития государственной информационной системы топливно-энергетического комплекса Российской Федерации (ГИС ТЭК).

Для повышения эффективности данной работы на базе Российского энергетического агентства будет создан Единый центр информации, анализа и прогнозирования в сфере ТЭК, работу которого также будет курировать И.С. Кожуховский. Новая структура сконцентрирует в себе деятельность в сфере формирования и эксплуатации ГИС ТЭК, разработку прогнозно-аналитических и стратегических документов, таких как Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики, краткосрочные, среднесрочные и перспективные прогнозные балансы электроэнергетики и мощности Российской Федерации, прогнозный топливно-энергетический баланс отрасли, мониторинг и анализ функционирования энергетики, формирование и ведение баз данных об основных фактических и прогнозных показателях электроэнергетики, анализ воздействия ТЭК на окружающую среду и климат, прогнозирование развития энергетики, разработку методики анализа и инновационного развития электроэнергетики.

Игорь Степанович Кожуховский, краткая биография

В 1978 году - окончил Сибирский металлургический институт по специальности «инженер автоматизации металлургического производства» и в 1985 году - по специальности «горный инженер-электрик».
В 2003 году - защитил диссертацию «Реструктуризация угольной промышленности России» на соискание ученой степени кандидата экономических наук.
Является автором более тридцати статей по различным проблемам экономической политики в области электроэнергетики.
С 1978 по 1982 гг. работал инженером сначала на Кузнецком металлургическом комбинате, а затем в Сибирском металлургическом институте.
С 1982 по 1990 гг. осваивал работу шахтера «изнутри» на шахте «Абашевская» п/о «Южкузбассуголь», работая в разных должностях - подземным горнорабочим, подземным электрослесарем, подземным механиком, начальником участка.
В 1990 г. стал председателем постоянной экономической комиссии Новокузнецкого городского Совета народных депутатов. В 1991 - возглавил Фонд социальных гарантий.
В 1993 г. приглашен на работу в Министерство экономики Российской Федерации, где был начальником отдела, начальником Управления социально-экономических проблем угледобывающих регионов, затем возглавил Департамент экономики угольной промышленности.
С 1997 по 1999 г. - заместитель министра топлива и энергетики Российской Федерации.
С 1999 по 2008 г. работал в РАО «ЕЭС России», возглавлял Департамент планирования и экономического анализа (с 2000 года - Департамент экономической политики).
С 2005 г. по 2013 являлся генеральным директором ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике».
С 2013 г. заместитель генерального директора ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго РФ.

Председатель подкомитета по энергетической политике и энергоэффективности комитета по энергетике РСПП, член Научно-методологического совета Федеральной службы государственной статистики (Росстат), сопредседатель Технологической платформы «Малая распределенная энергетика», президент Национальной ассоциации производителей и потребителей золошлаковых материалов, Член Комитета ТПП РФ по энергетической стратегии и развитию ТЭК.

Игорь Кожуховский

В 2000-х годах в электроэнергетике были проведены масштабные преобразования и осуществлен переход от традиционной индустриальной модели к конкурентной модели отрасли с целью достижения большей эффективности ее функционирования. О реформах в энергетике рассказывает Заместитель генерального директора ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Игорь Степанович Кожуховский.

Заместитель генерального директора ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго России

Игорь Степанович Кожуховский

Хронология основных событий реформирования

В течение 1992-2008 гг. в стране был осуществлен переход к рыночной модели функционирования электроэнергетики.

В августе 1992 года Указом Президента Российской Федерации было учреждено ОАО «РАО ЕЭС России».

В июле 1996 года Правительство Российской Федерации утвердило основные принципы функционирования и развития федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности).

В апреле 1997 года Указом Президента Российской Федерации были утверждены основные положения структурной реформы в сферах естественных монополий, в том числе в электроэнергетике.

Основные направления реформирования электроэнергетики Российской Федерации были заданы постановлением Правительства от 11 июля 2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации».

Законодательную базу дальнейшего реформирования отрасли на конкурентных принципах составил пакет принятых в 2003 году федеральных законов «Об электроэнергетике» и других законодательных и нормативных актов.

Важнейшие итоги реформирования электроэнергетики

Структурные преобразования

В период с 2004 по 2008 год в отрасли были проведены масштабные преобразования и осуществлен переход от традиционной индустриальной модели электроэнергетики к конкурентной модели отрасли с целью достижения большей эффективности ее функционирования путем развития конкурентных отношений в сфере производства и сбыта электроэнергии и экономически обоснованного регулирования услуг монопольной инфраструктуры отрасли.

В результате масштабных структурных преобразований радикально изменились структура электроэнергетики России. Из региональных вертикально-интегрированных энергосистем (АО-энерго) были выделены потенциально конкурентные виды деятельности по производству и сбыту электроэнергии, ремонту и сервисным услугам.

В секторе производства электроэнергии созданы крупные генерирующие компании оптового рынка (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединили крупные конденсационные тепловые электростанции. В ТГК вошли главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК были сформированы из тепловых электростанций (ТЭС), а одна (ПАО «РусГидро») – из гидроэлектростанций. ОГК были сформированы по экстерриториальному принципу и объединили ТЭС, расположенные на территориях различных субъектов Российской Федерации, а их состав был сформирован с учетом необходимости минимизации их рыночной силы в каждой зоне рынка.

Естественно-монопольные виды деятельности, связанные с передачей электроэнергии и оперативно-диспетчерским управлением, остались в сфере государственного регулирования и были поставлены под контроль государства.

Магистральные сети напряжением от 220 кВ и выше перешли под контроль Федеральной сетевой компании (ПАО «ФСК ЕЭС»). Распределительные сети были интегрированы в межрегиональные распределительные сетевые компании, объединенные в холдинг ОАО «Холдинг МРСК». Позднее ПАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК» были включены в состав ПАО «Россети». На базе остальных электрических сетей, принадлежащих крупным промышленным потребителям, региональным, муниципальным и иным собственникам, образовались многочисленные территориальные сетевые компании.

В составе единого (общероссийского) системного оператора (ОАО «СО ЕЭС») были консолидированы Центральное диспетчерское управление (ЦДУ), Объединенные диспетчерские управления (ОДУ) и региональные диспетчерские управления бывших АО-энерго.

На всех территориях электроснабжения, входящих в зоны рынка, были выбраны энергосбытовые компании (главным образом созданные на базе прежних АО-энерго), которые были наделены монопольной функцией гарантирующего поставщика (далее — ГП) в зонах своей деятельности. В задачи ГП входит поставка и расчеты за потребленную электрическую энергию для всех обратившихся к ним потребителям.

Формирование рынков

Оптовый рынок электроэнергии

Разделение конкурентных и монопольных видов деятельности в электроэнергетике позволило создать необходимые структурные условия для запуска конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности. Территории страны, где был введен конкурентный оптовый рынок со свободными ценами на электроэнергию (ценовые зоны), охватил Европейскую часть страны и Сибирь с объемом электропотребления 95% от общего объема электропотребления в стране. В удаленных регионах с изолированными (или со слабыми сетевыми связями с ЕЭС России) системами энергоснабжения – это Дальний Восток и отдельные регионы в Сибири и Европейской части России, рынок и свободное ценообразование не вводились. Там сохранилась нерыночная тарифная система. Они были названы неценовыми зонами.

В рамках оптового рынка были созданы конкурентные рынки — рынок на сутки вперед (РСВ) и балансирующий рынок (БР), близкие к целевой модели и моделям аналогичных рынков в мире. Причем РСВ — первый в Европе рынок электроэнергии с узловыми ценами.

Объем продаж в ценовых зонах оптового рынка электроэнергии в 2017 г. составил 1027,4 млрд. кВт∙ч в год, 80% этого объема было продано в конкурентном секторе (РСВ и БР). Регулируемые договоры (нерыночный сектор) составляют около 16%. Остальное – свободные двусторонние договора.

Механизмы отбора мощности

В отличие от рынка электроэнергии, в стране пока не создан конкурентный рынок мощности с единой равновесной ценой мощности для поставщиков и покупателей в соответствующих зонах отбора мощности.

Существующий рынок мощности характеризуется многообразием механизмов отбора мощности, большинство из которых не использует механизмы рыночного ценообразования. В настоящее время отбор/оплата генерирующей мощности осуществляется через:

• конкурентный отбор мощности (КОМ) (основной аукцион);
• платежи за вынужденный режим генерации (регулируемый тариф);
• договоры поставки мощности (ДПМ) ТЭС (внерыночный отбор);
• ДПМ АЭС/ГЭС (бесконкурсный и внерыночный отбор);
• ДПМ ВИЭ (внерыночный отбор);
• конкурентный отбор мощности новых генерирующих объектов (КОМ НГО) (дополнительные локальные аукционы);
• свободные договоры по продаже мощности (СДМ).

Большой проблемой пока остается существенная разница цен между дешевой «старой» и дорогой «новой» мощностью.

Другой проблемой является «нецелевое» использование рыночных механизмов — помимо собственно оплаты генерирующей мощности, потребители оптового рынка финансируют не относящиеся к рынку расходы – такие как, оплата по ДПМ ТБО (установки по утилизации твердых бытовых отходов) и перекрестные субсидии для Дальнего Востока, Крыма и Калининградской области, что ухудшает конкурентоспособность оптовых поставок электроэнергии (мощности).

Рынки системных услуг

Был сформирован централизованный механизм отбора системных услуг через системного оператора. Однако ни по одному из видов системных услуг не были запущены механизмы конкурентного отбора.

Розничные рынки электроэнергии

Конкуренция коммерческих сбытовых компаний на розничных рынках электроэнергии практически отсутствует. Основные объемы электроэнергии на розничном уровне поставляются через гарантирующих поставщиков.

Функция гарантирующих поставщиков в сегодняшней модели передана сбытовым компаниям, вступающим с коммерческими сбытами в неравноправную конкуренцию. Коммерческие сбыты ее проигрывают. Единую базу данных о потребителях региона никто не ведет. Смена обанкротившегося гарантирующего поставщика превращается в проблему.

На наш взгляд, необходимо пересмотреть модель ГП — оставить у ГП по сути монопольную функцию поставщика электроэнергии «последней руки», исключив возможность функционирования ГП в качестве коммерческой сбытовой компании, и перейти к модели сетевого ГП. В ряде регионов функции обанкротившихся гарантирующих поставщиков временно, до конкурсного отбора нового ГП, передаются сетевым компаниям. Объединение электрических сетей и гарантирующих поставщиков, включая их коммерческую сбытовую деятельность, еще больше усиливает монополизацию розничных рынков в этих регионах. Нужно, чтобы на розничных рынках конкурировали только равноправные по статусу коммерческие сбытовые компании, а ГП выполняли только гарантирующие функции и не участвовали в конкуренции.

Необходим запуск новой конкурентной модели розничного рынка электроэнергии, но она все еще находится в стадии обсуждения/разработки.

Рыночная инфраструктура

Для поддержки функционирования и дальнейшего развития рынков в электроэнергетике была сформирована необходимая рыночная инфраструктура отрасли, включающая:

• Совет рынка — принципиально новый механизм управления торговыми отношениями в электроэнергетике, основанный на принципах самоуправления, в котором на паритетных началах представлены интересы всех участников рынка и государства;
• Администратора торговой системы оптового рынка электроэнергии (мощности);
• Центр финансовых расчетов оптового рынка электроэнергии.

Ключевые индикаторы и показатели функционирования электроэнергетики в постреформенный период

Рост электропотребления

Фактическое электропотребление в России за период 2008-2016 гг. выросло на 7,1% , а в ЕЭС России — на 6,9 % (рис. 1).

Рис. 1. Динамика электропотребления в России и ЕЭС России за период 2008-2017 гг.

Динамика показателей аварийности в электроэнергетике и длительности перерывов электроснабжения потребителей

Благодаря реформе электроэнергетики рост электропотребления в экономике был надежно обеспечен производством электроэнергии при снижении показателей аварийности на генерирующих и электросетевых объектах.

По данным Системного оператора аварийность в целом снизилась, за исключением аварий, связанных с повреждениями (отказами) систем автоматики и телемеханики.

Количество аварий на объектах генерации сократилось с 4,5 тыс. шт. в 2011 г. до 3,8 тыс. шт. в 2017 г., количество аварий в электрических сетях сократилось с 19,6 тыс. шт. в 2011 г. до 15 тыс. шт. в 2017 г. Общие показатели аварийности в ЕЭС России за период 2011-2017 гг. приведены в табл. 1.

Таблица 1. Аварийность на электростанциях установленной мощностью 25 МВт и более и в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше (в ЕЭС России)*

*Подготовлены в соответствии с критериями, определенными Правилами расследования причин аварий в электроэнергетике, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 октября 2009 г. № 846.

По отдельным видам оборудования динамика аварийности различается. Если аварии на котельном оборудовании сократились, то аварийность турбинного оборудования повысилась. Показатели аварийности по видам поврежденного (отказавшего) оборудования и устройств приведены в табл. 2.

Таблица 2. Аварийность по видам поврежденного (отказавшего) оборудования и устройств

При общем снижении аварийности на объектах электроэнергетики ЕЭС России за период 2011-2017 гг. произошел рост количества аварий, связанных с повреждениями (отказами) систем автоматики и телемеханики на электростанциях и в электрических сетях – УРЗА (устройств релейной защиты и автоматики), СДТУ (систем диспетчерского технологического управления) (табл.3).

Таблица 3. Аварийность систем автоматики и телемеханики на электростанциях и в электрических сетях

В сфере распределительного сетевого комплекса в последние годы также наметилась тенденция к уменьшению аварийности. Так, по данным ПАО «Россети» в 2016 г. в Группе компаний «Россети» в 2016 г. было зафиксировано на 10,3% меньше технологических нарушений в сети 6 кВ и выше, чем в 2015 г., а удельная аварийность снижена на 12% (по сравнению с 2014 г. – на 34%). На 4% (по сравнению с 2014 г. – на 6,7%) снизилась средняя длительность технологических нарушений, связанных с перерывом электроснабжения потребителей (рис. 2).

Источник: ПАО «Россети»

Рис. 2. Удельная аварийность и средняя длительность технологических нарушений в сети 6 кВ и выше

Длительность перерывов электроснабжения потребителей в сети 6 кВ и выше в результате технологических нарушений пока заметно различается по отдельным территориям функционирования ДЗО ПАО «Россети» (рис. 3).

Источник: ПАО «Россети»

Рис. 3. Средняя длительность перерывов электроснабжения потребителей в сети 6 кВ и выше, в результате технологических нарушений по ДЗО ПАО «Россети» в 2016 г. (час)

Главной причиной нарушений надежности работы электросетевого комплекса является износ оборудования (20,7 % случаев), другими важными причинами являются – воздействие повторяющихся стихийных событий, падение на провода деревьев за пределами охранной зоны ВЛ и недостатки эксплуатации (16,7%, 14,1% и 13,3% соответственно).

Рост эффективности использования топлива

Благодаря вводу современного генерирующего оборудования (прежде всего ПГУ) и оптимизации распределению нагрузки между электростанциями повысилась эффективность использования топлива на тепловых электростанциях (рис. 4 и 5). Коэффициент полезного использования топлива на тепловых электростанциях характеризует эффективность использования топлива на производство электрической и тепловой энергии одновременно. В постреформенный период он значительно повысился.

Источник: отраслевая отчетность Минэнерго России. Данные за 2017 г. предварительные

Рис. 4. Динамика коэффициента полезного использования топлива на тепловых электростанциях отрасли «Электроэнергетика» с 1992 по 2017 год

В период с 2008 по 2017 год удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии снизился на 24 г у.т./кВт∙ч и достиг значения 312 г у.т./кВт∙ч. Главным фактором, обусловившим такую положительную динамику, стали вводы ПГУ в рамках механизма ДПМ.

При этом удельный расход условного топлива на отпуск тепла с коллекторов электростанций вырос на 3 кг у.т./Гкал и в 2017 г. составил 147 кг у.т./Гкал. Главным фактором, обусловившим эту негативную тенденцию, явились низкая загрузка по теплу вводимых ПГУ, их «невстроенность» в рынки тепла, массовое строительство котельных и стагнация развития комбинированного производства тепла и электроэнергии.

Источник: Отраслевая отчетность Минэнерго России

Рис. 5. Величина среднего значения удельного расхода условного топлива на отпуск электрической и тепловой энергии тепловыми электростанциями Российской Федерации в период с 1992 по 2017 год

Совокупный эффект ярко выраженной позитивной тенденции снижения УРУТ на отпуск электроэнергии и негативной динамики роста УРУТ на отпуск тепла выразился в общей позитивной тенденции роста эффективности использования топлива, показанной на рис. 4.

Вводы и использование производственных мощностей

Реформа электроэнергетики с переходом к новым инвестиционным механизмам в генерации и сетевом комплексе позволила привлечь в отрасль значительные (в том числе частные) инвестиции и значительно нарастить производственные мощности.

Суммарные инвестиции в генерацию и сети в период 2003–2008 гг. составили 1,5 трлн. руб., в том числе в период 2006–2008 гг. — 900 млрд. рублей.

Генерирующие мощности

Вводы новых мощностей в генерации в 2008-2017 гг. составили 39784 МВт, в том числе ТЭС – 30632 МВт, ГЭС- 3742 МВт, АЭС-5145 МВт, ВИЭ – 264 МВт. В структуре вводов тепловых электростанций доля ПГУ и ГТУ составила 81%.

Показатели роста установленной мощности электростанций России в период 2008-2017 годы приведены в таблице 4. (Показатель «Установленная мощность» указан на 1 января соответствующего года)

Структура ввода мощностей электростанций приведена в таблице 5.

Таблица 4. Изменение установленной мощности электростанций России в период 2008-2017 гг., ГВт

Таблица 5. Структура вводов генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России в период 2008 -2017 гг. (МВт)

Вводы были обеспечены в основном энергоблоками, построенными в рамках механизма ДПМ.

Общая мощность объектов, введенных по механизму ДПМ, составила 26,5 ГВт. Всего из запланированных 136 объектов (25,102 ГВт) тепловой генерации введено 129 объектов (23,964 ГВт). В основном вновь вводимые объекты по механизму ДПМ – это парогазовые электростанции.

Большой проблемой является нарастающий избыток генерирующих мощностей в балансе, возникающий в связи со значительными вводами новых генерирующих мощностей на фоне невысоких темпов роста электропотребления и небольших объемов вывода старых неэффективных мощностей. Избытки генерирующей мощности в ЕЭС России составляют около 40 ГВт (максимум нагрузки 151 ГВт при установленной мощности 243 ГВт). В действующей модели рынка у участников рынка нет достаточных стимулов для вывода и замены устаревших генерирующих мощностей (таких как, например, повышенные платежи за загрязнение окружающей среды для устаревшей мощности).

Причиной того, что допущены такие значительные избытки мощности в энергобалансе, является не завышение прогнозов электропотребления, которые были использованы при формировании генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики и обосновании программы ДПМ. В генеральной схеме до 2020 г., разработанной в 2006-2008 гг., действительно был заложен завышенный прогноз со среднегодовым ростом электропотребления 4,1%. В условиях роста экономики после экономического спада 90-х годов и неопределенности прогнозов электропотребления было принято решение перестраховаться и если и ошибиться, то в сторону избытка мощности. Фактическая динамика электропотребления сложилась с ростом мене 1%. Но также в генсхеме были предусмотрены значительные объемы вывода старых мощностей из эксплуатации. При более медленном росте электропотребления по сравнению с прогнозным избытки мощности в балансе должны скомпенсироваться увеличением масштаба выводов старых мощностей из эксплуатации. В генсхеме закладывался объем выводов 50 ГВт, на практике этот объем оказался гораздо скромнее — 16,4 ГВт. Если электропотребление – это внешняя по отношению к отрасли тенденция, отражающая состояние экономики, на которую электроэнергетики слабо влияют, то управление пропорциями энергобаланса и ускорение вывода старых электростанций из эксплуатации это центральные задачи отраслевого управления в условиях отсутствия конкурентного рынка мощности. Эффективное решение этих задач позволило бы адаптироваться к изменяющемуся спросу. К сожалению в постреформенный период управление балансом было потеряно, а планы по выводу из эксплуатации старых мощностей не были реализованы.

В условиях избытка генерирующей мощности ухудшились показатели эффективности использования мощностей, главным образом мощностей ТЭС.

Динамика коэффициентов использования установленной мощности (КИУМ) по типам электростанций ЕЭС России представлена в таблице 6.

Таблица 6. КИУМ по типам электростанций ЕЭС России

КИУМ ТЭС за 10 лет снизился на 8,3 процентных пункта. КИУМ АЭС вырос на 3,5 процентных пункта. КИУМ ГЭС вырос на 2,3 процентных пункта.

В результате роста уровня загрузки АЭС, ГЭС и ВИЭ тепловые электростанции вытесняются в полупиковую и пиковую зоны графика нагрузок. Это особенно негативно влияет на действующие ТЭЦ, которые вынуждены участвовать в регулировании и работать в неэффективном конденсационном режиме. В результате ТЭЦ постепенно вытесняются с оптового рынка в связи с высокими, неконкурентными ценами на мощность. Данное обстоятельство служит стимулом развития потребителями собственной генерации и их уходу с оптового рынка.

Сетевые мощности

За прошедшие годы (2007-2017 гг.) благодаря внедрению RAB-¬регулирования и привлечению инвестиций в развитие сетей были обеспечены значительные вводы сетевых мощностей – более 73500 МВА мощностей подстанций и 35965 км линий электропередачи классов напряжения 220-750 кВ.

Сети высокого напряжения

Данные о вводах сетевых объектов за период 2007-2017 гг. по классам напряжения 220-750 кВ приведены в таблице 7, а наиболее крупные, значимые сетевые объекты – в списке 1.

Таблица 7. Вводы сетевых объектов в 2007 – 2017 гг.

Список 1. Вводы наиболее крупных, значимых сетевых объектов

2017 год

• ПС 500 кВ Озерная –501 МВА
• ПС 500 кВ Чагино – 200 МВА
• ВЛ 500 кВ Белобережская – Елецкая – 258,86 км
• ВЛ 500 кВ Тобол – Тюмень – 249,4 км
• ВЛ 500 кВ Нелым – Тобол –175,9 км

2016 год

• ПС 500 кВ Озерная – 501 МВА
• ПС 500 кВ Балашовская – 250 МВА
• ПС 500 кВ Чагино – 200 МВА
• ПС 500 кВ Белобережская– 501 МВА
• ВЛ 500 кВ Сургутcкая ГРЭС–2 – Святогор – 139,9 км
• ВЛ 500 кВ Кубанская – Тамань – 126,10 км

2015 год

• ПС 500 кВ Восход – 668 МВА
• ПС 500 кВ Донская – 500 МВА
• ПС 500 кВ Енисей – 801 МВА
• ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Тихорецк – 335,6 км.
• ВЛ 500 кВ Донская – Донбасская – 334,38 км
• ВЛ 500 кВ Итатская – Абаканская – 273,00 км
• ВЛ 500 кВ Восход – Витязь – 342,48 км
• ВЛ 500 кВ Донская–Елецкая – 212,49 км
• ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Нижегородская – 285,1 км

2014 год

• ПС 500 кВ Ангара – 1002 МВА
• ПС 500 кВ Енисей – 801 МВА
• ПС 500 кВ Курчатовская – 501 МВА
• ПС 500 кВ Кубанская – 501 МВА
• ПС 500 кВ Донская – 500 МВА
• ВЛ 500 кВ Курчатовская – Шагол – 224,41 км
• ВЛ 500 кВ Курчатовская – Южная – 134,653 км
• ВЛ 500 кВ Ангара – Озерная – 265,16 км
• КВЛ 500 кВ Богучанская ГЭС – Озерная – 330 км
• ВЛ 500 кВ Исеть – Козырево – 136,24 км
• ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС – Исеть – 117,6 км
• ВЛ 500 кВ Красноармейская – Газовая – 106,217 км

2013 год

• ПС 500 кВ Арзамасская – 1001 МВА
• ПС 500 кВ Белозерная – 501 МВА
• ПС 500 кВ Елабуга – 250 МВА
• ВЛ 500 кВ Кирилловская – Трачуковская – 138 км
• ВЛ 500 кВ Помары–Удмуртская – 295,6 км
• КВЛ 500 кВ Богучанская ГЭС – Ангара – 150 км
• ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС–Амурская – 360,2 км
• ВЛ 500 кВ Елабуга – Удмуртская –117,7 км
• ВЛ 500 кВ Курган – Витязь – 289,21 км

2012 год

• ПС 750 Грибово – 2502 МВА
• ПС 500 кВ Ангара – 1002 МВА
• ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Грибово – 254,9 км

2011 год

• ПС 750 Ленинградская
• ПС 750 Белозерская
• ПС500 Калужская
• ПС 500 Бескудниково
• ПС 500 Красноармейская
• ПС 500 Кузбасская – 801
• ВЛ 500 Фроловская – Шахты 358 км
• ВЛ 500 Сургутская ГРЭС–2 – Магистральная – 158,325 км
• ВЛ 500 Северная – БАЗ – 202,5 км
• ВЛ 500 Амурская – Хэйхэ 160,23 км

2010 год

• ПС 500 Невинномысск – 1002МВА
• ПС 500 Очаково (Москва) – реконструкция (МВА – не указано, новое КРУЭ)
• ПС 500 Арзамасская – 501МВА
• ПС 500 Нижегородская – 501МВА
• ВЛ 500 Кубанская–Тихорецк 285,65км
• ВЛ 500 Ростовская АЭС – Невинномысск – 416,04 км

2009 год

• ПС 500 кВ Пересвет – 1002 МВА
• ПС 500 кВ Соболи – 500 МВА
• ПС 500 кВ Новокаширская (АТ500х500)
• ПС 500 кВ Трачуковская (АТГ500х501)
• ПС 500 кВ Пыть–Ях (АТГ500х501)
• ПС 500 кВ Емелино (АТГ500х501)
• ПС 500 кВ Владивосток (АТ500х501)
• ВЛ 500 кВ Дальневосточная – Владивосток – 94,6 км

2008 год

• ПС 500 кВ Западная – 1002 МВА
• ПС 500 кВ Емелино – 501 МВА
• ПС 500 кВ Бескудниково
• ПС 500 кВ Радуга
• ВЛ 500 кВ Белый Раст – Западная
• ВЛ 500 кВ Западная – Очаково
• ВЛ 500 кВ Михайловская – Новокаширская
• ВЛ 500 кВНовокаширская – Пахра
• ВЛ 500 кВ Муравленковская – Тарко–Сале (105,9 км)
• ВЛ 500 кВ Холмогорская – Тарко–Сале (210,9 км)
• ВЛ 500 кВ Красноленинская – КГПЗ (85,4 км)
• ВЛ 500 кВ Луговая – Ильково (414,06 км)
• ВЛ 500 кВ Курган – Козырево (279 км)
• ВЛ 500 кВ Тыреть – Ключи
• ВЛ 500 кВ Ключи – Иркутская

2007 год

• ПС 500 кВ Сибирь
• ВЛ 500 кВ Таврическая – Сибирь – 361 км
• ВЛ 500 кВ Сибирь – Заря – 370 км
• ВЛ 500 кВ Холмогорская – Муравленковская – 500 км
• ВЛ 500 кВ Борино – Воронежская
• ВЛ 500 кВ Воронежская – Нововоронежская

«Компании»

«Новости»

ОАО «Мечел» выплатит дивиденды по обыкновенным акциям за 2011 год в размере 8,06 руб. на одну акцию

Избрать членами Совета директоров ОАО «Мечел»: Артура Дэвида Джонсона, Гусева Владимира, Евтушенко Александра, Зюзина Игоря, Кожуховского Игоря, Михеля Евгения, Проскурню Валентина, Роджера Яна, Тригубко Виктора.
ссылка: http://www.finmarket.ru/z/nws/ news.asp?id=2978410

Когенерация позволит России отказаться от ввода 50 ГВт

Замена действующих в России котельных на объекты когенерации позволит существенно увеличить выработку электроэнергии, сэкономив на вводе новых мощностей. Об этом заявил генеральный директор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) Игорь Кожуховский, выступая сегодня на 9-ом форуме «Российская электроэнергетика».
«Мы анализировали теплоэнергетический комплекс нашей страны, муниципальные образования, количество котельных и другие параметры. Если заменить котельные на установки когенерации, то можно получить прирост распределенного производства электрической энергии минимум в объеме 250 млрд кВтч. Это эквивалентно более 50 ГВт мощности. Практически можно отказаться от 50 ГВт в тех планах, которые обозначает генеральная схема», – сказал Игорь Кожуховский.
ссылка: http://www.smartgrid.ru/ smartgrid/news/2012/05/ news116.html

Игорь Кожуховский: «Потребителю не понятно, что происходит в электроэнергетике»

Говоря о проблемах современной электроэнергетики с точки зрения потребителя, генеральный директор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) Игорь Кожуховский озвучил недостаточную конкуренцию при выборе поставщиков энергии, проблему перекрестного субсидирования, низкую надежность и достаточно быстрый рост цен на электроэнергию.
ссылка: http://www.energotrade.ru

Игорь Кожуховский: «Централизованная модель развития электроэнергетики становится неэффективной»

Степень централизации российской электроэнергетики больше, чем во всем остальном мире, заявил глава АПБЭ Игорь Кожуховский, отвечая на вопрос о перспективах развития отечественной энергетики.
ссылка: http://www.smartgrid.ru/ smartgrid/news/2012/07/news36. html

ФСК и АПБЭ подписали с МЭА 3−летний меморандум о взаимопонимании

От имени ОАО «ФСК ЕЭС» документ подписал предправления Олег Бударгин, от имени АПБЭ - гендиректор Игорь Кожуховский, от имени МЭА – исполнительный директор Мария ван дер Хувен.

«Стороны договорились о сотрудничестве в области электроэнергетики, чистых угольных технологий, распределенной генерации и возобновляемых источников энергии, технологий smart grid в целях содействия их распространению в России, а также совершенствования инструментов формирования российской энергетической политики, в частности в сфере электрогенерации, электросетей и розничного рынка электроэнергии», - говорится в пресс-релизе.
ссылка: http://www.bigpowernews.ru/ news/document42784.phtml

Игорь Кожуховский: реформа энергетики изначально предполагала очень сильное участие государства

Участники рынка стараются во всем находить свои положительные стороны. Директор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике Игорь Кожуховский считает, что, несмотря на перегибы и отступления, реформа энергетики скорее жива, чем наоборот. Впрочем, жива реформа или мертва, цели своей она явно не достигла, поскольку большая часть энергооборудования находится в критическом состоянии.
ссылка: http://www.e-apbe.ru/media_ about_us/detail.php?ID=200331

Игорь Кожуховский: «Начался процесс ухода промышленных потребителей от большой электроэнергетики»

В нашей централизованной электроэнергетике потребитель абсолютно бесправен с точки зрения возможности управления своим электроснабжением, с развитием малой энергетики потребитель становится ещё и производителем электроэнергии. Об этом в интервью «Голосу России» рассказал генеральный директор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике Игорь Кожуховский.
ссылка: http://www.e-apbe.ru/media_ about_us/detail.php?ID=196040

Прибыльный энергобизнес: как это будет по‑русски

В своем выступлении генеральный директор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике Игорь Кожуховский рассказал о корректировке Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики и необходимости разработать экономические механизмы, обеспечивающие развитие отрасли. Глава АПБЭ остановился также на продолжении политики либерализации в энергетике, совершенствовании рынка электроэнергии и мощности, точнее, усилении дифференциации между дневными и ночными ценами для окупаемости ГАЭС, введение ценовых надбавок для ВИЭ и др. Для привлечения инвесторов господин Кожуховский призвал использовать механизм гарантирования инвестиций, в том числе корректировку документов и постановлений по договорам на поставку мощности, а также полномасштабное внедрение системы долгосрочного регулирования тарифов (RAB-регулирование).
ссылка: http://www.e-apbe.ru/media_ about_us/detail.php?ID=199380

Гигаватт под вопросом: Россию ждет дефицит генерирующих мощностей

В соответствии с прогнозом, изложенным в схеме, электропотребление в России должно расти на 2% в год и к 2030 г. увеличиться до 1 трлн 553 млрд кВт/ч с текущих 1 трлн 21 млрд кВт/ч. Однако прогноз этот, как неоднократно заявлял один из авторов схемы размещения объектов, бывший замминистра топлива и энергетики России, гендиректор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) Игорь Кожуховский, во многом основывается на том, что в период действия документа в России будут внедряться энергосберегающие технологии, а также на постулате повышения энергетической эффективности российской экономики, то есть на идеальных факторах. В действительности же потребности экономики в новых мощностях и, как следствие, инвестициях могут быть значительно выше.
ссылка: http://www.e-apbe.ru/media_ about_us/detail.php?ID=188350

Российская промышленность развивает собственную генерацию

По мнению генерального директора АПБЭ Игоря Кожуховского, внедрение собственной генерации спровоцирует увеличение котлового тарифа на передачу электроэнергии.
ссылка: http://www.smartgrid.ru/ smartgrid/pointofview/2011/ pointofview30.html

Игорь Кожуховский: Что станет драйвером развития интеллектуальной электроэнергетики?

Что станет драйвером развития интеллектуальной электроэнергетики? Это более принципиальный вопрос, чем спор о том, что же будет драйвером развития систем передачи энергии. Об этом в своей статье гендиректор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике Игорь Кожуховский.
ссылка: