Kozhukhovsky Igor Stepanovič Federalna državna budžetska institucija Ruska energetska agencija. Kožuhovski Igor Stepanovič. – Da li ste imali lični odnos sa Gajdarom?
MOSKVA, 23. avgusta (BigpowerNews) Generalni direktor Agencije za prognoziranje bilansa u elektroprivredi Igor Kožuhovski imenovan je za zamenika generalni direktor Federalna državna budžetska institucija "Ruska energetska agencija" Ministarstva energetike Ruske Federacije, navodi se u izvještaju APBE.
On će nadgledati stvaranje i razvoj države informacioni sistem kompleks goriva i energije Ruska Federacija(GIS TEK).
Kako je saopšteno, „da bi se povećala efikasnost ovog posla“, biće stvoren Jedinstveni centar za informacije, analize i prognoze u sektoru goriva i energije na bazi Ruske energetske agencije, čiji će rad takođe nadgledati I. Kozhukhovsky.
« Nova struktura koncentrisaće aktivnosti u oblasti formiranja i rada GIS gorivnog i energetskog kompleksa, izrade prognostičkih, analitičkih i strateških dokumenata, kao što su generalni izgled elektroenergetskih objekata, kratkoročni, srednjoročni i dugoročni prognostički bilansi elektroprivredu i kapacitete Ruske Federacije, prognozu bilansa goriva i energije industrije, praćenje i analizu funkcionisanja energetskog sektora, formiranje i održavanje baza podataka o glavnim stvarnim i prognoziranim pokazateljima elektroprivrede, analizu uticaj kompleksa goriva i energije na okruženje i klime, predviđanje razvoja energetike, razvoj tehnika analize i inovativni razvoj elektroprivrede”, navodi se u saopštenju.
Igor Stepanovič Kožuhovski
1978. diplomirao je na Sibirskom metalurškom institutu diplomu inženjera automatizacije metalurške proizvodnje, a 1985. diplomirao rudarskog elektroinženjera.
Godine 2003. odbranio je disertaciju „Restrukturiranje ruske industrije uglja“ za zvanje kandidata ekonomskih nauka.
Autor je više od trideset članaka o različitim temama ekonomska politika u oblasti električne energije.
Od 1978. do 1982 radio je kao inženjer prvo u Kuznjeckoj metalurškoj fabrici, a zatim u Sibirskom metalurškom institutu.
Od 1982. do 1990. godine savladao je rad rudara „iznutra“ u rudniku Abaševskaja, p/o Yuzhkuzbassugol, radeći na različitim pozicijama: podzemni rudar, podzemni električar, podzemni mehaničar, rukovodilac gradilišta.
Godine 1990. postao je predsjednik stalne ekonomske komisije Novokuznjeckog gradskog vijeća narodnih poslanika. 1991. - na čelu Fonda socijalnog jamstva.
Godine 1993. pozvan je da radi u Ministarstvu ekonomije Ruske Federacije, gdje je bio načelnik odjeljenja, načelnik Odjeljenja za društveno-ekonomske probleme regiona rudarstva uglja, zatim rukovodio Odjeljenjem za ekonomiju industrija uglja.
Od 1997. do 1999. godine – zamjenik ministra goriva i energetike Ruske Federacije.
Od 1999. do 2008. radio je u RAO UES Rusije, rukovodio je Odeljenjem za planiranje i ekonomske analize(od 2000. – Odjeljenje za ekonomsku politiku).
Od 2005. do 2013. godine bio je generalni direktor ZAO Agencija za prognoziranje bilansa u elektroprivredi.
Od 2013. godine zamjenik generalnog direktora Federalne državne budžetske institucije „Ruska energetska agencija“ Ministarstva energetike Ruske Federacije.
Predsednik Podkomiteta za energetsku politiku i energetsku efikasnost Komiteta za energetiku Ruskog saveza industrijalaca i preduzetnika, član Naučno-metodološkog saveta Federalne službe državna statistika(Rosstat), kopredsjedavajući Tehnološke platforme „Mala distribuirana energija“, predsjednik Nacionalne asocijacije proizvođača i potrošača pepela i šljake, član Komiteta Trgovinsko-industrijske komore RF za energetsku strategiju i razvoj goriva i energetski kompleks.
Igor Kozhukhovsky
Tokom 2000-ih izvršene su velike transformacije u elektroprivredi i izvršena je tranzicija sa tradicionalnog industrijskog modela na model konkurentske industrije kako bi se postigla veća efikasnost u njenom funkcionisanju. Zamjenik generalnog direktora Federalne državne budžetske institucije “Ruska energetska agencija” Igor Stepanovič Kožuhovski govori o reformama u energetskom sektoru.
Zamjenik generalnog direktora Federalne državne budžetske institucije "Ruska energetska agencija" Ministarstva energetike Rusije
Igor Stepanovič Kožuhovski
Hronologija glavnih događaja reforme
Tokom 1992-2008 zemlja je izvršila tranziciju u tržišni model funkcionisanje elektroprivrede.
U avgustu 1992. godine, Ukazom predsjednika Ruske Federacije, osnovan je OJSC RAO UES Rusije.
U julu 1996. godine, Vlada Ruske Federacije je odobrila osnovne principe za funkcionisanje i razvoj federalnog (sveruskog) veleprodajnog tržišta električne energije (kapaciteta).
U aprilu 1997. godine Ukazom predsjednika Ruske Federacije odobrene su glavne odredbe strukturne reforme u oblastima prirodnih monopola, uključujući i elektroenergetsku industriju.
Glavni pravci za reformu elektroprivrede Ruske Federacije postavljeni su Uredbom Vlade br. 526 od 11. jula 2001. godine „O reformi elektroprivrede Ruske Federacije“.
Zakonsku osnovu za dalju reformu industrije na principima konkurentnosti činio je paket usvojen 2003. savezni zakoni“O elektroprivredi” i drugim zakonskim i regulatornim aktima.
Najvažniji rezultati reforme elektroprivrede
Strukturne transformacije
U periodu od 2004. do 2008. godine izvršene su velike transformacije u industriji i izvršena tranzicija sa tradicionalnog industrijskog modela elektroprivrede na konkurentski model industrije u cilju postizanja veće efikasnosti njenog funkcionisanja kroz razvoj konkurentskih odnosa u proizvodnji i prodaji električne energije i ekonomski zdravo regulisanje usluga monopolske infrastrukture industrije.
Kao rezultat velikih strukturnih reformi, struktura ruske elektroprivrede se radikalno promijenila. Iz regionalnih vertikalno integrisanih energetskih sistema (AO-energos) identifikovane su potencijalno konkurentne aktivnosti u proizvodnji i prodaji električne energije, uslugama popravki i održavanja.
U sektoru proizvodnje električne energije stvorene su velike proizvođačke kompanije na veliko tržište (WGC) i teritorijalne proizvodne kompanije (TGC). OGK je ujedinio velike kondenzacijske termoelektrane. TGC uglavnom uključuju kombinovane toplotne i elektrane (CHP), koje proizvode i električnu i toplotnu energiju. Šest od sedam WGC-a formirano je iz termoelektrana (TE), a jedan (PJSC RusHydro) iz hidroelektrana. WGC su formirane na eksteritorijalnom principu i objedinjene termoelektrane koje se nalaze na teritoriji različitih konstitutivnih entiteta Ruske Federacije, a njihov sastav je formiran uzimajući u obzir potrebu minimiziranja njihove tržišne snage u svakoj tržišnoj zoni.
Prirodno monopolske aktivnosti vezane za prenos električne energije i operativnu dispečersku kontrolu ostale su u sferi vladina regulativa i stavljeni su pod državnu kontrolu.
Magistralne mreže napona od 220 kV i više bile su pod kontrolom Federalne mreže mreže (PJSC FGC UES). Distributivne mreže su integrisane u međuregionalne distributivne mreže preduzeća objedinjene u holding kompaniju AD IDGC Holding. Kasnije su PJSC FGC UES i JSC IDGC Holding uključeni u PJSC Rosseti. Na osnovu preostalih električnih mreža u vlasništvu velikih industrijskih potrošača, regionalnih, opštinskih i drugih vlasnika, formirana su brojna teritorijalna mrežna preduzeća.
U sklopu jedinstvenog (sve-ruskog) operatora sistema (JSC SO UES), konsolidovane su Centralna dispečerska direkcija (CDD), Ujedinjene dispečerske direkcije (UDU) i regionalne dispečerske direkcije bivših AO-energo.
Na svim teritorijama snabdijevanja električnom energijom koje su uključene u tržišne zone, odabrane su kompanije za prodaju energije (uglavnom stvorene na bazi nekadašnjih AO-energos), koje su imale monopolsku funkciju snabdjevača u krajnjoj instanci (u daljem tekstu GS) u svojim oblastima delovanja. Poslovi Državnog preduzeća obuhvataju snabdevanje i plaćanje utrošene električne energije za sve potrošače koji im se obrate.
Formiranje tržišta
Veleprodajno tržište električne energije
Razdvajanje konkurentskih i monopolističkih djelatnosti u elektroprivredi omogućilo je stvaranje potrebnih strukturni uslovi pokrenuti konkurentno veleprodajno tržište električne energije i kapaciteta. Teritorije zemlje na kojima je uvedeno konkurentno veleprodajno tržište sa slobodnim cijenama električne energije (cjenovne zone) pokrivale su evropski dio zemlje i Sibir sa obimom potrošnje električne energije 95% od ukupnog obima potrošnje električne energije u zemlji. U udaljenim regionima sa izolovanim (ili sa slabim mrežnim vezama sa Jedinstvenim energetskim sistemom Rusije) sistemima napajanja - ovo je Daleki istok i pojedinačne regije u Sibiru i evropskom dijelu Rusije nije uvedeno tržište i slobodne cijene. Tamo je očuvan netržišni tarifni sistem. Zvale su se necjenovne zone.
U okviru veleprodajnog tržišta stvorena su konkurentna tržišta - tržište dan unaprijed (DAM) i balansno tržište (BR), bliska ciljnom modelu i modelima sličnih tržišta u svijetu. Štaviše, DAM je prvo tržište električne energije u Evropi sa čvornim cijenama.
Obim prodaje u cjenovnim zonama veleprodajnog tržišta električne energije u 2017. godini iznosio je 1027,4 milijarde kWh godišnje, 80% ovog obima prodato je u konkurentskom sektoru (DAM i BR). Regulisani ugovori (netržišni sektor) čine oko 16%. Ostalo su besplatni bilateralni sporazumi.
Izvodi snage
Za razliku od tržišta električne energije, zemlja još nije stvorila konkurentno tržište električne energije sa jedinstvenom ravnotežnom cijenom električne energije za dobavljače i kupce u relevantnim zonama odvoda snage.
Postojeće tržište kapaciteta karakteriše niz mehanizama preuzimanja snage, od kojih većina ne koristi mehanizme tržišnog određivanja cijena. Trenutno se odabir/plaćanje za proizvodne kapacitete vrši putem:
- konkurentno priključno vratilo (PTO) (glavna aukcija);
- plaćanja za režim prinudne proizvodnje (regulisana tarifa);
- ugovori o snabdijevanju kapaciteta (CSA) za termoelektrane (netržišni odabir);
- CSA za NE/HE (nekonkurentna i netržišna selekcija);
- CSA RES (netržišni odabir);
- konkurentski izbor kapaciteta iz novih proizvodnih objekata (NVO KOM) (dodatne lokalne aukcije);
- besplatni ugovori o prodaji kapaciteta (SDM).
Veliki problem i dalje ostaje značajna razlika u cijeni između jeftine “stare” i skupe “nove” struje.
Drugi problem je "neprikladna" upotreba tržišnih mehanizama- pored stvarnog plaćanja za proizvodni kapacitet, potrošači veleprodajnog tržišta financiraju troškove koji nisu vezani za tržište - kao što je plaćanje CSA MSW (postrojenja za odlaganje čvrstog otpada) i unakrsne subvencije za Daleki istok, Krim i Kalinjingradsku oblast, što pogoršava konkurentnost veleprodajnog snabdevanja električnom energijom.
Tržišta sistemskih usluga
Formiran je centralizovani mehanizam za odabir sistemskih usluga preko operatora sistema. Međutim, mehanizmi konkurentne selekcije nisu pokrenuti ni za jednu vrstu sistemskih usluga.
Maloprodajna tržišta električne energije
Gotovo da nema konkurencije među komercijalnim prodajnim kompanijama na maloprodajnim tržištima električne energije. Glavne količine električne energije na maloprodajnom nivou isporučuju se preko garantovanih snabdevača.
Funkcija garantovanja dobavljača u današnjem modelu preneta je na prodajne kompanije koje ulaze u neravnopravnu konkurenciju sa komercijalnom prodajom. Komercijalna prodaja ga gubi. Unificirana baza podataka Niko ne vodi podatke o potrošačima u regionu. Promjena dobavljača u krajnjoj instanci u stečaju postaje problem.
Po našem mišljenju, potrebno je revidirati model DP-a - ostaviti DP u suštini sa monopolskom funkcijom dobavljača električne energije „iz poslednje ruke”, isključujući mogućnost da DP funkcioniše kao komercijalno prodajno preduzeće, i preći na mrežno DP. model. U određenom broju regiona, funkcije dobavljača garancija u stečaju privremeno se prenose na mrežne kompanije, u očekivanju konkurentskog izbora novog DP-a. Konsolidacija elektroenergetskih mreža i dobavljača u krajnjoj nuždi, uključujući njihove komercijalne distributivne aktivnosti, dodatno povećava monopolizaciju maloprodajnih tržišta u ovim regijama. Neophodno je da se na maloprodajnim tržištima takmiče samo komercijalna prodajna preduzeća sa jednakim statusom, a državna preduzeća obavljaju samo garantne funkcije i ne učestvuju u konkurenciji.
Potrebno je pokrenuti novi konkurentski model za maloprodajno tržište električne energije, ali je još uvijek u raspravi/razvoju.
Tržišna infrastruktura
Za podršku funkcioniranju i dalji razvoj tržišta u elektroprivredi, formirana je neophodna tržišna infrastruktura industrije, uključujući:
- Savjeti o tržištu - u osnovi novi mehanizam upravljanje trgovinskim odnosima u elektroprivredi, na principima samouprave, u kojem su paritetno zastupljeni interesi svih učesnika na tržištu i države;
- Administrator sistem trgovanja veleprodajno tržište električne energije (kapaciteta);
- Centar za finansijska poravnanja veleprodajnog tržišta električne energije.
Ključni indikatori i pokazatelji rada elektroprivrede u postreformskom periodu
Rast potrošnje električne energije
Stvarna potrošnja električne energije u Rusiji za period 2008-2016. povećan za 7,1%, au Jedinstvenom energetskom sistemu Rusije - za 6,9% (Sl. 1).
Rice. 1. Dinamika potrošnje električne energije u Rusiji i Jedinstvenom energetskom sistemu Rusije za period 2008-2017.
Dinamika stopa akcidenata u elektroprivredi i trajanje prekida u opskrbi potrošača električnom energijom
Zahvaljujući reformi elektroprivrede, rast potrošnje električne energije u privredi pouzdano je osiguran proizvodnjom električne energije uz smanjenje stope akcidenata na proizvodnim i elektroenergetskim objektima.
Prema podacima Operatora sistema, stopa nezgoda je generalno smanjena, sa izuzetkom nezgoda povezanih sa oštećenjem (kvarovima) sistema automatike i telemehaničke.
Broj akcidenata na proizvodnim objektima smanjen je sa 4,5 hiljade. u 2011. godini do 3,8 hiljada jedinica. u 2017. godini, broj nesreća u električne mreže smanjen sa 19,6 hiljada jedinica. u 2011. do 15 hiljada jedinica. u 2017. Opšte stope nezgoda u UES Rusije za period 2011-2017. date su u tabeli. 1.
Tabela 1. Stope akcidenata u elektranama sa instaliranom snagom od 25 MW ili više iu električnim mrežama napona 110 kV i više (u Jedinstvenom energetskom sistemu Rusije)*
*Pripremljeno u skladu sa kriterijumima definisanim Pravilima za istraživanje uzroka nesreća u elektroprivredi, odobrenim Uredbom Vlade Ruske Federacije od 28. oktobra 2009. br. 846.
By određene vrste opreme, dinamika nezgoda varira. Dok su nesreće na kotlovskoj opremi smanjene, stopa nezgoda na turbinskoj opremi se povećala. Stope nezgoda prema vrsti oštećene (neispravne) opreme i uređaja date su u tabeli. 2.
Tabela 2. Stope nezgoda prema vrsti oštećene (neispravne) opreme i uređaja
| Nesreće po vrsti | Udio od ukupnog broja nesreća, % | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | |
| Elektrane sa instaliranom snagom od 25 MW ili više (u Jedinstvenom energetskom sistemu Rusije) | |||||||
| Oštećenje kotlovske opreme | 40,6 | 38,7 | 33,8 | 34 | 28 | 25,8 | 20,4 |
| Oštećenje turbinske opreme (sve vrste) | 18,4 | 20,4 | 21,5 | 21 | 21 | 21,7 | 22,7 |
| Oštećenje pomoćne dura mater | 9,1 | 10 | 10,8 | 8 | 10,5 | 12,7 | 9,8 |
| 5,6 | 5,5 | 5,4 | 7 | 7,5 | 9 | 9,6 | |
| Oštećenje rasklopne opreme 110 kV i više i transformatora | 5,2 | 5,3 | 7,2 | 7,5 | 7,5 | 7,6 | 8,1 |
| Oštećenje generatora i sinhronih kompenzatora | 5 | 5,2 | 6,2 | 5 | 6 | 6,6 | 7,9 |
| Oštećenje električne opreme 6-35 kV | 6 | 6,7 | 6,8 | 6 | 6 | 5,3 | 5,3 |
| 4,3 | 5,1 | 5,1 | 4,5 | 5,5 | 4,6 | 7,7 | |
| 0,8 | 1,4 | 2,5 | 3 | 3 | 4 | 5,8 | |
| Električne mreže napona 110 kV i više (u Jedinstvenom energetskom sistemu Rusije) | |||||||
| Električni vodovi 110 kV i više | 85,7 | 84,2 | 84,4 | 82 | 76,8 | 75,6 | 73,2 |
| 10,2 | 10,9 | 10,7 | 14 | 15,9 | 16,6 | 17,6 | |
| Nepravilno djelovanje uređaja relejne zaštite | 2,9 | 3,1 | 2,9 | 2,7 | 4 | 4,6 | 5,3 |
| Smetnje u radu SDTU | 0,9 | 1,2 | 1,2 | 1 | 2,9 | 3,2 | 3,7 |
Uz generalno smanjenje stope akcidenata na elektroenergetskim objektima UES Rusije za period 2011-2017. Došlo je do povećanja broja nezgoda povezanih sa oštećenjem (kvarom) sistema automatike i telemehaničke opreme u elektranama i u električnim mrežama - URZA (uređaji relejne zaštite i automatizacije), SDTU (sistemi za upravljanje dispečerskim procesom) (tabela 3).
Tabela 3. Stope akcidenata sistema automatike i telemehaničke opreme u elektranama i električnim mrežama
| Oštećenja (kvarovi) po vrsti | Broj nesreća | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | |
| Elektrane | |||||||
| Nepravilno djelovanje tehnoloških zaštita i termičke automatike | 252 | 249 | 234 | 311 | 318 | 347 | 357 |
| Nepravilno djelovanje uređaja relejne zaštite | 193 | 230 | 221 | 200 | 233 | 177 | 286 |
| Nepravilnosti u radu SDTU i kontrolnih sistema | 36 | 63 | 108 | 133 | 127 | 154 | 216 |
| Električne mreže | |||||||
| Oprema trafostanice 110 kV i više | 1997 | 2106 | 2126 | 2672 | 2641 | 2648 | 2655 |
| Nepravilno djelovanje uređaja relejne zaštite | 568 | 599 | 576 | 515 | 664 | 734 | 800 |
| Smetnje u radu SDTU | 176 | 232 | 238 | 191 | 482 | 511 | 558 |
U oblasti kompleksa distributivne mreže u poslednjih godina Takođe postoji tendencija smanjenja stope nezgoda. Tako je prema PJSC Rosseti u 2016. godini u Grupi kompanija Rosseti u 2016. godini zabilježeno 10,3% manje tehnoloških prekršaja u mreži 6 kV i više nego u 2015. godini, a specifična stopa nesreća smanjena je za 12% (u odnosu na 2014. – za 34%). Prosječno trajanje tehnoloških poremećaja povezanih sa prekidima u opskrbi potrošača električnom energijom smanjeno je za 4% (u odnosu na 2014. godinu - za 6,7%) (Sl. 2).
Izvor: PJSC Rosseti
Rice. 2. Specifična stopa akcidenta i prosječno trajanje tehnoloških poremećaja u mreži 6 kV i više
Trajanje prekida u opskrbi električnom energijom potrošača u mreži 6 kV i više kao rezultat tehnoloških prekršaja i dalje značajno varira na pojedinim teritorijama poslovanja podružnica i filijala Rosseti PJSC (Sl. 3).
Izvor: PJSC Rosseti
Rice. 3. Prosječno trajanje prekida napajanja potrošača u mreži od 6 kV i više, kao rezultat tehnoloških prekršaja u podružnicama i podružnicama Rosseti PJSC u 2016. (sati)
Glavni razlog narušavanja pouzdanosti elektromrežnog kompleksa je habanje opreme (20,7% slučajeva), drugi važni razlozi su uticaj ponovljenih prirodnih događaja, pada drveća na žice izvan sigurnosne zone nadzemnih vodova i operativni nedostaci (16,7%, 14,1% i 13,3% respektivno).
Povećana efikasnost goriva
Zahvaljujući uvođenju moderne proizvodne opreme (prvenstveno CCGT) i optimizaciji raspodjele opterećenja između elektrana, povećana je efikasnost korištenja goriva u termoelektranama (sl. 4 i 5). Koeficijent korisna upotreba gorivo u termoelektranama karakteriše efikasnost upotrebe goriva za proizvodnju električne i toplotne energije istovremeno. U postreformskom periodu značajno se povećao.
Izvor: industrijski izvještaji ruskog Ministarstva energetike. Podaci za 2017. godinu su preliminarni
Rice. 4. Dinamika faktora efikasnosti goriva u termoelektranama u Elektroprivredi od 1992. do 2017. godine
U periodu od 2008. do 2017. godine specifična potrošnja ekvivalentnog goriva za snabdijevanje električnom energijom smanjena je za 24 gce/kWh i dostigla vrijednost od 312 gce/kWh. Glavni faktor koji je odredio ovakvu pozitivnu dinamiku je puštanje u rad CCGT jedinica u okviru CSA mehanizma.
Istovremeno, specifična potrošnja ekvivalentnog goriva za oslobađanje toplote iz kolektora elektrane porasla je za 3 kg ekvivalentnog goriva/Gcal i u 2017. godini iznosila je 147 kg ekvivalentnog goriva/Gcal. Glavni faktor koji je odredio ovaj negativni trend je nisko toplotno opterećenje puštenih u rad CCGT jedinica, njihova „neintegracija“ u tržišta toplotne energije, masovna izgradnja kotlarnica i stagnacija razvoja kombinovane proizvodnje toplotne i električne energije.
Izvor: Industrijski izvještaji Ministarstva energetike Rusije
Rice. 5. Prosječna vrijednost specifične potrošnje standardnog goriva za snabdijevanje električnom i toplotnom energijom termoelektrana Ruske Federacije u periodu od 1992. do 2017. godine
Kombinovani efekat izraženog pozitivnog trenda smanjenja URUT-a na snabdevanje električnom energijom i negativne dinamike rasta ULUT-a na snabdevanje toplotom izražen je u ukupnom pozitivnom trendu rasta efikasnosti goriva prikazanom na Sl. 4.
Inputi i korištenje proizvodnih kapaciteta
Reforma elektroprivrede sa prelaskom na nove mehanizme ulaganja u proizvodni i mrežni kompleks omogućila je privlačenje značajnih (uključujući privatna) ulaganja u industriju i značajno povećanje proizvodnih kapaciteta.
Ukupna ulaganja u proizvodnju i mreže u periodu 2003–2008. iznosio 1,5 triliona. rub., uključujući i period 2006–2008. — 900 milijardi rubalja.
Proizvodni kapaciteti
Puštanje u rad novih proizvodnih kapaciteta 2008-2017. iznosio je 39.784 MW, uključujući termoelektrane - 30.632 MW, hidroelektrane - 3.742 MW, nuklearne elektrane - 5.145 MW, obnovljive izvore energije - 264 MW. U strukturi puštanja u rad termoelektrana učešće CCGT i GTU iznosilo je 81%.
Stope rasta instalisanih kapaciteta ruskih elektrana u periodu 2008-2017 prikazane su u tabeli 4. (Indikator „Instalirani kapacitet“ je naveden od 1. januara odgovarajuće godine)
Struktura puštanja u pogon kapaciteta elektrane prikazana je u tabeli 5.
Tabela 4. Promjene instalisanog kapaciteta ruskih elektrana u periodu 2008-2017, GW
| Godina | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | Rast, GW |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Rusija | ||||||||||||
| Instalirana snaga | 215.4 | 216.1 | 217.3 | 220.3 | 223.6 | 228.7 | 233.6 | 240.3 | 243.2 | 244.1 | 246.9 | 31.4 |
| Inputs | 1.3 | 1.3 | 2.9 | 4.7 | 6.3 | 4.0 | 7.6 | 4.9 | 4.3 | 3.9 | 0.0 | 41.2 |
| Demontaža | 1.1 | 0.4 | 1.0 | 1.5 | 1.9 | 0.8 | 1.9 | 2.4 | 3.9 | 1.6 | 0.0 | 16.4 |
| UES Rusije | ||||||||||||
| Instalirana snaga | 210.0 | 210.6 | 211.8 | 214.9 | 218.2 | 223.1 | 226.5 | 232.5 | 235.3 | 236.3 | 239.8 | 29.8 |
| Inputs | 1.2 | 1.2 | 2.9 | 4.7 | 6.1 | 3.7 | 7.3 | 4.7 | 4.3 | 3.6 | 0.0 | 39.8 |
| Demontaža | 1.1 | 0.3 | 1.0 | 1.5 | 1.9 | 0.7 | 1.8 | 2.4 | 3.8 | 1.4 | 0.0 | 15.8 |
| Pmax | 152.2 | 151.8 | 151.3 | 149.6 | 159.0 | 149.3 | 156.1 | 149.4 | 153.2 | 152.1 | 0.0 | -0.1 |
Tabela 5. Struktura puštanja u rad proizvodnih kapaciteta u elektranama UES Rusije u periodu 2008-2017. (MW)
| Godina | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2008-2017 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ukupno | 1218,0 | 1244,4 | 2886,2 | 4688,3 | 6134,3 | 3738,4 | 7296,3 | 4710,0 | 4260,8 | 3607,5 | 39784,2 | |
| Termoelektrane | Ukupno | 1203,0 | 1198,0 | 1820,5 | 4669,3 | 3795,9 | 3071,7 | 5225,1 | 3674,8 | 2879,8 | 3093,5 | 30631,6 |
| PSU jedinice za napajanje | 330,0 | 225,0 | 225,0 | 1025,0 | 984,0 | 2789 | ||||||
| PGU | 875,0 | 248,0 | 1520,6 | 4055,5 | 3112,8 | 1841,9 | 3499,1 | 1941,3 | 1295,5 | 2139,6 | 20529,3 | |
| umreženi | 100,0 | 109,7 | 122,0 | 331,7 | ||||||||
| CHP | 263,0 | 243,0 | 43,0 | 186,6 | 216,5 | 234,5 | 585,0 | 409,0 | 120,0 | 66,4 | 2367 | |
| GTU | 63,0 | 377,0 | 140,5 | 313,3 | 234,3 | 953,4 | 906,5 | 262,7 | 246,5 | 850,6 | 4347,8 | |
| GPA | 15,6 | 2,7 | 2,5 | 42,0 | 9,5 | 36,8 | 109,9 | 37,0 | 256 | |||
| DG | 2,0 | 0,8 | 1,4 | 4,8 | 1,8 | 10,8 | ||||||
| Udio CCGT i GTU u obim puštanja u rad termoelektrana, % |
78,0% | 52,2% | 91,2% | 93,6% | 88,2% | 91,0% | 84,3% | 60,0% | 53,5% | 96,7% | 81,2% | |
| hidroelektrana | 15,0 | 46,4 | 65,7 | 19,0 | 1338,4 | 666,6 | 1001,2 | 100,0 | 170,6 | 320,0 | 3742,9 | |
| WPP | 35,0 | 35 | ||||||||||
| SES | 55,2 | 15,0 | 159,0 | 229,2 | ||||||||
| nuklearna elektrana | 1000,0 | 1000,0 | 1070,0 | 880,0 | 1195,4 | 5145,4 | ||||||
Ulazne jedinice su uglavnom davale pogonske jedinice izgrađene prema CSA mehanizmu.
Ukupni kapacitet objekata puštenih u rad u okviru CSA mehanizma iznosio je 26,5 GW. Ukupno, od planiranih 136 termogeneracijskih objekata (25.102 GW), pušteno je u rad 129 objekata (23.964 GW). U osnovi, novouvedeni objekti u okviru CSA mehanizma su elektrane sa kombinovanim ciklusom.
Veliki problem predstavlja rastući višak proizvodnih kapaciteta u bilansu stanja, koji nastaje u vezi sa značajnim puštanjem u rad novih proizvodnih kapaciteta na pozadini niskih stopa rasta potrošnje električne energije i malih obima razgradnje starih neefikasnih kapaciteta. Višak proizvodnih kapaciteta u Jedinstvenom energetskom sistemu Rusije iznosi oko 40 GW (maksimalno opterećenje 151 GW sa instaliranom snagom od 243 GW). U trenutnom tržišnom modelu, učesnici na tržištu nemaju dovoljno poticaja da povuku i zamjene zastarjele proizvodne kapacitete (kao što je npr. povećana plaćanja za zagađenje životne sredine zbog zastarele struje).
Razlog zbog kojeg je u energetskom bilansu dozvoljen tako značajan višak snage nije precjenjivanje prognoza potrošnje električne energije koje su korištene pri formiranju generalnog rasporeda elektroenergetskih objekata i opravdanosti programa ADS. Generalna šema do 2020. godine, razvijena u periodu 2006-2008. godine, zapravo je uključivala naduvanu prognozu sa prosječnim godišnjim rastom potrošnje električne energije od 4,1%. U kontekstu ekonomskog rasta poslije ekonomski pad Devedesetih godina i neizvjesnosti prognoze potrošnje električne energije odlučeno je da se igra na sigurno i, ako smo pogriješili, onda u pravcu viška snage. Stvarna dinamika potrošnje električne energije pokazala je povećanje od manje od 1%. Ali generalna shema je također predviđala značajne količine razgradnje starih kapaciteta. Uz sporiji rast potrošnje električne energije u odnosu na prognozu, višak kapaciteta u bilansu treba nadoknaditi povećanjem obima razgradnje starih kapaciteta. Generalni dizajn predviđao je izlaznu zapreminu od 50 GW, ali se u praksi pokazalo da je ova zapremina mnogo skromnija - 16,4 GW. Ako je potrošnja električne energije trend izvan industrije, koji odražava stanje privrede, na koje elektroprivrede imaju mali uticaj, onda su upravljanje proporcijama energetskog bilansa i ubrzanje razgradnje starih elektrana centralni zadaci upravljanja industrijom. u nedostatku konkurentnog tržišta električne energije. Efikasno rješavanje ovih izazova omogućilo bi prilagođavanje promjenjivoj potražnji. Nažalost, u postreformskom periodu izgubljeno je upravljanje bilansom, a planovi za dekomisioniranje starih kapaciteta nisu realizovani.
U uslovima viška proizvodnih kapaciteta došlo je do pogoršanja pokazatelja efikasnosti iskorišćenosti kapaciteta, uglavnom kapaciteta termoelektrana.
Dinamika faktora iskorištenosti instaliranih kapaciteta (IUR) po vrstama elektrana UES Rusije prikazana je u tabeli 6.
Tabela 6. ICUF prema vrsti elektrane UES Rusije
| 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| TPP | 54,6% | 49,4% | 52,9% | 52,9% | 52,4% | 49,9% | 48,6% | 47,2% | 46,7% | 46,3% |
| hidroelektrana | 40,3% | 42,9% | 40,8% | 39,9% | 39,5% | 43,1% | 40,5% | 38,3% | 42,4% | 42,3% |
| nuklearna elektrana | 79,6% | 80,3% | 81,6% | 81,4% | 82,4% | 77,9% | 81,6% | 84,7% | 81,4% | 83,1% |
| WPP | 6,8% | 5,3% | 14,8% | |||||||
| SES | 8,4% | 13,1% | 14,7% |
Faktor kapaciteta termoelektrana smanjen je za 8,3 procentna poena za 10 godina. Stopa iskorištenosti kapaciteta NEK porasla je za 3,5 procentnih poena. Kapacitet hidroelektrana povećan je za 2,3 procentna poena.
Kao rezultat povećanja nivoa opterećenja nuklearnih elektrana, hidroelektrana i obnovljivih izvora energije, termoelektrane su prisiljene u poluvršne i vršne zone rasporeda opterećenja. Ovo posebno negativno utiče na postojeće termoelektrane, koje su prinuđene da učestvuju u regulaciji i rade u neefikasnom kondenzacionom režimu. Kao rezultat toga, termoelektrane se postepeno potiskuju sa veleprodajnog tržišta zbog visokih, nekonkurentnih cijena električne energije. Ova okolnost služi kao poticaj potrošačima da razviju vlastitu generaciju i napuste veleprodajno tržište.
Kapacitet mreže
Proteklih godina (2007-2017), zahvaljujući uvođenju RAB regulacije i privlačenju investicija u razvoj mreža, osigurano je značajno puštanje u rad mrežnih kapaciteta - više od 73.500 MVA kapaciteta trafostanica i 35.965 km dalekovoda naponske klase 220-750 kV.
Mreže visokog napona
Podaci o puštanju u rad mrežnih objekata za period 2007-2017. po naponskim klasama 220-750 kV dati su u tabeli 7, a najveći, najznačajniji mrežni objekti su na Listi 1.
Tabela 7. Puštanje u rad mrežnih objekata 2007 – 2017
| Nove i modernizovane trafostanice | ||
|---|---|---|
| Klasa napona | Količina, kom | Snaga, MVA |
| 220 kV | 217 | 29570 |
| 330 kV | 44 | 9296 |
| 500 kV | 69 | 30889 |
| 750 kV | 3 | 3752 |
| Električni vodovi | ||
| Klasa napona | Količina, kom | Dužina, km |
| 220 kV | 454 | 21815,47 |
| 330 kV | 52 | 2365,24 |
| 500 kV | 71 | 11529,65 |
| 750 kV | 1 | 254,9 |
Lista 1. Ulazi najvećih, najznačajnijih mrežnih objekata
2017
- Trafostanica 500 kV Ozernaya –501 MVA
- Trafostanica 500 kV Čagino – 200 MVA
- 500 kV DV Beloberezhskaya – Yeletskaya – 258,86 km
- 500 kV DV Tobol – Tjumenj – 249,4 km
- 500 kV DV Nelym – Tobol – 175,9 km
2016
- Trafostanica 500 kV Ozernaya – 501 MVA
- Trafostanica 500 kV Balašovskaja – 250 MVA
- Trafostanica 500 kV Čagino – 200 MVA
- Trafostanica 500 kV Beloberežskaja – 501 MVA
- 500 kV DV Surgutskaja GRES-2 – Svyatogor – 139,9 km
- 500 kV DV Kubanskaja – Taman – 126,10 km
2015
- Trafostanica 500 kV Voskhod – 668 MVA
- Trafostanica 500 kV Donskaya – 500 MVA
- Trafostanica 500 kV Jenisej – 801 MVA
- 500 kV nadzemni vod Rostov NPP – Tihorecsk – 335,6 km.
- 500 kV DV Donskaya – Donbasskaya – 334,38 km
- 500 kV DV Itatskaya – Abakanskaya – 273,00 km
- 500 kV DV Voskhod – Vitjaz – 342,48 km
- 500 kV DV Donskaja–Eletskaja – 212,49 km
- 500 kV DV Kostromskaja GRES – Nižegorodskaja – 285,1 km
2014
- Trafostanica 500 kV Angara – 1002 MVA
- Trafostanica 500 kV Jenisej – 801 MVA
- Trafostanica 500 kV Kurčatovskaja – 501 MVA
- Trafostanica 500 kV Kubanskaya – 501 MVA
- Trafostanica 500 kV Donskaya – 500 MVA
- 500 kV DV Kurchatovskaya – Shagol – 224,41 km
- Nadzemni vod 500 kV Kurčatovskaja – Južna – 134.653 km
- 500 kV DV Angara – Ozernaya – 265,16 km
- KVL 500 kV Bogučanska HE – Ozernaja – 330 km
- 500 kV DV Iset – Kozirevo – 136,24 km
- 500 kV DV Reftinskaja GRES – Iset – 117,6 km
- 500 kV DV Krasnoarmejskaja – Gasovaja – 106.217 km
2013
- Trafostanica 500 kV Arzamasskaya – 1001 MVA
- TS 500 kV Belozernaya – 501 MVA
- TS 500 kV Elabuga – 250 MVA
- 500 kV DV Kirillovskaja – Tračukovska – 138 km
- 500 kV DV Pomary–Udmurtskaya – 295,6 km
- KVL 500 kV Bogučanska HE – Angara – 150 km
- 500 kV DV Zeyskaya HE–Amurskaya – 360,2 km
- 500 kV DV Elabuga – Udmurtskaja – 117,7 km
- 500 kV DV Kurgan – Vitjaz – 289,21 km
2012
- TS 750 Gribovo – 2502 MVA
- Trafostanica 500 kV Angara – 1002 MVA
- 750 kV DV NE Kalinjin – Gribovo – 254,9 km
2011
- PS 750 Leningradskaya
- PS 750 Belozerskaya
- PS500 Kaluzhskaya
- PS 500 Beskudnikovo
- PS 500 Krasnoarmejskaja
- Trafostanica 500 Kuzbasskaya – 801
- VL 500 Frolovskaja – Šahti 358 km
- VL 500 Surgutskaya GRES-2 – Magistralnaya – 158.325 km
- VL 500 Severnaya – BAZ – 202,5 km
- VL 500 Amurskaya – Heihe 160,23 km
2010
- Trafostanica 500 Nevinnomyssk – 1002MVA
- Trafostanica 500 Očakovo (Moskva) – rekonstrukcija (MVA – nije navedeno, nova rasklopna jedinica)
- Trafostanica 500 Arzamasskaya – 501MVA
- Trafostanica 500 Nižegorodskaja – 501MVA
- VL 500 Kubanskaya–Tikhoretsk 285,65 km
- VL 500 NPP Rostov – Nevinomissk – 416,04 km
2009
- Trafostanica 500 kV Peresvet – 1002 MVA
- TS 500 kV Soboli – 500 MVA
- Trafostanica 500 kV Novokashirskaya (AT500x500)
- Trafostanica 500 kV Tračukovska (ATG500x501)
- Trafostanica 500 kV Pyt-Yakh (ATG500x501)
- Trafostanica 500 kV Emelino (ATG500x501)
- Trafostanica 500 kV Vladivostok (AT500x501)
- 500 kV DV Daleki istok – Vladivostok – 94,6 km
2008
- Trafostanica 500 kV Zapadnaja – 1002 MVA
- Trafostanica 500 kV Emelino – 501 MVA
- Trafostanica 500 kV Beskudnikovo
- Trafostanica 500 kV Raduga
- 500 kV DV Beli Rast – Zapadnaja
- 500 kV DV Zapadnaja – Očakovo
- 500 kV DV Mikhailovskaya – Novokashirskaya
- 500 kV nadzemni vod Novokaširskaja – Pakhra
- 500 kV DV Muravlenkovskaja – Tarko-Sale (105,9 km)
- 500 kV DV Kholmogorskaya – Tarko-Sale (210,9 km)
- 500 kV DV Krasnoleninskaya – KGPZ (85,4 km)
- 500 kV DV Lugovaya – Ilkovo (414,06 km)
- 500 kV DV Kurgan – Kozirevo (279 km)
- 500 kV DV Tiret – Ključi
- 500 kV DV Ključi – Irkutsk
2007
- Trafostanica 500 kV Sibir
- 500 kV DV Tavričeskaja – Sibir – 361 km
- 500 kV DV Sibir – Zarja – 370 km
- 500 kV DV Kholmogorskaya – Muravlenkovskaya – 500 km
- 500 kV DV Borino – Voronješka
- 500 kV nadzemni vod Voronježskaja – Novovoronješka
Generalni direktor Agencije za prognoziranje bilansa u elektroprivredi imenovan je za zamjenika generalnog direktora Federalne državne budžetske institucije "Ruska energetska agencija" Ministarstva energetike Ruske Federacije. On će nadgledati stvaranje i razvoj državnog informacionog sistema gorivnog i energetskog kompleksa Ruske Federacije (GIS TEK).
Da bi se povećala efikasnost ovog posla, na bazi Ruske energetske agencije biće formiran Jedinstveni centar za informacije, analize i prognoze u sektoru goriva i energetike, čiji će rad takođe nadgledati I.S. Kozhukhovsky. Nova struktura će koncentrisati aktivnosti u oblasti formiranja i rada GIS gorivnog i energetskog kompleksa, izrade prognostičkih, analitičkih i strateških dokumenata, kao što su Generalni raspored elektroenergetskih objekata, kratkoročnih, srednjoročnih i dugoročnih prognoza bilansa elektroenergetske industrije i kapaciteta Ruske Federacije, prognoza bilansa goriva i energije industrije, praćenje i analiza funkcionisanja energetskog sektora, formiranje i održavanje baza podataka o glavnim stvarnim i prognoziranim pokazateljima električne energije industriju, analizu uticaja gorivnog i energetskog kompleksa na životnu sredinu i klimu, predviđanje razvoja energetike, razvoj metoda analize i inovativni razvoj elektroprivrede.
Igor Stepanovič Kožuhovski, kratka biografija
Godine 1978. diplomirao je na Sibirskom metalurškom institutu diplomu inženjera automatizacije metalurške proizvodnje, a 1985. diplomirao rudarskog elektroinženjera.
Godine 2003. odbranio je disertaciju „Restrukturiranje ruske industrije uglja“ za akademski stepen kandidata ekonomskih nauka.
Autor je više od trideset članaka o različitim pitanjima ekonomske politike u oblasti elektroprivrede.
Od 1978. do 1982 radio je kao inženjer prvo u Kuznjeckoj metalurškoj fabrici, a zatim u Sibirskom metalurškom institutu.
Od 1982. do 1990. godine savladao je rad rudara „iznutra“ u rudniku Abaševskaja, p/o Yuzhkuzbassugol, radeći na različitim pozicijama - podzemni rudar, podzemni električar, podzemni mehaničar, menadžer gradilišta.
Godine 1990. postao je predsjednik stalne ekonomske komisije Novokuznjeckog gradskog vijeća narodnih poslanika. 1991. - na čelu Fonda socijalnog jamstva.
Godine 1993. pozvan je da radi u Ministarstvu ekonomije Ruske Federacije, gdje je bio načelnik odjeljenja, načelnik Odjeljenja za društveno-ekonomske probleme ugljarskih regiona, zatim rukovodio Odjeljenjem za ekonomiju industrije uglja.
Od 1997. do 1999. godine - zamjenik ministra goriva i energetike Ruske Federacije.
Od 1999. do 2008. radio je u RAO UES Rusije, na čelu Odeljenja za planiranje i ekonomske analize (od 2000. godine – Odeljenje za ekonomsku politiku).
Od 2005. do 2013. godine bio je generalni direktor ZAO Agencija za prognoziranje bilansa u elektroprivredi.
Od 2013. godine zamjenik generalnog direktora Federalne državne budžetske institucije „Ruska energetska agencija“ Ministarstva energetike Ruske Federacije.
Predsednik Podkomiteta za energetsku politiku i energetsku efikasnost Komiteta za energetiku Ruskog saveza industrijalaca i preduzetnika, član Naučno-metodološkog saveta Federalna služba državna statistika (Rosstat), kopredsjedavajući Tehnološka platforma„Mala distribuirana energija“, predsednik Nacionalne asocijacije proizvođača i potrošača materijala od pepela i šljake, član Komiteta Privredne komore RF za energetsku strategiju i razvoj gorivno-energetskog kompleksa.
Na Sibirskom metalurškom institutu 1978. diplomirao je inženjer automatizacije metalurške proizvodnje, a 1985. diplomirao rudarskog elektroinženjera.
Godine 2003. odbranio je disertaciju „Restrukturiranje ruske industrije uglja“ za akademski stepen kandidata ekonomskih nauka.
Autor je više od trideset članaka o različitim pitanjima ekonomske politike u oblasti elektroprivrede.
Od 1978. do 1982 radio je kao inženjer prvo u Kuznjeckoj metalurškoj fabrici, a zatim u Sibirskom metalurškom institutu.
Od 1982. do 1990. godine savladao je rad rudara „iznutra“ u rudniku Abaševskaja, p/o Yuzhkuzbassugol, radeći na različitim pozicijama - podzemni rudar, podzemni električar, podzemni mehaničar, menadžer gradilišta.
Godine 1990. postao je predsjednik stalne ekonomske komisije Novokuznjeckog gradskog vijeća narodnih poslanika. 1991. - na čelu Fonda socijalnog jamstva.
Godine 1993. pozvan je da radi u Ministarstvu ekonomije Ruske Federacije, gdje je bio načelnik odjeljenja, načelnik Odjeljenja za društveno-ekonomske probleme ugljarskih regiona, zatim rukovodio Odjeljenjem za ekonomiju industrije uglja.
Od 1997. do 1999. godine - zamjenik ministra goriva i energetike Ruske Federacije.
Od 1999. do 2008. radio je u RAO UES Rusije, na čelu Odeljenja za planiranje i ekonomske analize (od 2000. godine – Odeljenje za ekonomsku politiku).
Od 2005. do 2013. godine bio je generalni direktor ZAO Agencija za prognoziranje bilansa u elektroprivredi.
Od 2013. godine zamjenik generalnog direktora Federalne državne budžetske institucije „Ruska energetska agencija“ Ministarstva energetike Ruske Federacije.
Predsednik Podkomiteta za energetsku politiku i energetsku efikasnost Energetskog komiteta Ruskog saveza industrijalaca i preduzetnika, član Naučno-metodološkog saveta Federalne službe državne statistike (Rosstat), kopredsedavajući Tehnološke platforme „Small Distributed Energija“, predsjednik Nacionalne asocijacije proizvođača i potrošača materijala od pepela i šljake, član Komiteta Privredne komore RF za energetsku strategiju i razvoj gorivno-energetskog kompleksa.