Тсо это энергетика: Основой консолидации ТСО должно быть качество, а не количество

«Мы точно против деприватизации» – Газета Коммерсантъ № 237 (7199) от 28.12.2021

На этой неделе Минэнерго планирует внести в правительство законопроект о создании в регионах системообразующих территориальных сетевых организаций (ТСО). Это откроет дорогу к консолидации электросетей в регионах. О том, вырастут ли в результате тарифы на электроэнергию, а также будут ли активы мелких частных ТСО забираться бесплатно, рассказал “Ъ” заместитель министра энергетики Евгений Грабчак.


Евгений Грабчак

Фото: Эмин Джафаров, Коммерсантъ

Евгений Грабчак

Фото: Эмин Джафаров, Коммерсантъ

— Когда в регионах появятся системообразующие ТСО?

— Мы надеемся, что ТСО в таком статусе заработают начиная со следующего периода регулирования. Рассчитываем, что Госдума примет поправки к 35-ФЗ «Об электроэнергетике» весной 2022 года, а все подзаконные акты по критериям ТСО будут опубликованы до 1 октября 2022 года — в таком случае объекты электросетевого хозяйства (ЭСХ) ряда мелких сетевых компаний, которым не будет установлен тариф на 2023 год, перейдут под эксплуатацию опорной ТСО.

— По каким критериям будут отбираться системообразующие ТСО?

— Критерии разрабатываются. Будут учитываться крупность, доля необходимой валовой выручки (НВВ) компании в регионе, достаточность собственного персонала, спецтехники, аварийного запаса, время ликвидации нарушений энергоснабжения, инвестиции в реновацию распредсети и так далее. Организация должна продемонстрировать свою способность устойчивого функционирования и обеспечения надежного энергоснабжения конечных потребителей. Наличие инвестпрограммы также должно быть обязательным критерием. До конца первого квартала 2022 года планируем доработать проект постановления о критериях опорной ТСО. По нашим планам, постановление также будет опубликовано до октября следующего года.

— Сколько опорных ТСО будет в регионе?

— Целевая модель — одна системообразующая ТСО в регионе.

— Как будет работать механизм передачи мелких сетей в системообразующую ТСО?

— Опорная ТСО будет обязана заключить договоры пользования с отлагательными условиями с теми ТСО, которым на следующий период регулирования не будет установлен тариф. Если ТСО не успела самостоятельно передать имущество в другую компанию до начала очередного периода регулирования, на который ей не установлен тариф, то договор вступит в силу автоматически с 1 января этого периода и опорная ТСО начнет эксплуатировать объекты ЭСХ.

По сути, создается инструмент, похожий на механизм гарантирующего поставщика (ГП). У такой ТСО будут специальные права и специальные обязанности. Например, в случае нарушения электроснабжения в регионе опорная сетевая компания по решению регионального штаба гарантированно восстановит электроснабжение потребителей независимо от того, к каким сетям такие потребители подключены. Также системообразующая ТСО обязана подбирать все бесхозные сети в регионе, но затем она имеет право компенсировать затраты через тариф в следующем периоде регулирования.

— Опорная ТСО при консолидации мелкой компании или бесхозных сетей сможет поднимать свой тариф выше инфляции?

— У региона уже есть право с учетом состояния инфраструктуры энергетики и ЖКХ обоснованно поднимать тариф выше предельного уровня инфляции. Это позволяет снизить изношенность сетей, увеличить полезный отпуск электроэнергии, повысить надежность энергоснабжения конечных потребителей. Если регион нуждается в развитии инфраструктуры и экономики, такой шаг целесообразен.

— Насколько увеличатся тарифы в результате консолидации сетей?

— Рост тарифов на передачу электроэнергии не является прямым эффектом от консолидации. Напомню, что тарифы на электроэнергию для населения регулируются государством и ограничены уровнем инфляции. Консолидация может привести к перераспределению тарифа в рамках котла (формируется в регионе из тарифов всех сетевых организаций.— “Ъ”). Затраты крупной компании в расчете на условную единицу априори должны быть ниже из-за эффекта масштаба. Когда мы вливаем тариф мелкой компании в системообразующую ТСО, то должна возникнуть экономия. Эту экономию можно направить на реконструкцию сетей. Конечно, на тариф могут оказать влияние бесхозные сети, которые вообще не тарифицируются. Но бесхозных сетей, по нашим оценкам, не так много, и влияние будет незначительным.

— Статус системообразующих ТСО в основном получат дочерние компании «Россетей»?

— Мониторинг показывает, что статус могут получить крупные региональные компании. Среди них не только дочерние компании «Россетей», но и «РусГидро» на Дальнем Востоке, АО «Сетевая компания» в Татарстане, Иркутская электросетевая компания и так далее. Как правило, у крупных организаций на порядок выше состояние сетей и готовность реагирования на нештатные ситуации.

В последнее время энергетики много средств вкладывали в основном в опорную сеть напряжением 35 кВ и выше, слишком мало внимания уделялось распределительной сети, она в неудовлетворительном состоянии. «Россети» и другие крупные компании уже вовлечены в эту работу, поэтому они более подготовлены. Кроме того, мелкие частные компании не могут привлекать бюджетные инвестиции: у них нет никакой ответственности.

Повторюсь, из-за действий недобросовестных собственников сетей страдает не только население, но и экономика регионов. Такая ситуация наблюдается во многих регионах страны. Например, огромные проблемы с компанией «Дагэнержи» в Махачкале: буквально месяц назад топ-менеджера компании арестовали за очередные махинации со сбором денег. В Дагестане постоянно наблюдаются отключения, много бесхозных сетей и самовольных подключений. В Приморском крае сегодня работают 32 ТСО, но после ледяного дождя в прошлом году первыми восстановили работу сети Дальневосточной распределительной сетевой компании (входит в «РусГидро»), а потом еще помогали остальным ТСО в регионе. Похожие ситуации в Новгородской, Псковской, Вологодской областях, республиках Северного Кавказа, Чувашии. Но важно понимать, что уже сами регионы обращаются с просьбой о содействии в реализации консолидации. Изменения запущены.

— Системообразующие ТСО будут получать активы мелких ТСО бесплатно?

— Мы точно против деприватизации. Никто не запрещает компании после лишения статуса ТСО сохранить право собственности над объектами. Должна быть обеспечена непрерывность энергоснабжения потребителей. Собственник может передать имущество в аренду, либо он может продать имущество или подарить. Нет необходимости вмешиваться в гражданско-правовые отношения. Предусматривается возможность собственника передать свои объекты ЭСХ в эксплуатацию опорной ТСО, в случае если он не успеет самостоятельно продать или сдать в аренду до начала очередного периода тарифного регулирования свои объекты, а опорная ТСО получит право эксплуатации и право получения тарифа на содержание этих объектов.

Сейчас много мелких региональных сетевых компаний пользуются пробелами регулирования: региональные органы власти не всегда следят за инвестиционными программами и эффективностью сетей из-за нехватки сил и средств. Кроме того, до недавнего времени не было четких механизмов ликвидации неэффективных ТСО. Мы вводим эти механизмы.

— Минэнерго уже внесло в правительство проект постановления о новых критериях для малых ТСО?

— Да. Во-первых, речь идет о лишении статуса ТСО компаний, которые владеют сетями только на праве аренды. Сейчас любое юрлицо может взять в аренду сети у муниципалитета, но в такой ситуации имущество редко эксплуатируют добросовестно. Теперь ТСО будет обязана являться владельцем оборудования. По нашим оценкам, этому критерию не соответствуют около 15% малых ТСО, это порядка 240 компаний. Во-вторых, заработают физические критерии по общей мощности подстанций и протяженности сетей. С 2023 года ТСО должны иметь минимум 20 км сетей и 15 МВА по мощности. Постепенно к 2026 году параметры вырастут до 300 км и 150 МВА.

— Малые ТСО считают, что 90% компаний не пройдут по критериям в 300 км и 150 МВА. Вы согласны с такими оценками?

— Большое количество ТСО не смогут соответствовать этим значениям, по нашим оценкам, около 70–75%. Параметры в 300 км и 150 МВА может иметь ТСО, которая обслуживает средний город уровня районного центра. Это примерно 250–300 ТСО. Но эти параметры технически и экономически обоснованы. При таких объемах компании, как правило, достаточно тарифа для содержания минимального объема оборудования, персонала, ремонтной техники для управления сетью в круглосуточном режиме. На таких объемах можно достичь окупаемости и экономической эффективности. Но мы будем двигаться постепенно.

— Есть малые ТСО, которые более экономически эффективны по сравнению с крупными компаниями. Но по формальным критериям они уйдут с рынка. Вы считаете, это справедливо?

— Сетевая деятельность — технологически сложная, связанная с обеспечением жизнедеятельности людей и экономики. Основания пойти на такие решения и установить единые параметры для всех есть. У нас более 1,5 тыс. ТСО, и изучить досконально их деятельность со стороны федерального центра не представляется возможным. Да, всегда есть тот, кто может показать более эффективное отношение к сетевому хозяйству. Наша цель взять лучшие практики и распространить на крупные ТСО.

— Какие еще требования появятся к ТСО?

— ТСО, владеющие только распредсетью, будут проходить оценку готовности к осенне-зимнему периоду (ОЗП). Методика оценки и расчета индекса надежного функционирования активно обсуждалась в отрасли. Прототипом была методика оценки готовности крупных сетей, которая применяется уже пять лет и позволяет выявлять риски. Компании будут отчитываться по группе параметров: например, ремонтная программа в денежном и физическом объемах, эффективность ремонтов, статистика аварийности и срок устранения нарушений и так далее. Мониторинг будет проходить каждый месяц. Если компания не выполняет все требования по методике три года подряд и имеет высокие риски нарушения надежного функционирования, то регион имеет право лишить такую компанию тарифа. Отмечу, что методика живая, мы готовы вносить в нее изменения, чтобы обеспечить точность методологии.

— Сейчас в России 1,5 тыс. ТСО. Есть ли целевой показатель, сколько в итоге должно остаться?

— Цели нет. По нашим оценкам, около 25–30% компаний, работающих сегодня, в 2026 году будут соответствовать всем вводимым критериям. Но допускаем, что отдельные ТСО смогут изучить критерии, усовершенствовать свою работу и выполнить все требования.

— Почему нельзя использовать экономические стимулы? Например, применить методику регулирования тарифов по эталонам, которая почему-то буксует.

— Мы поддерживаем переход на эталоны. Но это очень сложно реализовать. Надо собрать огромную статистику по регионам. Придется создать второй ФЦЦС, который будет разбираться в расценках и адаптировать их по каждому региону. Конечно же, нужно заняться бенчмаркингом и посмотреть расходы на одну условную единицу в целом по стране и разобраться в этом. Мы смотрели только на параметр крупности: более крупные ТСО имеют меньшие расходы на условную единицу. Но надо учитывать и другие факторы: топологию текущей сети, регион, местность, погодные условия и так далее.

— А введение финансовой ответственности для ТСО за неисполнение требований могло бы стать альтернативой формальных критериев?

— Конечно, могло бы. И такие критерии уже существуют, например, показатели средней продолжительности прекращений электроснабжения и средняя частота повторений таких прекращений. Но с 2018 года практически ни разу ни один регулятор не применил штрафы к НВВ в отношении ТСО по таким критериям. Эту методику мы тоже сейчас совершенствуем, но пока формируем культуру финансовой ответственности среди ТСО, страдают потребители и движения к повышению надежности их энергоснабжения не происходит.

Подчеркну, что мы изначально предлагали уйти от обязательных требований и ввести финансовую ответственность. Например, на рынке электроэнергии и мощности есть штрафы, которые хорошо работают. Мы разрабатывали методологию, хотели вводить материальную ответственность, в том числе за неисполнение обязательных требований в сетевом секторе. Активно консультировались с энергетиками: выяснилось, что пока отрасль не готова. Пришло много негативных откликов, много опасений и от крупных, и от мелких игроков. Решили пока повременить, хотя мысль правильная, вернемся к этому.

Интервью взяла Полина Смертина

Консолидация электросетевых объектов, инвестиции в энергетику и цифровая трансформация отрасли на РЭН-2022

Наиболее интересным сессиям, прошедшим 13 октября в рамках РЭН, посвящен обзор журнала «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение», который выступает информационным партнером этого крупнейшего мероприятия в области энергоэффективности и развития энергетики.

Рациональный баланс генерации и инвестиции в энергетику

Экономическим аспектам развития отрасли была посвящена сессия «Российская электроэнергетика: поиск возможностей». Открывая сессию, ее модератор, председатель правления Ассоциации «НП Совет рынка» Максим Быстров сделал акцент на том, что задача собравшихся, обсудить в первую очередь долгосрочные перспективы, поскольку энергетика — это «отрасль с длинным инвестиционным циклом, с длинным циклом принятия решений, с длинным циклом планирования».

О том, как видит баланс различных видов генерации в перспективе до 2050 года Министерство энергетики России, рассказал заместитель главы ведомства Павел Сниккарс.

Он отметил, что здесь Министерство использует понятие рационального баланса генерации. «Мы учитываем несколько факторов: снижение и поглощение выбросов СО2, экологию, доступность технологий, но в первую очередь — надежность энергоснабжения потребителей», — рассказал замминистра. Продолжая тему баланса, Павел Сниккарс заявил, что в производстве электроэнергии не должно быть перекоса в сторону того или иного типа генерации, при этом сочетание различных типов должно сохраняться. Также замминистра отметил, что Россия в ближайшей перспективе не откажется от традиционных видов генерации, а в развитии электроэнергетической отрасли будет руководствоваться «технологической приемлемостью» тех или иных решений.

Говоря об инвестициях, Павел Сниккарс отметил, что было бы неплохо «чтобы энергетика имела такие же меры поддержки, что и другие отрасли». Среди таких мер спикер назвал налоговые преференции и бюджетную поддержку проектов. «Однако таких мер сейчас нет, поэтому мы очень рассчитываем на инвестиции со стороны банковского сектора», — сказал замминистра. При этом оценка окупаемости проектов в течении 5 лет, традиционная для банков, плохо применима к электроэнергетике, считает Павел Сниккарс: «У нас длинные жизненные циклы — от 15 до 35 лет, поэтому тут хотелось бы провести некоторые перенастройки банковских инструментов. Если для этого надо поменять регуляторику, мы открыты, мы готовы к общению».

В завершение выступления замминистра отметил важность инвестиционной поддержки и для электросетевого комплекса страны. «В моем понимании правильно будет достичь некоторого уровня технического состояния сетей и только затем отпускать их в свободное плавание. И без определенных мер поддержки — прямых бюджетных или иных — нам здесь не обойтись», — констатировал Павел Сниккарс.

Тему сетей продолжил заместитель генерального директора по инвестициям, капитальному строительству и реализации услуг ПАО «Россети» Алексей Мольский. Он коснулся отмены льготного технологического присоединения. По словам спикера, введение льготного техприсоединения в 2010 году привело в итоге к тому, что деньги электросетевого комплекса «уходили на присоединение, а не на развитие и поддержание состояния сетей». «Когда что-то становится бесплатным, этим начинают пользоваться нерационально. Из 42 подключенных в рамках льготного присоединения гигаватт мощности, сейчас используются только 10», — рассказал Алексей Мольский. Также спикер отметил, что, несмотря на отмену льготного присоединения на государственном уровне, электросетевые компании сохраняют цены для населения и субъектов малого и среднего бизнеса на приемлемом уровне. Кроме того, сейчас при содействии электросетевых компаний банками развиваются линейки кредитных продуктов, ориентированных именно на технологическое присоединение, добавил Мольский.

Импортозамещение без остановки технологических процессов — ключевой аспект цифровой трансформации

Традиционно одной из ключевых тем Российской энергетической недели стала цифровая трансформация ТЭК. В этом году тема закономерно рассматривалась через призму технологического суверенитета отраслей российского ТЭК, в том числе посредством применения отечественного программного обеспечения и оборудования.

Оценку текущему положению российского ТЭК в части цифровой трансформации дал замминистра энергетики РФ Эдуард Шереметцев: «Мы находимся в процессе достаточно динамичного выздоровления. Дело в том, что санкции организовались не сегодня, мы живем в этой парадигме с 2014 года. Есть компании, которые еще тогда сделали далеко идущие выводы и начали вкладывать достаточно серьезные средства и силы в переход на отечественные решения и инструменты. Поэтому сегодня мы находимся в активной стадии реализации больших возможностей». Тем не менее, по словам замминистра, сделать предстоит еще очень многое, причем сделать в кратчайшие сроки. Последние полгода обострили многие аспекты цифровой трансформации, например — цифровую безопасность. Все эти вопросы требуют решений, причем решения эти должны приниматься и внедряться без остановки технологических процессов, заключил Эдуард Шереметцев.

С точки зрения электросетевого комплекса проблему рассмотрел И.О. заместителя генерального директора по цифровой трансформации ПАО «Россети» Константин Кравченко.

Суть цифровизации эксперт обозначил как «стопроцентную зависимость бизнеса от IT». «Все решения принимает система, и если мы в какой-то момент эту систему перестанем контролировать, то мы потеряем весь бизнес. Это очень страшная и очень тяжелая вещь. Электроэнергетика является субъектом критической инфраструктуры. Все системы у нас критические, и потеря устойчивости этих систем может привести к таким последствиям, которые мы, возможно, даже сами еще не понимаем», — сказал Константин Кравченко.

Проблема существует и в части исполнения Указов Президента РФ по проведению полного импортозамещения ПО на значимых объектах критической инфраструктуры к 2025 году, отметил спикер. По словам Константина Кравченко, перед электросетевым комплексом стоит сложнейшая задача: не просто разработать и внедрить новые решения, не останавливая технологические процессы, но еще и найти деньги на это. «Мы тарифоориентированное предприятие, потому возникает вопрос целевого финансирования импортозамещения в цифровой трансформации. Я сейчас скажу не очень популярную вещь, но, возможно, в тарифе должен появиться какой-то источник, который будет направлен целевым образом на решение этой важной государственной задачи», — заключил спикер.

Также Константин Кравченко отметил, что в целом сейчас отрасль находится в благоприятной ситуации: «Те вызовы, которые мы получили, дают нам уникальную возможность все те системы, которые создавались за прошедшие 20–30 лет, по нормальному пересобрать».

Консолидация как один из этапов повышения качества энергоснабжения

Развитие и повышение надежности распределительных электрических сетей является важнейшим направлением развития энергетики в целом. В рамках второго дня РЭН-2022 данному вопросу была посвящена отдельная сессия «Повышение надежности и качества электроснабжения: консолидация объектов электросетевого хозяйства». В сессии приняли участие заместитель Министра энергетики Российской Федерации Евгений Грабчак, представители региональных министерств энергетики, а также первый заместитель генерального директора — главный инженер ПАО «Россети» Андрей Майоров и заместитель руководителя Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) Дмитрий Фролов.

В начале сессии Евгений Грабчак рассказал, что вопрос консолидации возник уже достаточно давно: «Этот длительный процесс в стратегии развития электросетевого комплекса был обозначен в 2012 году, причем обозначен с учетом проблематики повышения надежности энергоснабжения конечных потребителей», — рассказал замминистра. Также спикер напомнил, что одна волна консолидации уже прошла в 2015 году, когда количество территориальных сетевых организаций (ТСО) сократилось с 3000 до 1700. «Мы планируем, что в результате работы, которую мы провели с нормативно-правовой базой, количество ТСО снизится примерно до 300–400, то есть, в каждом регионе будет 3–4 крупных ТСО, в зависимости от плотности, топологии сети и т.д.», — добавил Евгений Грабчак.

Также замминистра сделал акцент на том, что сама по себе консолидация — это не что-то принципиально новое: «Это то, что немножко переделывает рынок сетевых компаний, рынок передачи энергии. И надо понимать, что консолидация — это не самоцель, главное — это повышение качества энергоснабжения, а консолидация — лишь один из инструментов, один из этапов этого повышения».

«Процесс длящийся, поступательный, который будет двигаться еще какое-то время» — так охарактеризовал консолидацию объектов электросетевого хозяйства Андрей Майоров. Говоря о первопричинах этого процесса, спикер отметил: «Мы не понимаем, что происходит сегодня в ТСО, не чувствуем этого. Поехали проверили: деньги в тарифе выделяются, а сети в нерегламентном состоянии, работы не проводятся, опоры не выправляются, изоляторы не меняются, не восстанавливаются трансформаторные подстанции. Что делать? Надо принимать решение. И вот решение принято — есть приказ Минэнерго. Он недвусмысленный, не позволяющий моделировать. Там все четко прописано».

Еще один аргумент в пользу консолидации — лучшая техническая оснащенность и больший человеческий ресурс крупных и средних энергокомпаний в сравнении с мелкими ТСО, отметил Андрей Майоров. Ресурсы крупных энергокомпаний позволяют оперативно проводить ремонты и устранять нарушения, что в конечном итоге и обеспечивает надежность энергоснабжения. «Три четверти ТСО, которые в процессе консолидации прекратят свое существование, не имеют аварийного запаса, не выполняют необходимые регламентные работы и не имеют диспетчерских служб», — сказал Андрей Майоров.

С точки зрения Ростехнадзора о проблеме высказался Дмитрий Фролов. Он отметил, что вопрос консолидации объектов электросетевого хозяйства на данный момент является очень актуальным. По словам спикера, аварии последних лет показали насколько трудно восстанавливать электроснабжение в тех сетях, которые либо принадлежат разным собственникам, либо являются безхозяйными. «Еще одна сложность в том, что многие ТСО имеют либо статус субъектов малого предпринимательства, либо не имеют присвоенной категории риска, из-за чего выпадают из планового государственного энергетического надзора. А аварии, происходящие на таких сетях, не расследуются Ростехнадзором. Ростехнадзор поддерживает консолидацию и укрупнение ТСО, поскольку видит тот положительный эффект, который это производит», — резюмировал Фролов.

Опубликован подробный фоторепортаж о прошедшем мероприятии. Для удобства просмотра все фотографии распределены по рубрикам:

Подписывайтесь на Telegram-канал журнала «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»

Подписаться

Другие новости категории

Все новости категории

Международный промышленный марафон INNOPROM-ONLINE

Cвежие новости категории

Все новости категории

Популярные новости категории

Инсайты и новости | Baringa

Scroll

Информация и новости /

13 ноября 2015 г.

Интерфейс TSO-DSO: каковы возможности и проблемы?

Традиционно существовало четкое различие между ролями, выполняемыми операторами системы распределения (DSO) и операторами системы передачи (TSO):

  • DSO подключали новые нагрузки и обеспечивали укрепление и техническое обслуживание распределительной сети, чтобы иметь возможность поставлять электроэнергию потребителям круглый год
  • TSO подключили генераторы, необходимые для снабжения этих потребителей электроэнергией, и управляли потоками в сети в режиме реального времени

По правде говоря, такого четкого разграничения никогда не существовало, но карикатура помогает проиллюстрировать некоторые из возникающих проблем, которые сидеть на интерфейсе TSO-DSO. Еще до того, как DSO станут по-настоящему «активными», растущие уровни распределенной генерации (DG) создают ряд проблем:

  • TSO должен предвидеть будущий рост спроса, который усложняется тем, что DG компенсирует этот спрос, особенно когда многие из них скрыты за счетчиками клиентов, как в случае с солнечными батареями на крыше.
  • Для DSO может быть дешево и быстро разместить новый генератор, особенно там, где есть достаточный местный спрос для потребления этого поколения. Однако, если выработка на соответствующем участке передающей сети превышает спрос, этот дополнительный DG может инициировать либо усиление передачи, либо сокращение связанной с передачей генерации. Был реализован процесс, требующий, чтобы DSO информировали TSO, если ожидается, что большие соединения DG вызовут такие проблемы.
  • В соответствии с рабочими временными масштабами оператору TSO необходимо сбалансировать систему, что требует прогнозирования ежеминутных изменений чистого спроса. Проблема в том, что некоторые DG являются непредсказуемыми и невидимыми для TSO (солнечная энергия на крыше — реальная проблема для TSO), что делает эту балансировку более сложной и дорогостоящей.

По мере того, как DSO берут на себя более активную роль, возникает больше потенциальных проблем. Активное управление сетью (ANM) допускает большее количество DG в данной сети, усугубляя все указанные выше проблемы. Более того, быстрое и автономное поведение ANM может подорвать балансирующие действия, предпринимаемые TSO. Некоторые проблемы могут быть решены за счет более широкого обмена информацией между DSO и TSO. Другим могут потребоваться протоколы, определяющие, какие стороны могут предпринимать какие действия и при каких условиях.

Кажется, что текущая траектория создает больше проблем, чем возможностей для TSO, но есть и потенциальные преимущества. Если технологии и процессы могут быть в достаточной степени согласованы, TSO может получить доступ, либо напрямую, либо через агрегаторов, к большому количеству мелких производителей и гибких потребителей, способных предоставлять балансирующие услуги по более низкой цене, чем нынешние участники рынка. Тем не менее, если появится полностью активная роль DSO, TSO, возможно, придется конкурировать за обеспечение безопасности услуг этих новых игроков.

Появление активной роли DSO может привести к глубоким изменениям во взаимодействии между TSO и DSO, а также в способе балансировки всей системы электроснабжения. Степень, в которой это представляет возможность или проблему для сетевых операторов, будет зависеть от решений, принятых в отношении:

  • дизайна рынка
  • правил и
  • технологий.

Мы рассмотрим каждый из них в оставшейся части этой серии блогов.

Хотели бы вы работать с нами или узнать больше? Свяжитесь с нами

Sympower сотрудничает с израильским TSO, чтобы улучшить стабильность израильской электросети и помочь сократить выбросы CO2 — Sympower

Geen category » Sympower сотрудничает с израильским TSO для повысить стабильность электросети Израиля и помочь сократить выбросы CO2

Являясь ведущим независимым поставщиком услуг гибкости , мы рады объявить о нашем партнерстве с независимым системным оператором Израиля (ISO) – Noga для обеспечения резервов электроэнергии для энергетического рынка страны .

 

 

В пилотном проекте будет использоваться наша гибкая платформа f , предназначенная для помощи системным операторам в стабилизации электрических сетей в периоды пикового спроса. Это достигается за счет оптимизации гибкости, присущей электрическим активам и процессам энергоемких коммерческих и промышленных потребителей.

В пилотной схеме примут участие несколько ведущих израильских компаний, в том числе Strauss, ICL, Cocal Cola и Isrotel (сеть отелей). Участвующие потребители соглашаются смещать или временно приостанавливать энергоемкие операции на короткие периоды времени, когда сеть находится в состоянии перегрузки или когда спрос на электроэнергию высок. Сэкономленная таким образом электроэнергия может быть использована Noga для обеспечения большей стабильности для балансировки энергоснабжения в периоды пикового спроса.

Пилотный проект также продемонстрирует, как Израиль потенциально может сократить выбросы CO2 на тысячи тонн, уменьшив зависимость страны от загрязняющих окружающую среду электростанций, работающих на ископаемом топливе, которые традиционно используются для сглаживания колебаний частоты и дисбаланса сети (пиковые электростанции).

Этот совместный проект с Noga является важным шагом на пути к достижению цели Израиля по сокращению выбросов парниковых газов (ПГ) до нуля к 2050 году. Эта цель была недавно объявлена ​​премьер-министром Израиля Нафтали Беннетом на COP26 в Глазго после его приверженности развитию экологически чистых энергетические технологии.

Комментируя новое партнерство, Нир Гордон из Sympower, менеджер по развитию бизнеса , Израиль , сказал:

«Наша миссия — ускорить глобальный переход к «чистому к инновационным технологиям, которые помогут построить более умные и чистые системы возобновляемой энергии. Наш выход на израильский энергетический рынок обеспечит более тесную интеграцию возобновляемых источников энергии, дальнейшее сокращение выбросов углерода и поможет создать более эффективный и устойчивый энергетический сектор».

Лиав Харел, региональный менеджер Sympower в Израиле , добавил:

«Рынок электроэнергии Израиля претерпел значительные изменения в последние годы, поскольку он движется в направлении большей интеграции возобновляемых источников энергии.

Тсо это энергетика: Основой консолидации ТСО должно быть качество, а не количество