Доклад директора по развитию ОАО ИЭСК Евгения Вечканова на форуме Rugrids Electro 2015

1. Управление режимами
электрических сетей с
целью снижения потерь
электрической энергии
Директор по развитию и
технологическим присоединениям
Е.В. Вечканов

2. 2
Генерация
(свыше 25 МВт)
Генерация
(ниже 25 МВт)
Магистральные сети
(ЕНЭС) 220-750 кВ
ОАО «ФСК ЕЭС»
Магистральные сети
(ЕНЭС) 220-550 кВ
ТСО в т.ч. ИЭСК
Распределительные
сети 110 кВ
ТСО в т.ч. ИЭСК
Зона оптового рынка
Зона розничного
рынка
Крупный
потребитель
(свыше 20 МВт)
Средний и мелкий
потребитель
(ниже 20 МВт)
Гарантирующий
поставщик и ЭСО
НП «Совет
рынка»
НП
«АТС»
ОАО
«ЦФР»
Поток энергии
ОАО
«СО ЕЭС»
Распределительные
сети 35-0,4 кВ
ТСО в т.ч. ИЭСК
ОАО
«СО ЕЭС»
Зона влияния
W Учет
W
W W
W
W
W
W
W
W
W
W
W
РСК
Структура рынка электроэнергии РФ

3. 3
Генерация (свыше
25 МВт)
Генерация
(ниже 25 МВт)
Магистральные сети
(ЕНЭС) 220-750 кВ
ОАО «ФСК ЕЭС»
Магистральные сети
(ЕНЭС) 220-550 кВ
ТСО в т.ч. ИЭСК
Распределительные
сети 110 кВ
ТСО в т.ч. ИЭСК
Зона оптового рынка
Зона розничного
рынка
Крупный
потребитель
(свыше 20 МВт)
Средний и мелкий
потребитель
(ниже 20 МВт)
Гарантирующий
поставщик и ЭСО
НП «Совет
рынка»
НП
«АТС»
ОАО
«ЦФР»
Денежный поток
ОАО
«СО ЕЭС»
Распределительные
сети 35-0,4 кВ
ТСО в т.ч. ИЭСК
Покупка потерь
Структура рынка электроэнергии РФ
РСК*
* Схема денежных
потоков между ТСО
зависит от схемы котла

4. 4
Выручка компании
Производственные
показатели (потери
объем передачи)
Затраты
Тарифы
ТСО
Стейкхолдеры ОАО «ИЭСК» и их влияние на деятельность компании
К основным стейкхолдерам ОАО «ИЭСК» относятся:
• федеральные и региональные госструктуры;
• основные акционеры;
• предприятия группы компаний БАЗЭЛ и потребители
Иркутской области
• федеральная и региональные сетевые организации.

5. Динамика изменения тарифов на передачу и покупку потерь
5
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2016/2011
% роста тарифа на покупку потерь 0,00% 11,90% 4,26% 7,14% 29,52% 10,29% 78,57%
% роста тарифа ВН 0,00% 5,31% 10,47% 4,56% 9,06% 3,80% 37,69%
% роста тарифа СН-1 0,00% -26,01% 10,51% 4,75% 8,99% 3,80% -3,10%
% роста тарифа на передачу СН-2 0,00% -31,19% 10,48% 4,67% 9,00% 3,00% -10,66%
% роста тарифа на передачу НН 0,00% -36,32% 10,47% 4,74% 8,99% 3,80% -16,64%
% инфляции 6,10% 6,60% 6,50% 11,40% 12,00% 15,20% 57,80%
Тариф на покупку потерь формируемый на ОРЭМ растет гораздо быстрее, чем
регулируемые единые котловые тарифы и в некоторые годы опережает уровень
инфляции !!!

6. Бизнес-модель ОАО «ИЭСК» 2014г. Пути снижения затрат.
6
Сеть ФСК
(Красноярск,
Бурятия)
ИЭСК
Гарантирующие
Поставщики и
ЭСО
Иркутскэ
нерго
Потребители
ТСО
47 шт.
Крупные «прямые»
Потребители (в т.ч.РУСАЛ,
СУАЛ)
- Поступление денег
- Поток энергии
2,7 млрд. руб. за покупку потерь
ЭЭ в объеме 2,77 млрд. кВт*ч,, из них 0,48
млрд руб. за покупку СНП
+ 7 795 млн. руб.
Выручка за передачу
4,8 млрд. руб. оплата в ТСО за передачу
- 9,3 млн. руб.
«Абонентская
плата»
- Расход денег
25,8млрд.кВт*ч
9,3 млрд. кВт*ч
12,1 млрд. кВт*ч
52,8 млрд. кВт*ч
1
2
1
1
1
Мероприятия из зоны контроля ОАО «ИЭСК»:
1. Снижение объема потребления на собственные и хоз. нужды компании
2. Снижение потерь в сетях
Мероприятия из зоны влияния ОАО «ИЭСК»:
3. Снижение потерь электроэнергии и мощности при передаче за счет:
- изменения системы планирования и управления режимами работы сети в т.ч. межсистемными и
загрузки электростанций на ОРЭМ
- создания трехуровневой системы управления перетоками реактивной мощности
+6844млн.руб
Выручказапередачу
- Зона контроля ИЭСК
10,8 млрд. кВт*ч
Пути повышения доходности
Заявители
по тех.
присоединению
- Зона влияния ИЭСК
3
1

7. Изменения системы планирования и управления на ОРЭМ режимами
работы сети в т.ч. межсистемными связями и загрузки электростанций
7
Потенциал энергосбережения и повышения энергетической эффективности за счет
реализации мероприятий в зоне контроля ТСО за 5-ти летний цикл действия
«Программы энергосбережения…» практически исчерпан.
Однако в зоне влияния ТСО остается потенциал к снижению потерь за счет
оптимизации загрузки электростанций и межсистемных перетоков, которые в
настоящее время находятся в зоне контроля участников ОРЭМ, не имеющих
обязательств и заинтересованности в снижении потерь в сетях ТСО.
В следующем цикле энергосбережения и повышения энергетической эффективности
необходимо на законодательном уровне создать механизм (методику) учета интересов
всех участников процесса производства-передачи-оперативно-диспетчерского
управления и продажи энергоресурсов

8. Создания трехуровневой системы управления перетоками реактивной
мощности (НИОКР)
8
Электрические сети, как правило,
загружены балластными перетоками
реактивной мощности, в результате
чего возникают дополнительные
потери электроэнергии и
ограничивается возможность
подключения потребителей к
существующим центрам питания.
Средств компенсации реактивной
мощности (КУ), установленных для
обеспечения требуемых уровней
напряжения в ремонтных режимах,
не достаточно для управления
реактивной мощностью.
Доля реактивной мощности в
нагрузке потребителей превышает
установленные предельные значения.
Отсутствует методика тарифного
стимулирования потребителей к
снижению tgφ.
Для сложных системообразующих
сетей 110 кВ и выше требуется
научно-исследовательская работа по
выбору мест размещения и
определению оптимального
количества КУ.
Требуются разработать активно-
адаптивные алгоритмы управления
источниками реактивной мощности,
включая генераторы ЭС, для решения
задачи оптимизации в режиме
реального времени.
Эффекты от реализации НИОКР
Снижение потерь
электроэнергии в
электрических сетях.
ТЕКУЩАЯ СИТУАЦИЯ ПРОБЛЕМА Текущие затраты
Покупка дополнительной
электроэнергии для
компенсации потерь,
вызванных балластными
перетоками реактивной
мощности.
Дополнительные
капиталовложения для
усиления электрической
сети при подключении
новых потребителей.
Снижение затрат при
подключении новых
потребителей.
Повышение надежности и
качества электроснабжения
потребителей.