Организатором мероприятия выступает Системный оператор при поддержке Министерства энергетики РФ. В числе участников конференции представители ведущих российских энергокомпаний, разработчики и производители программного обеспечения и ИТ-систем – всего более 180 экспертов.

На повестке – российский и зарубежный опыт использования технологии, особенности информационного обмена в формате CIM, подходы к цифровому моделированию энергосистем и оборудования с использованием международных стандартов и совершенствование нормативно-правового фундамента.

По традиции конференция будет проходить в течение двух дней. Ожидается, что в первый день позицию Минэнерго РФ по вопросам внедрения CIM представит заместитель министра энергетики РФ Эдуард Шереметцев, курирующий со стороны регулятора процесс цифровизации отрасли.

Также прозвучат выступления первого заместителя Председателя Правления Системного оператора Сергея Павлушко, директора по автоматизированным системам диспетчерского управления Системного оператора Романа Богомолова, начальника Службы информационной модели Системного оператора Николая Беляева. Представители Системного оператора расскажут о значении использования стандартов CIM для решения задач информационного обмена, ключевых подходах и направлениях развития моделирования энергосистем.  С обзором принятых и планируемых изменений в законодательство об электроэнергетике в части информационных моделей и автоматизированного информационного обмена выступит заместитель директора по правовым вопросам – начальник Департамента нормативно-правового обеспечения АО «СО ЕЭС» Злата Мальцан.

Программу первого дня продолжат доклады представителей ПАО «РусГидро», ПАО «Россети», концерна «Росэнергоатом», а также представителей компаний – разработчиков программных решений, посвященные конкретным кейсам применения CIM в различных деловых процессах. Профессионалы обсудят изменения, связанные с необходимостью предоставления Системному оператору с 2024 года сведений о параметрах и характеристиках оборудования и ЛЭП для целей оперативно-диспетчерского управления в соответствии со стандартами CIM, а также особенности обмена данными цифровых информационных моделей.

Ключевым мероприятием второго дня конференции станет круглый стол «Кадры решают всё. Что необходимо для цифровой трансформации отрасли?". В нем примут участие руководители профильных подразделений ПАО «Интер РАО», концерна «Росэнергоатом», ПАО «РусГидро», ПАО «Россети», АО «Сетевая компания» (Татарстан), АО «СО ЕЭС». Модератором мероприятия выступит заместитель генерального директора ПАО «Интер РАО», председатель правления Ассоциации «Цифровая энергетика» Тамара Меребашвили. Участники круглого стола обсудят текущие потребности в профильных кадрах и особенности подготовки специалистов, обладающих знаниями и навыками в области информационного моделирования на базе CIM.

В целом на конференции участники обменяются опытом внедрения технологий на базе CIM в энергетике, поделятся собственными передовыми наработками в этой сфере, обсудят перспективы применения CIM и целесообразность расширения областей применения технологии.

Программа конференции доступна на официальном сайте Системного оператора.

За новостями о мероприятии следите в соцсетях: Телеграм-канале Системного оператора и канале «50 Герц | ПроТок».

Информация для КОМ на 2028 год сформирована в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2010 № 1172 (далее – Правила оптового рынка).

В соответствии с требованиями пункта 106 Правил оптового рынка и пункта 2.1.3.1 Регламента проведения конкурентных отборов мощности (приложение № 19.3 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка, далее – Регламент КОМ) срок подачи (приема) ценовых заявок на продажу мощности в целях участия в КОМ на 2028 год установлен с 09:00 мск 10 февраля 2025 года до 16:00 мск 14 февраля 2025 года.

В рамках проекта реконструкции на подстанции установлены новые отечественные элегазовые выключатели 110 кВ и современные микропроцессорные терминалы релейной защиты и противоаварийной автоматики российского производства.

В процессе проектирования и подготовки к вводу в эксплуатацию нового оборудования подстанции специалисты Системного оператора принимали участие в подготовке технического задания на проектирование, рассмотрении и согласовании проектной и рабочей документации, согласовании условий на технологическое присоединение энергообъекта к электрическим сетям, разработке комплексных программ опробования напряжением и ввода оборудования в работу.

Специалисты Воронежского РДУ выполнили расчеты электроэнергетических режимов энергосистемы региона, рассчитали величины токов короткого замыкания для различных схем и этапов включения оборудования, определили параметры настройки (уставки) устройств релейной защиты и автоматики, протестировали телеметрические системы сбора и передачи информации в диспетчерский центр.

Выполненные мероприятия позволили осуществить весь комплекс работ без перерывов в электроснабжении потребителей и нарушения утвержденных графиков ремонта оборудования электросетевых компаний Воронежской области.

Бобровский район один из лидеров Воронежской области по производству сельхозпродукции. По данным инвестиционного портала Бобровского района в данный момент здесь реализуется 12 инвестпроектов на общую сумму около 35 млрд рублей. В ближайшее время энергетики планируют подключить к сети тепличный комплекс «Воронежский», строительство которого является одним из самых масштабных агропромышленных проектов в Центральном Черноземье.

Максимум потребления мощности в ЕЭС России в 2024 году составил 165434 МВт, что на 3789 МВт или 2,24 % ниже содержащегося в СиПР ЭЭС России на 2024–2029 годы прогнозного значения. Снижение фактического значения максимума обусловлено сравнительно теплой погодой в осенне-зимний период в 2024 году.

Отчет о реализации Схемы и программы за 2024 год содержит:

• информацию о фактической величине потребления электрической энергии и максимальном потреблении мощности в 2024 году;
• сравнение фактических показателей потребления электрической энергии и мощности за 2024 год с прогнозными показателями, предусмотренными в СиПР ЭЭС России на 2024–2029 годы;
• информацию о запланированных в СиПР ЭЭС России на 2024–2029 годы и фактических вводах в эксплуатацию, выводе из эксплуатации, изменении установленной генерирующей мощности объектов по производству электрической энергии за 2024 год и причинах отклонений от утвержденных СиПР ЭЭС России;
• анализ изменения структуры установленной генерирующей мощности и производства электрической энергии (по видам используемых первичных энергоресурсов) за 2024 год;
• информацию о запланированных и фактически реализованных за 2024 год мероприятиях по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше;
• сравнение прогнозных показателей потребления электрической энергии, предусмотренных в СиПР ЭЭС России на 2025–2030 годы, с прогнозными показателями потребления электрической энергии, принятыми в СиПР ЭЭС России на 2024–2029 годы;
• анализ запланированных на 2024 год мероприятий по развитию электрических сетей, включенных в СиПР ЭЭС России на 2024–2029 годы и фактически реализованных в 2024 году вводов электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше.

Это второй отчет о реализации СиПР ЭЭС с момента ввода в январе 2023 года новой системы планирования перспективного развития электроэнергетики. Согласно утвержденным правилам, отчет должен публиковаться Системным оператором ежегодно до 1 февраля.

При подготовке отчета о реализации СиПР ЭЭС Системным оператором учитывались информация и документы, полученные от субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии в соответствии с правилами предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными приказом Минэнерго России от 20.12.2022 № 1340.

Утвержденные Минэнерго России СиПР ЭЭС на 2023–2028 и 2024–2029 годы опубликованы на официальном сайте АО «СО ЕЭС» в разделе «Схемы и программы развития электроэнергетических систем России».

Проект, предусматривавший замену трансформаторов тока пяти присоединений на подстанциях 110 кВ Пряжа и Ведлозеро, реализован в соответствии со Схемой и программой развития электроэнергетических систем России на 2024–2029 годы. Основная цель модернизации энергообъектов – ликвидация «узкого места» в энергосистеме Республики Карелия за счет повышения пропускной способности сети 110 кВ.

Специалисты Карельского РДУ принимали участие во всех этапах реализации проекта – от разработки и согласования проектной документации до включения нового оборудования в работу в составе энергосистемы. Они также провели необходимые расчеты для актуализации величин максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемом сечении «Запад Карелии».

Техперевооружение подстанций – часть планомерной работы Карельского РДУ по повышению надежности электроснабжения потребителей и ликвидации «узких мест» в энергосистеме Республики Карелия. Так, летом 2024 года прошли натурные испытания по определению возможности расширения регулировочного диапазона по приему реактивной мощности генерирующим оборудованием Пальеозерской ГЭС, в 2025 году запланирована реконструкция ПС 220 кВ Древлянка с секционированием шин 220 кВ.

Выработка электроэнергии в ОЭС Сибири в 2024 году составила 233,7 млрд кВт•ч, что на 3,7% больше показателя 2023 года. Без учета влияния дополнительного дня високосного года увеличение выработки электроэнергии составило 3,4%.

В 2024 году достигнуты новые значения исторических максимумов потребления мощности в трех региональных энергосистемах. В энергосистеме Республики Бурятия максимум зафиксирован 23 декабря, его значение составило 1184 МВт, что выше предыдущего исторического максимума на 41 МВт. В энергосистеме Красноярского края и Республики Тыва в границах Республики Тыва максимум потребления мощности обновлен 31 декабря и составил 188 МВт, превысив прежний максимум на 11 МВт. В энергосистеме ЭС Республики Алтай и Алтайского края в границах Республики Алтай максимум потребления мощности отмечен также 31 декабря и составил 145 МВт, что на 9 МВт выше предыдущего исторического максимума.

Совокупная установленная мощность электростанций ОЭС Сибири за минувший 2024 год увеличилась на 141,5 МВт (с учетом выведенной из эксплуатации устаревшей мощности) и на 01.01.2025 составила 52 518,3 МВт. По величине установленной мощности ОЭС Сибири занимает второе место в России, уступая лишь ОЭС Урала.

Прирост установленной мощности электростанций ОЭС Сибири обусловлен вводом нового генерирующего оборудования суммарной мощностью 186 МВт и увеличением установленной мощности действующего оборудования за счет его перемаркировки – 25,5 МВт. В том числе солнечная генерация в ОЭС Сибири в 2024 году приросла на 181 МВт. Введены Борзинская СЭС – 60 МВт, Новобичурская СЭС – 52 МВт, Джидинская СЭС – 50 МВт, СЭС Омского НПЗ – 19 МВт.

Основную нагрузку по обеспечению спроса на электроэнергию в ОЭС Сибири в 2024 году несли ТЭС, доля которых в структуре установленной мощности энергообъединения на 01.01.2025 составила 50,5%, а именно 26 535,5 МВт.  Общая установленная мощность ГЭС – 25 401,6 МВт, или 48,4%.  Установленная мощность СЭС –  581,2 МВ, или 1,1%.

В 2025 году в ОЭС Сибири, согласно прогнозным расчетам Системного оператора, заложенным в «Схему и программу развития электроэнергетических систем России на 2025–2030 годы», ожидается увеличение потребления электроэнергии до 249,5 млрд кВт•ч, что выше показателя 2024 года на 8,4 млрд кВт•ч, или 3,5%. 

Покрытие прогнозного объема электропотребления в 2025 году будет осуществляться за счет собственной выработки электроэнергии электростанциями ОЭС Сибири и приема электрической энергии из соседних энергосистем. Максимальный объем выработки электроэнергии электростанциями ОЭС Сибири, с учетом гидрологической обстановки, на 2025 год оценивается величиной 241,6 млрд кВт·ч, что выше показателя 2024 года на 7,9 млрд кВт•ч, или 3,4%.

Документ размещен в разделе «Деятельность / Раскрытие информации субъектом рынка».

Новое значение исторического максимума на 58 МВт превысило значение прежнего максимума, зафиксированного 21 декабря 2023 года при среднесуточной температуре -29,8 ºС.

Достижение максимума потребления электрической мощности обусловлено набором нагрузки ГОК «Озерный», ростом потребления на электроотопление и увеличением потребления ОАО «РЖД» на Северобайкальском участке БАМ.

В рамках проекта на подстанции смонтированы и введены в работу комплектные распредустройства 330 и 110 кВ с установкой четырех автотрансформаторов мощностью по 400 МВА, построена и введена в работу новая ВЛ 330 кВ Кингисеппская – Нарва №2, разделена существующая ВЛ Копорская – Кингисеппская с образованием двух новых ВЛ 330 кВ Копорская – Нарва и Кингисеппская – Нарва №1.

Новая подстанция оснащена цифровой технологией дистанционного управления коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями из диспетчерского центра филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Северо-Запада, современными отечественными автоматизированными системами управления технологическими процессами.

В процессе проектирования, строительства и ввода в работу ПС 330 кВ Нарва специалисты Системного оператора принимали участие в разработке технического задания, согласовании проектной и рабочей документации, технических условий на технологическое присоединение подстанции к электрическим сетям.

ОДУ Северо-Запада выполнены расчеты электроэнергетических режимов и токов короткого замыкания, на основе которых определены и реализованы необходимые настройки устройств релейной защиты и автоматики.

Специалисты Системного оператора совместно с собственником энергообъекта настроили каналы связи, систему сбора и передачи телеметрической информации в диспетчерский центр ОДУ Северо-Запада.