Инновационная структура энергосистем

Долговечность и инновации

Энергетика долгое время оставалась одной из самых консервативных отраслей в части внедрения новых технологий. Но если страны Европы и США в последние десятилетия нарастили темпы освоения прорывных технологий, особенно в секторе безуглеродной энергетики, то в России этот сектор до сих пор довольно консервативен. Во многом это связано с долговечностью оборудования энергокомплекса: средний срок службы опоры ЛЭП — 35-40 лет, трансформаторной подстанции — не менее 30 лет, атомной электростанции — 40-45 лет. При этом степень износа энергетического оборудования в отдельных регионах РФ превышает 70%, что не мешает ему вполне надежно работать. Поэтому российские генераторы и сетевые компании предпочитают внедрять новые технологии уже после того, как завершится довольно длительный процесс их оценки и предварительной обкатки.

Удешевление технологий

По мере того как непостоянная энергия солнца и ветра активно интегрируется в энергосистемы развитых стран, а ее стоимость удешевляется, в России происходит обратный процесс. В первую очередь это связано со слабой системой поддержки возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Дорогая для энергорынка зеленая генерация до сих пор стимулировалась по двум схемам: через обязательную закупку ее выработки по высокому тарифу (для покрытия потерь в сетях) и через договоры на покупку мощности, гарантирующие возврат инвестиций за счет повышенных тарифов. Только в прошлом месяце правительство приняло решение оказывать ВИЭ прямую бюджетную поддержку: генераторам будут компенсировать до 70% (но не более 15 млн руб.) от стоимости техприсоединения к сетям. Но эта мера коснется только розничного рынка ВИЭ, где мощность генерации не превышает 25 МВт.

В США и странах Западной и Восточной Европы существует мощная система госсубсидий для объектов ВИЭ. В 2009 году президент США Барак Обама объявил план "новой энергии для Америки", который предусматривал инвестиции федерального правительства в размере $150 млрд в течение десяти лет, с тем чтобы увеличить долю производимой на ВИЭ электроэнергии в США до 25% к 2025 году. В этом же году Европейская комиссия приняла аналогичную директиву по ВИЭ, напоминает руководитель проекта развития бизнеса в энергетике PwC в России Дмитрий Стапран. Согласно прогнозам Международного энергетического агентства, инвестиции в возобновляемую энергетику до 2035 года составят $5,9 трлн, а количество произведенной электроэнергии на ВИЭ вырастет с 4,539 тВт ч в 2011 году до 6,377 тВт ч в 2017 году.

Эти меры поддержки приводят к удешевлению электроэнергии ВИЭ в сравнении с базовыми технологиями. Так, по данным PwC, в США стоимость 1 МВт ч для станций на базе газотурбинных установок (ГТУ) сегодня составляет около $97, для атомных станций и технологии сжигания угля — примерно $60, для парогазовых установок (ПГУ) — $51. Для ВИЭ цены ниже: порядка $42 для ветроэнергетики, $55 — для солнечных систем. Что касается первоначальных капитальных затрат, то здесь тенденция обратная: за 1 кВт мощности ГТУ и ПГУ приходится платить около $1 тыс., тогда как для ветроэнергетики этот показатель составляет $1,8 тыс. за 1 кВт, для солнечных систем — $1,77 за 1 кВт. По сути, операционные расходы генерации ВИЭ стремятся к нулю, поскольку они используют "бесплатные" энергетические ресурсы: энергию солнца, ветра, воды, отходы производства. Стоимость электроэнергии ВИЭ включает в себя себестоимость строительства такого объекта. Основной причиной снижения стоимости энергии ВИЭ в мире стало удешевление стоимости оборудования, в частности выход китайских производителей на рынок солнечной генерации, говорит Наталья Порохова из Аналитического кредитного рейтингового агентства.

В России тренд обратный. В стране почти не производится собственного оборудования для зеленой генерации. Поэтому после девальвации стоимость ВИЭ возросла. "Программа поддержки ВИЭ в России, как и в других странах--нетто-экспортерах ресурсов, направлена на развитие собственных технологий ВИЭ, и если в локализации будут достигнуты успехи, то, возможно, будут достигнуты успехи и с точки зрения удешевления стоимости ВИЭ",— прогнозирует госпожа Порохова.

Распределить по потребителям

Кроме больших генерирующих мощностей энергетика все чаще использует распределенную генерацию, работающую под конкретного потребителя. В Европе и США помимо малых станций, питающихся от углеводородного топлива, в качестве источника для распределенной генерации выступают солнечные и ветряные системы, а также микротурбины.

В России тренд на розничные электростанции зародился в начале 2010-х. Длительное время распределенная генерация ассоциировалась со схемами резервного питания, подстраховывающими потребителей от перебоев в работе сетей. Первыми интерес к собственной генерации стали проявлять энергоемкие производства — нефтедобыча и металлургия. За ними последовали и другие отрасли, и распределенная генерация стала одной из наиболее растущих отраслей электроэнергетики, прибавлявшей к своей ежегодной выработке 1,9%, притом что в среднем производство электроэнергии росло на 0,3% в год, говорит Наталья Порохова. В отличие от строительства крупных промышленных электростанций, распределенная генерация не требует больших финансовых вливаний и позволяет быстро нарастить энергомощности. По данным ассоциации "Сообщество потребителей электроэнергии", доля выработки на блок-станциях (генерация промпредприятий) в общей выработке ЕЭС России выросла с 4,8% в 2011 году до 5,5% в 2014 году. Рост прогнозировало и государство: к 2030 году доля РГ должна была составить 15% от всей мощности ТЭС. Основными причинами бума развития распределенной энергетики стали высокая стоимость присоединения к сетям и сложность этой процедуры. А резкий рост цен на электроэнергию привел к тому, что окупаемость в строительство собственной генерации достигалась за четыре-семь лет.

Радужные перспективы сегмента разрушила девальвация рубля 2014-2015 годов. Нестабильность экономики привела к тому, что стоимость зарубежного оборудования, доминирующего в собственной генерации, выросла в два раза. Соответственно, экономический стимул к замещению электроэнергии из сети пропал, считает госпожа Порохова. Более того, важным драйвером строительства собственной генерации было расширение производственных мощностей, а сейчас в рамках экономической стагнации и падения инвестиций этот драйвер также исчез.

Накопление энергии

Стремительный рост безуглеродной генерации усилил потребность в развитии технологий накопления энергии. Самым распространенным способом сохранить электроэнергию остается гидроаккумуляция. Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС) копят воду в ночное время, когда стоимость электроэнергии минимальна, а выработка энергии начинается во время пиковых нагрузок на сеть. В России уже построена Загорская ГАЭС, строятся Зеленчукская ГЭС-ГАЭС и Загорская ГАЭС-2.

Но сейчас активно развиваются и иные способы хранения электроэнергии:литиево-ионные батареи, тепловые аккумуляторы и технологии физического хранения электроэнергии с использованием сжатого воздуха. По данным PwC, затраты на технологии литиево-ионных батарей снижались примерно по 10% в год в течение последних семи лет — например, в Германии затраты с 2010 года упали на 80%.

Хранение электроэнергии в объеме 5 тыс. МВт ч, распределяемой по сети, может быть экономически выгодным в США при стоимости с учетом монтажа на уровне $350 за 1 кВт ч. "Это говорит о том, что широкое внедрение технологии не является неизбежным, но в то же время не препятствует значительным инвестициям для расширения производственных мощностей",— отмечается в исследовании PwC.

В России же только приступили к разработке программы развития промышленных технологий хранения электроэнергии (power storage). Соответствующее поручение в июне вице-премьер Аркадий Дворкович дал Минэнерго и "Роснано". Как рассказал BG управляющий директор по сопровождению проектов в органах власти "Роснано" Тимур Котляр, на данном этапе прорабатываются меры государственной поддержки стимулирования разработок перспективных технологий, в том числе по созданию производства в РФ систем хранения для внутреннего рынка и экспорта. В перспективе системы хранения могут применяться в центрах обработки данных, при цифровом производстве, в инфраструктуре сотовой связи, электротранспорте и на автономных объектах с собственными источниками энергии.

Государственные меры будут касаться нескольких направлений. Первая из них направлена на поддержку проектов в сфере разработки технологий и создания производства систем хранения электроэнергии для внутреннего рынка и экспорта. Проекты с адресной поддержкой предполагается отбирать через конкурс. Также правительство намерено стимулировать развитие наиболее приоритетных сфер применения систем хранения электроэнергии в РФ. Здесь вместе с экспертами и органами государственной власти пройдет отбор двух-трех приоритетных сфер применения систем хранения электроэнергии, комментирует господин Котляр. Базовые предложения будут подготовлены в конце 2016 — начале 2017 годов.

Со стороны догоняющих

Технологические изменения в структуре энергетического комплекса происходят и в России. Так, в России постепенно разворачивается рынок электромобилей и обслуживающей инфраструктуры для них. Уже разработан проект правительственной программы развития электрического автотранспорта в РФ до 2025 года. Для стимулирования производства и потребления правительство предлагает предоставить владельцам электрокаров льготные тарифы на платных дорогах, бесплатные парковки в городах, возможность двигаться по выделенным полосам для общественного транспорта, нулевой транспортный налог. Власти также намерены упростить порядок землеотвода для развития сетей зарядных станций, установить обязательную долю электромобильной техники в парках общественного транспорта и оснастить стоянки ТЦ и городские парковки зарядными станциями. Таким образом правительство рассчитывает сделать электротранспорт в России массовым явлением. Эти меры схожи с теми льготами, которые получают владельцы электротранспорта в европейских странах, в частности в США, Китае, Японии и Нидерландах. В настоящее время электромобили занимают менее 0,3% от общего мирового парка автомобилей. По данным Международного энергетического агентства ОЭСР, в 2015 году в мире насчитывалось 1,26 млн электрокаров.

Что касается зарядной инфраструктуры, то, по оценкам экспертов ABB, на данный момент в России установлено порядка 200 зарядных станций и почти все они медленного типа. Но с учетом изменений в российском законодательстве можно рассчитывать на то, что Россия догонит европейский рынок через три-четыре года.

Аналитики считают, что развитие рынка электромобилей может очень существенно повлиять на трансформацию энергетического ландшафта во всем мире. С момента выпуска компанией GE первого электромобиля EV1 в 1990-х в мире уже построено огромное количество зарядных станций, параллельно росла привлекательность электрокаров для потребителей: снизились их стоимость и время зарядки, увеличились пробег и производительность. По данным PwC, при наличии 35% гибридных автомобилей пиковый спрос на электричество должен увеличиться на 27%.

"Россети" реализуют масштабный проект по развитию зарядной инфраструктуры для электромобилей. На сегодняшний день на территории столичного региона действует более 30 зарядных станций. Основная их часть — это станции производства Enso EVC-100 (станции дозарядки), которые оснащены двумя разъемами: евророзеткой и портом Mennekes для зарядки трехфазным током. Кроме того, в сети представлены экспресс-зарядки и первые отечественные зарядные станции "Фора". Компания с 2015 года включилась в реализацию проекта "Московский электротранспорт", который курирует столичный департамент транспорта: сегодня новые электрозарядки энергетики устанавливают в том числе на муниципальных парковках города. В ближайших планах сетевой компании — расширение покрытия сети зарядных станций за счет их установки на подмосковных территориях.

Интеллектуальный учет

В последние годы в правительстве активно обсуждается вопрос внедрения на рынке интеллектуальных приборов учета энергопотребления (ИПУ), которые помогают снизить потери электроэнергии и расходы на отключение недобросовестных потребителей. Предполагается, что постепенно все ИПУ будут объединены в интеллектуальную систему учета (ИСУ), говорит председатель правления Ассоциации ГП и ЭСК Наталья Невмержицкая. В настоящее время Минэнерго разрабатывает законопроект по внедрению ИСУ, предполагающий создание сетевыми организациями ИСУ за счет тарифа, а установку ИПУ — за счет собственных средств (нетарифных источников) для старых потребителей и за счет тарифа для новых потребителей. В России уже есть опыт внедрения ИПУ с функцией дистанционного отключения. В частности, такие системы работают в Московской области и Перми. "Основным моментом является то, что устанавливаемые сетевой организацией ИПУ должны автоматически признаваться расчетными приборами учета. Соответственно, сетевой компании будет выгодно устанавливать ИПУ за счет собственных средств в местах с существенными потерями электрической энергии и плохой платежной дисциплиной",— поясняет госпожа Невмержицкая.

По подсчетам Минэнерго, установка интеллектуальных приборов учета по всей РФ обойдется примерно в 400 млрд руб. Вопрос финансирования этих мер требует дополнительного обсуждений считают в ГП и ЭСК, поскольку выделение средств на мероприятия по интеллектуальному учету из тарифа на передачу порождает еще один тип перекрестного субсидирования. В ассоциации считают, что целесообразно идти по пути постепенной интеллектуализации приборов учета, а именно: первым шагом должно стать требование соответствия критериям "интеллектуальности" ко всем вновь устанавливаемым приборам учета, а также к приборам, которые заменяются; далее требуется введение стандартизированного формата передачи данных ИПУ для всех держателей ИСУ, которыми должны быть не только сетевые компании, но и все лица, заинтересованные в ИСУ, в том числе и ГП, и автоматического включения в ИСУ прибора учета потребителя, удовлетворяющего требованиям к ИПУ.

В текущем году на рынке электроэнергии начал действовать механизм управления пиковым спросом. Речь идет о механизме ценозависимого снижения потребления (demand response), когда потребители соглашаются оперативно снижать потребление. Если сейчас для покрытия пиковых нагрузок регулятор должен ввести дополнительные генерирующие мощности, то теперь он сможет и директивно снижать потребление.

Предполагается, что потребитель должен разгружаться по команде "Системного оператора" от одного до десяти раз в месяц на два, четыре или восемь часов. За неиспользованную мощность он может не платить, но за невыполнение разгрузки получит штраф в размере 25% от стоимости мощности. "Системный оператор" имеет право разгружать потребителя, если это приведет к уменьшению максимальной цены на рынке электроэнергии (РСВ) за час не менее чем на 1%. Пока поучаствовать в механизме ценозависимого потребления, участники которого определись на конкурентном отборе мощности на 2020 год, захотела только одна компания — "Русал Новокузнецк". Но механизм будет использоваться и раньше 2020 года: "Системный оператор" планирует отобрать перечень покупателей с ценозависимым потреблением на 2017-2019 годы, они не смогут влиять на цену мощности в этот период, но зато будут участвовать в формировании цен на РСВ.

Такая модель управления спросом не нова для мировых рынков электроэнергии. Так, по данным "Системного оператора", объем мощности demand response в мире в 2016 году составил 39 ГВт, из них крупнейшим потребителем является Северная Америка (28 ГВт). Предположительно объем demand response в мире к 2025 году достигнет 144 ГВт.

Неясное будущее

Отдельно стоит вопрос о том, как трансформация рынка электроэнергетики повлияет на его игроков. С возрастанием темпов внедрения технологий генераторы, сетевые и сбытовые компании, а также поставщики технологий, по сути, оказались в другой реальности: теперь они вынуждены бороться не только за повышение собственной эффективности, но и за внимание клиентов. Потребителю стала важна не только конечная цена поставленной электроэнергии, но и то, как сделать потребление более экономичным и эффективным.

В своем исследовании аналитики PwC рассчитали пять возможных сценариев того, как современные прорывные технологии могут влиять на развитие энергетических компаний: "Утрата связи", "Автономность", "Мобильность и виртуальность", "Интенсивная обработка данных" и "Сворачивание".

В сценарии сворачивания деятельности промышленные игроки начинают самостоятельно генерировать электроэнергию в необходимых им объемах, лишая тем самым компании электроэнергетического сектора источников дохода. В модели интенсивной обработки данных возможности получения дохода переходят к компаниям--разработчикам интеллектуальных аналитических систем. В сценарии, где будущее за мобильностью и виртуальностью, возможность заработать получают поставщики умных энергосистем. Модель, в которой будущее за автономными системами, компании электроэнергетики перестают контролировать большинство источников дохода, а те, что остаются, переходят к поставщикам микроэнергосистем и потребителям. И, наконец, в последнем сценарии — утраты связи с потребителями — возможности получения доходов переходят к игрокам--разработчикам "умного центра управления".

Аналитики резюмируют, что наступает "неясное будущее, полное технологических вызовов", и остается только вопрос о времени и степени их внедрения.

Ускорение смены поколений технологий в электроэнергетике приводит к трансформации энергосектора

Генераторы, сетевые и сбытовые компании и поставщики технологий сегодня вынуждены бороться не только за повышение эффективности, но и за внимание клиентов. Потребителю стала важна не только цена электроэнергии, но и то, как сделать потребление более экономичным и эффективным.
Коммерсантъ