Совершенно новый рынок объемом 40 млрд долларов к 2035 году сулит нам дорожная карта Национальной технологической инициативы в области EnergyNet («Энерджинет») для российских компаний. Цифра 40 млрд долларов не столь уж велика — это лишь немногим более 5% от огромного пирога «большой» энергетики, вложения в которую во всем мире, по оценкам Центра стратегических разработок, будут достигать 700 млрд долларов в год на горизонте двух десятилетий.
EnergyNet — очень обширное и очень аморфное понятие, объединяющее в себе сразу несколько крупных блоков в области электроэнергетической инфраструктуры. Сюда входят интеллектуальная распределенная энергетика (солнечные батареи, ветряки, тепловые насосы, накопители), умные распределительные сети, цифровые потребительские сервисы (гибкое потребление электроэнергии, транспорт и т. д.).
Огромный пласт технологических, регуляторных и нормативных проблем внедрения в России умной энергетики был рассмотрен на круглом столе «Умная инфраструктура “Энерджинет” как будущее российской экономики» на минувшей неделе. По итогам обсуждения сделано несколько выводов — негативные и позитивные. Да, мы сильно отстали от западных и восточных конкурентов в области альтернативной энергетики: в стране мало солнечных, ветряных и геотермальных станций. Однако, похоже, все это нам и не нужно — тепловая, атомная и гидроэнергетика еще долго будут обходиться дешевле альтернативных источников, ведь на значительной части нашей территории мало солнца, а там, где есть ветер, не всегда есть потребитель.
Не очень хорошо обстоят дела и с умными потребительскими сервисами — однако и это не так важно: пока низкая цена (относительно других стран) на электричество лишает людей стимула оптимизировать график потребления электроэнергии или перепродавать ее. Да и не надо сравнивать ситуацию в западных странах, активно спонсировавших использование рядовыми пользователями альтернативных методов производства энергии, и нашу, когда от рядовых небогатых потребителей ждут, что они сами начнут производить электричество.
Единственный пункт, где мы имеем шанс прорыва, — это технологии Smart Grid, умных сетей. На их быстрое развитие в России есть экономический и технологический спрос, и здесь российская инженерная школа находится в авангарде мировых трендов.
Российское сетевое хозяйство — это огромная инфраструктура, строительство которой ведется последние сто лет. По самым скромным оценкам, стоимостная оценка этой инфраструктуры — около 10 трлн рублей, а ее износ превысил 70%. Даже для того, чтобы поддержать сети на текущем уровне износа, в них необходимо вкладывать по 200–300 млрд рублей в год, и, конечно, за это заплатит потребитель. Однако если к этой проблеме подойти со стороны новых технологий, то есть сделать сети умными, это позволит сильно сэкономить на потерях, обслуживании и амортизации, а значит, при сохранении тарифа заметно модернизировать инфраструктуру.
Таврические пилоты
Сегодня в России есть два знаковых пилотных проекта построения умных и гибких сетей — в Калининградской области и в Севастополе.
«В Калининграде завершен первый этап — система автоматизации распределительных сетей. В этом году планируется завершение второго этапа — системы энергомониторинга. И наконец, в следующем году заработает система поддержки принятия решений. После чего уже должны наступить этапы тиражирования результатов этого проекта», — заявил в ходе круглого стола Алексей Чалый, генеральный директор компании «Разумные электрические сети». На основе калининградского опыта запускается проект в Севастополе — к 2018 году на территории города также должны появиться элементы умной электросети.
Smart Grid на самом деле представляет собой технологическую революцию в энергетике — сфере, как ни странно, довольно консервативной. Принципы электросетевого строительства были заложены инженерами более ста лет назад, и с того момента в основе функционирования сетей мало что поменялось. Традиционно сети прокладываются по мере разрастания населенного пункта и, по большому счету, повторяют неоптимальную топологию городов и поселков. В итоге строительство сетей идет с запасом. Часто сети низких напряжений, где происходят основные аварии и теряется электричество, обслуживают неоправданно большие территории. Кроме того, нередко сети дублируют друг друга, и если происходит авария, то ремонтные бригады просто производят переключение источников питания, однако на то, чтобы выявить и локализовать место аварии, уходит очень много времени и сил. Все это и формирует затратную часть любой сети — потери, ремонт и амортизация. Тут нужно напомнить, что сетевой тариф (с учетом потерь в сетях) доходит до 50% конечной стоимости электроэнергии.
И вот в Калининграде компания «Таврида Электрик» отошла от классической схемы организации электропитания региона и попыталась оптимизировать электросетевое хозяйство. На первом этапе в сети были установлены так называемые реклоузеры — интеллектуальное устройство, в реальном времени анализирующее параметры работы сети и при необходимости (в случае аварии) выполняющее реконфигурацию. Реклоузер локализует поврежденный участок и автоматически восстанавливает электроснабжение потребителей на неповрежденных участках. Но самое главное, при этом исключается необходимость дистанционного поиска повреждения и его устранения, ведь все это выполняется по месту работы реклоузера.
Однако проблема не в том, чтобы установить сами по себе реклоузеры, а в том, в каком месте их поставить. Для этого требуются очень серьезные расчеты, но, если все сделать правильно, обычная медно-алюминиевая сеть превращается в цифровую. Данные с реклоузеров стекаются в единую диспетчерскую. Информация об авариях, о потреблении учитывается централизованно. «В комплексе это позволяет снизить потери практически в два раза — с 24 до 10 процентов. Это дает возможность существенно уменьшить количество выездов персонала, на 50 процентов увеличить надежность и, естественно, снизить недоотпуск. С учетом всех этих эффектов мы выходим на окупаемость семь с половиной лет, при всей стоимости проекта порядка четырехсот миллионов», — рассказывает о конечной цели проекта Алексей Чалый.
Другая важная часть в том, что диспетчеризация сети становится двухуровневой. Первый уровень реализуется средствами автоматики непосредственно на месте, без вовлечения диспетчера. Для второго нужен диспетчер, но он действует с помощью интеллектуальных систем, которые частично берут на себя функции диспетчера и частично выступают в роли интеллектуального подсказчика.
«В Севастополе мы делаем проект, который предусматривает еще более продвинутые технологии. Там впервые создается система, в которой аппараты, обеспечивающие автоматическое выделение поврежденного участка, не требуют индивидуальных настроек. Кроме того, в Севастополе отрабатываем технологию интеллектуальных облегченных подстанций, которые должны по себестоимости быть примерно вдвое эффективнее сегодняшних технических решений», — рассказал Алексей Чалый.
В итоге цифровизация сети позволяет сократить все три основные статьи затрат сетевого комплекса. Амортизация снижается за счет упрощения сети и использования более дешевого оборудования. Потери падают как за счет уменьшения воровства, так и за счет более оптимальной загрузки сети и уменьшения технологических потерь — сокращаются размеры сетей низкого напряжения и оптимизируется трансформаторное хозяйство. Наконец, снижаются затраты на персонал, поскольку заметно уменьшается количество аварий, а с ними и необходимость аварийных бригад.
Оцифрованная медь
Умные решения, предлагаемые «Таврида Электрик», реализуются в рамках РЭС — районных электрических сетей. В понимании специалистов «Тавриды», РЭС — базовая ячейка электросетевого хозяйства. В «Россетях» 1700 РЭС, независимых от «Россетей» ТСО еще порядка двух тысяч. То есть российская энергосистема — это несколько тысяч базовых ячеек — РЭСов, объединенных между собой линиями электропередачи различной мощности. Цифровизация этих базовых ячеек и есть тот самый первый и в то же время сложный этап в построении глобальной Smart Grid во всей стране.
Для «Россетей» пилоты в Севастополе и Калининграде не просто эксперименты, а необходимый шаг. В отрасли меняется парадигма электросетевого комплекса, и прежде всего меняется потребитель. Раньше основной потребитель был индустриальный — металлургические заводы, машиностроительные гиганты, потреблявшие до 75% электроэнергии. Население и социальная сфера забирали оставшиеся 25%.
Сейчас структура потребления меняется кардинально. Объем потребления населением за последние пять лет вырос на 16%, при этом с 2010 года промышленные потребители снизили покупку электричества на 4%. В итоге потребление промышленностью и населением соотносится на текущий момент как 50 на 50. Естественно, изменилось требование к качеству поставки, поскольку электроприемники стали совершенно другого уровня. Если еще четверть века назад главными потребителями электроэнергии были примитивные нагреватели и лампочки накаливания, то сейчас в квартирах стоят компьютеры, телевизоры и масса другой «нежной» техники, что сильно изменило требование к качеству сетей.
«Мы должны меняться в сторону новых запросов потребителей, чтобы их максимально удовлетворить. Кроме того, “Россети” с 2013 по 2015 год жили в условиях нулевого роста тарифов. С 2015-го по настоящее время мы живем в условиях роста тарифов не более трех процентов, поэтому экономика предъявляет требования снижения издержек. Мы вынуждены искать резервы и в потерях, и в росте производительности труда, и в снижении операционных издержек. Поэтому мы решили использовать IT-решения и по максимуму участвуем в инновациях, предоставляя пилотные площадки. Со временем успешный опыт будет растиражирован», — сказал на круглом столе заместитель генерального директора по развитию и реализации услуг «Россетей» Константин Петухов.
Реализация пилотного проекта в Калининграде еще не говорит о промышленной эксплуатации оборудования Smart Grid по всей стране. Тем не менее в «Россетях» настроены весьма оптимистически. «При масштабировании этих технологий мультипликативный эффект даст возможность остановить рост тарифов. Кроме того, умные сети позволят активному потребителю, который появится на этом рынке, получить дополнительные доходы и заработки, если потребитель имеет какие-то энергогенерирующие устройства или накопители. Но чтобы все это реализовать и дождаться изменений отрасли и рынка, сетевые тарифы должны быть долгосрочными, по крайней мере, на момент перехода на новую топологию сетей и на новые отношения в отрасли. Эти тарифы должны позволять окупать вложения в модернизацию», — добавляет директор департамента технологического развития и инноваций ПАО «Россети» Владимир Софьин. То есть тарифы должны мотивировать и компанию, и потребителей экономить электроэнергию и мощности.
Согласен с коллегами и Алексей Чалый. По его мнению, для того чтобы массово запустить инвестиции в Smart Grid, необходимо сделать небольшую революцию в тарифообразовании. Первое: тариф, устанавливаемый для каждой отдельной сети, должен просматриваться на инвестиционном горизонте, это как минимум десять лет. Второе: тариф должен быть привязан к качеству поставляемого товара — электроэнергии.
Накопитель убегает
Кроме прямой экономической выгоды от внедрения Smart Grid существует и ряд макроэкономических эффектов. Во-первых, растиражированный опыт позволит создать новую технологическую базу — а это НИИ, новые производства, строители т. д. Во-вторых, на глобальном рынке как раз сейчас появляется огромный плацдарм новой энергетики — и мы можем занять на нем не последнее место. «К 2035 году в мире ежегодно будет тратиться по 700 миллиардов долларов на новую энергетику, и в первую очередь наши технологии могут быть использованы в странах БРИКС и в других развивающихся странах», — говорит Дмитрий Холкин, руководитель Проектного центра развития инноваций фонда «Центр стратегических разработок». В фонде также отмечают, что существуют инерционный и инновационный сценарии развития энергетики в России. И в инновационном сценарии цена на электроэнергию будет расти на 30–40% медленнее (!), чем в инерционном.
Казалось бы, переход на новые технологии нам обеспечен — они окупаются, их поддерживает государство и крупный бизнес, они дают драйверы для роста экономики. Но не все безоблачно. В ближайшие двадцать лет появятся принципиально новые технологии, и чтобы ими обладать, нужно уже сейчас в них вкладываться. Речь, в частности, идет о хранении энергии — направлении, которое бурно развивается. Промышленное хранение энергии принципиально изменит архитектуру и экономику «большой» энергетики, и в этой области у нас как раз пока провал. «В России ситуация по производству накопительного оборудования очень плохая. И в этом плане мы оказываемся опять же в сложной ситуации, хотя есть понимание перспективных технологий и продуктов. Если ничего не делать, то через десятилетие мы их будем покупать в Китае», — предупреждает Дмитрий Холкин.
Подружиться с сетью
Кроме отсутствия масштабных инвестиций в новые разработки есть и чисто юридические коллизии, законодательство за новой действительностью традиционно не поспевает. Государственная дума в перспективе готова разрабатывать новую нормативную базу под «Энерджинет», но вопрос не терпит отлагательств. «Сегодня отсутствует единая государственная политика в области создания и развития интеллектуальной системы учета электрической энергии. По моему мнению, необходима разработка стратегического документа федерального уровня, такого, как, например, “Концепция развития интеллектуального учета в Российской Федерации”, — говорит Виктор Зубарев, депутат Госдумы. — Нам предстоит большая работа по формированию законодательных и организационных основ функционирования отрасли энергосбережения».
Яркий пример анахронизма в регулировании — те же объекты ВИЭ, ветрогенерация или солнечные батареи. По российскому закону это производственные объекты, требующие дополнительных расходов на их охрану. Тогда как во всем мире те же ветряки могут стоять на сельхозземлях, а солнечные батареи — в жилой застройке без сверхтребований к безопасности.
Другая проблема в том, что в настоящее время небольшие объекты генерации не очень желанный гость в энергетической системе. Есть большое количество норм регулирования, которые не позволяют таким объектам включиться в энергосистему, извлекать экономический эффект от взаимодействия с сетью и другими потребителями. Объясняется это тем, что институциональное устройство энергетики сейчас достаточно сбалансировано. «Появление активных потребителей — это новые субъекты, которые появляются в уже обжитом мире и в сложившейся электроэнергетический инфраструктуре. И нужно найти такие регуляторные решения, которые позволяют удачно сбалансировать и избежать любой конфронтации небольшой генерации с уже имеющимися субъектами рынка. Поэтому важно сделать так, чтобы бизнес, распредсети, некрупная генерация имели возможность максимально комфортно интегрироваться в энергетическую “семью”. При этом их обилие не должно привести к развалу энергетической системы — того достояния, которое является залогом эффективности всей экономики страны. В то же время проекты, связанные с микроэнергосистемами, микрогридами, активными потребителями, которые хотят обмениваться энергией в две стороны, не могут пока быть реализованы», — говорит Дмитрий Холкин.
Если не решить регуляторные вопросы, инвесторы не придут в отрасль. А без инвесторов нельзя доказать и показать на фактических проектах, что Smart Grid работает. Поэтому сейчас очень важно создать площадки для регуляторных экспериментов, и на их опыте готовить предложения по совершенствованию законодательства и снятию административных барьеров.
