Интервью с экспертами

В преддверии РМЭФ-2025 доктор технических наук, руководитель Центра интеллектуальных электроэнергетических систем и распределенной энергетики Института энергетических исследований Российской академии наук, председатель секции «Активные системы распределения электроэнергии и распределенные энергетические ресурсы» некоммерческого партнерства «Научно-технический совет Единой энергетической системы» Павел Илюшин рассказал о роли и потенциале распределенной энергетики в РФ, а также представил мнение научного сообщества об актуальных проблемах и возможных решениях в этой сфере.

— Павел Владимирович, какие глобальные вызовы решает развитие распределенной энергетики?

При правильном подходе распределенная энергетика позволяет решать широкий круг задач. Это минимизация дефицита мощности в отдельных территориальных энергосистемах, обеспечение надежности и бесперебойности энергоснабжения потребителей, повышение энергосбережения и энергоэффективности, обеспечение экологичности за счет создания гибридных энергетических комплексов, технической и экономической доступности энергоснабжения, а также содействие снижению темпов роста тарифов на электрическую и тепловую энергию. Понятно, что не во всех проектах возможно обеспечить достижение всех из перечисленных эффектов. Важно четко формулировать задачи, которые нужно решить в каждом конкретном случае, и на основании этого разрабатывать несколько вариантов технических решений с выбором оптимального из них на основе результатов технико-экономического обоснования. Следует честно отметить, что распределенная энергетика не может решить все без исключения задачи, но она и не должна это делать. У нее есть области эффективного применения, как и у любого другого технического решения, где она имеет существенные преимущества по сравнению со всеми остальными способами.

— На ваш взгляд, какие трудности сегодня есть в сфере развития распределенной энергетики? Какие системные решения были бы полезны для отрасли?

— Процесс развития распределенной энергетики в России является малоуправляемым, слаборегулируемым и, соответственно, плохопрогнозируемым. Чтобы изменить это, в первую очередь надо определить в нормативно-правовых документах роль, место и способы эффективного применения распределенной энергетики. Еще один шаг — для каждой территориальной энергосистемы определить, где, сколько, каких объектов распределенной генерации и когда требуется ввести для решения задач доступности и бесперебойности энергоснабжения потребителей. И, наконец, необходимо разработать прозрачные механизмы получения и распределения экономических эффектов от развития распределенной энергетики, что позволит привлечь частные инвестиции в электроэнергетику регионов и создать новые рабочие места. Перечислю буквально по пунктам, что нужно сделать, чтобы распределенная энергетика могла развиваться и решать актуальные для страны задачи:

● отказаться от вывода объектов распределенной энергетики мощностью более 5 МВт на оптовый рынок электрической энергии и мощности;
● снять запрет на выдачу мощности объектами распределенной энергетики в распределительные сети;
● снять запрет на совмещение деятельности по производству, передаче и продаже электроэнергии для объектов распределенной энергетики мощностью до 25 МВт;
● в схемы и программы развития электроэнергетических систем России обязательно включать информацию по объектам распределенной энергетики для оптимизации затрат на сооружение электросетевых объектов;
● в схемы теплоснабжения муниципальных образований обязательно включать варианты организации теплоснабжения потребителей от объектов распределенной энергетики;
● обеспечить интеграцию объектов распределенной энергетики в рынок системных услуг (через агрегаторы), а также создание рынка локальных сетевых услуг на розничных рынках электроэнергии и мощности, а для этого требуется развитие розничного рынка, в рамках которого функционирует большинство объектов распределенной энергетики.

— Насколько внимателен рынок и государство к инновациям в этой области? Что уже внедрено, а что осталось незамеченным или требует прорывных решений?

— К сожалению, не получили должного внимания разработки, нацеленные на повышение энергосбережения и энергоэффективности в сфере жилищно-коммунального хозяйства за счет преобразования отопительных газовых котельных в мини-ТЭЦ. Эти решения особенно актуальны для малых и средних городов, где отсутствуют собственные источники электроэнергии, при этом создание мини-ТЭЦ позволяет существенно повысить надежность и бесперебойность электро- и теплоснабжения потребителей. Могу сказать, что собственники бизнеса, которые заинтересованы в развитии распределенной энергетики в России, очень внимательно отслеживают современные разработки в этой области, так как это позволяет им реализовывать наиболее эффективные с технической и экономической точки зрения проекты.

— Какие неочевидные проблемы возникают при реализации проектов распределенной энергетики?

— В отличие от традиционных электростанций, для части из которых возможна разработка типовых проектов, объекты распределенной энергетики являются уникальными. Здесь почти отсутствуют типовые решения. Это связано с особенностями режимов работы потребителей, суточными и годовыми графиками потребления энергии, использованием первичных и вторичных энергоресурсов для производства необходимых видов энергии, функционированием в составе энергосистем или изолированных энергорайонов и т.д. Этот список можно продолжать долго. Конечно, имеется целый набор отдельных типовых технических решений, который можно использовать, но сам проект практически всегда уникален. Поэтому при реализации каждого проекта возникают трудности, с которыми не сталкивались ранее. Отсюда бесконечный поток вопросов к научному и инженерному сообществу, которые необходимо оперативно решать.

— Каким вы видите будущее распределенной энергетики через 10–15 лет?

— Оптимальное сочетание объектов традиционной, распределенной и возобновляемой энергетики с минимизацией негативных факторов позволит достичь эффективного функционирования всей электроэнергетики России. Надеюсь, что в перспективе 10–15 лет этот вопрос будет решаться всеми заинтересованными сторонами, а распределенная энергетика займет достойное место в электроэнергетике России, которое она по праву заслуживает. Это если мы говорим о стратегическом видении. Помимо этого, необходимо решать вопросы законодательного регулирования, а также технического обеспечения: например, крайне важно, чтобы отечественные заводы производили всю линейку оборудования для объектов распределенной энергетики из отечественных комплектующих и материалов.

— Вы участвуете в РМЭФ уже не впервые. На чем стоит особенно акцентироваться с точки зрения научного сообщества?

— В ходе круглого стола НП «НТС ЕЭС» мы обсудим широкий круг вопросов, обозначу лишь три наиболее актуальных в данной научной области.

Первый — разработка общесистемных требований к функционированию локальных интеллектуальных энергосистем (ЛИЭС) суммарной мощностью до 25 МВт с интеллектуальными системами автоматического управления на базе децентрализованных алгоритмов в составе распределительных сетей напряжением 6–10 кВ. Также необходима разработка типовых технических условий на технологическое присоединение ЛИЭС на базе объектов распределенной энергетики к распределительным сетям 6–10 кВ. До последнего времени к распределительным сетям присоединялись отдельные объекты распределенной энергетики, но наиболее перспективным решением является присоединение именно ЛИЭС, которые сбалансированы в нормальном режиме по вырабатываемой/потребляемой активной/реактивной мощности, при этом они имеют возможность выдавать излишки мощности в распределительную сеть. ЛИЭС способны работать и в режиме параллельной работы с энергосистемой, а также в островном режиме при авариях в распределительных сетях, автоматически переходя из одного режима в другой, обеспечивая бесперебойное электроснабжение потребителей.

Второй — управление режимами энергосистем с большой мощностью объектов на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в структуре генерирующих мощностей. В докладах будут представлены наборы технических решений, связанных с применением в составе объектов ВИЭ систем накопления электроэнергии, использованием алгоритма виртуального синхронного генератора в инверторных преобразователях ветроэнергетических установок и солнечных электростанций, внедрением систем краткосрочного и оперативного прогнозирования выдачи мощности объектов ВИЭ, реализацией относительного и абсолютного ограничения выдаваемой мощности, а также предложения по изменению технических требований к объектам ВИЭ большой мощности.

И третий вопрос — разработка способов эффективного использования объектов распределенной энергетики для обеспечения гибкости, живучести и энергетической безопасности территориальных энергосистем и отдельных потребителей электроэнергии, включая промышленных и коммерческих. В условиях современных угроз природного и техногенного характера объекты распределенной энергетики позволяют адекватно отвечать на эти угрозы применительно к вопросам обеспечения бесперебойного электро- и теплоснабжения потребителей.

— Какие выводы и решения могли бы стать наиболее конструктивными итогами Форума, на ваш взгляд?

— В первую очередь необходимо продолжать научные разработки в наиболее значимых областях развития распределенной энергетики, в особенности это относится к сложным алгоритмам и системам управления и регулирования параметров режима. Задача скоординированного управления распределенными по территории объектами является сложной, так как часть алгоритмов может быть реализована на базе децентрализованных принципов, а для решения оптимизационных задач требуется применять централизованные подходы.

Новые разработки и технические решения следует реализовывать в рамках пилотных проектов для оперативного выявления слабых сторон и их устранения с целью последующего тиражирования на новых объектах.

Важно осуществлять сбор и анализ технико-экономических показателей по реализованным проектам в области распределенной энергетики для создания набора оптимальных технических решений.

В сфере распределенной энергетики важна не конкуренция, а согласованное сотрудничество различных компаний. Это позволит совместно реализовывать достаточно сложные крупные проекты в минимально возможные сроки и на экономически привлекательных условиях для заказчиков.

Беседовал Михаил Грачев

Накануне РМЭФ-2025 Валерий Дзюбенко, директор ассоциации «Сообщество потребителей энергии», участники которой используют более половины от общего объема промышленного электричества в Российской Федерации, рассказал, в чем проблема с утвержденной в январе 2025 года Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2042 года (Генсхемой-2042), что именно и почему предлагают исправить промышленники и насколько нынешняя тарифная политика соотносится с рыночными механизмами.

— Конференция ассоциации на РМЭФ посвящена балансировке запросов энергетики и возможностей экономики в контексте Генсхемы-2042. Получается, что в настоящее время есть дисбаланс? В чем он заключается?

— По утвержденным Правительством РФ планам, нужно реконструировать и ввести новые 82 ГВт мощностей. Но при этом установленная мощность энергосистемы увеличится на меньшую величину, так как параллельно будет выведено из эксплуатации какое-то количество сильно устаревшего оборудования. Сумма капзатрат, необходимая на реализацию Генсехмы, составляет примерно 40 трлн рублей в ценах текущего года. Это звучит серьезно и даже опасно, учитывая, что реальные затраты могут оказаться еще выше. Особенно если принять во внимание, что для 67% из них нет источника финансирования, потому что у потребителей просто нет таких денег.

— Что можно предпринять, чтобы снизить финансовую нагрузку?

— Одним из вариантов является использование собственной генерации крупных промышленных потребителей. В сегодняшних условиях она более эффективна, чем проекты, предполагаемые Генсхемой. Если сравнить показатель LCOE (средняя расчетная себестоимость производства электроэнергии на протяжении жизненного цикла электростанции), включая инвестиции и текущие затраты, получается, что киловатт-час собственной генерации более чем в 2 раза дешевле «централизованного».

Владелец собственной генерации не закладывает в цену доходность, как это делает участник договора о предоставлении мощности (ДПМ): у него есть возможность оптимизации CapEx (капитальных расходов) за счет переноса части затрат в себестоимость основной продукции. У собственной генерации выше эффективность за счет традиционно высокого показателя КИУМ (Коэффициент использования установленной мощности). Наконец, собственник может не выполнять требования по локализации, взяв готовые эффективные решения из доступных на рынке. В результате финансовая нагрузка на экономику может снизиться на 10–12 трлн рублей.

— Есть ли альтернативные идеи у ассоциации по преодолению недостатка ресурсов потребителей для реализации Генсхемы-2042, достойные рассмотрения в ходе РМЭФ?

— Что еще можно предложить для решения проблемы дисбаланса:

● внедрение нового инвестиционного инструмента — инвестиционного договора;

● строительство генерации на ВИЭ, которое уже стало возможным по текущей цене рынка, без ДПМ;

● снятие ограничений, препятствующих работе собственных генерирующих объектов потребителей мощностью выше 25 МВт на розничном рынке и выталкивающих их на оптовый рынок;

● формирование нормативной основы для существования нового вида объектов генерации — оптово-розничных (при таком режиме станция установленной мощностью, например, 1 ГВт получает возможность поставлять часть генерации, допустим, 200 МВт, на розничный рынок, а остальной объем — на оптовый);

● контракты на разницу цен (если цена рынка выходит меньше цены контракта, то происходит доплата со стороны государства, а превышение цен обращается в доходы государства);

● помощь государства может быть сродни той помощи, которую оно предоставляет промышленности в виде обратных акцизов, субсидий, грантов, налоговых льгот, кредитов по пониженным ставкам.

Еще мы предлагаем рассмотреть принципиально новый для энергетики, но отшлифованный в девелопменте формат финансирования нового строительства. Как сегодня выглядит схема финансирования по ДПМ: выигрывается конкурс или в отдельных случаях правительство назначает ответственного, который строит объект генерации, берет деньги в кредит, закладывает 14%-ную надбавку, делает схему выдачи мощности. В результате стоимость проекта возрастает примерно на 60%.

Наше предложение — это организация финансирования по механизму эскроу-счета. Потребители пополняют эскроу-счет, а строитель получает деньги поэтапно: сначала на разработку проектной документации, рабочей документации, потом на нулевой этап строительства, заказ оборудования тоже может идти этапами, и собственно инвестор получает эти средства уже в банке под 4–9%. Суммарная стоимость денег и проекта окажется намного меньше, чем при механизме ДПМ. Это новый механизм для рынка энергетики, но он широко используется в капитальном строительстве. ДПМ удобен генераторам и банкам, а мы хотим сделать механизм, выгодный и эффективный для потребителей.

— Что сегодня происходит с идеей собственной генерации в восприятии крупных промышленных потребителей? Рассматривается ли она как способ контроля затрат и повышения энергобезопасности?

— Для крупных энергоемких потребителей катализатором строительства собственной генерации является не только возможность покупать электроэнергию дешевле. Это может быть способом решения вопросов экологии, например для утилизации попутного нефтяного газа. Собственная генерация может частично помочь в сокращении дисбаланса, заложенного в Генсхеме: потребители могут построить до 15–17 ГВт розничной генерации.

Также побуждают к строительству собственной генерации отключения и рост аварийности энергосистемы. Есть производства, которые даже после замыканий на миллисекунды восстанавливаются по 3–4 дня, и потери от перебоев исчисляются миллиардами рублей. Если раньше потребители говорили только о цене, то сейчас речь идет еще и о надежности энергосистемы.

Полный или частичный уход на собственную генерацию — это далеко не всегда вред для рынка. Перед отраслью стоит задача большой модернизации, здесь промышленность точно может подставить плечо. Общественная польза в том, что потребители построят объекты, которые будут дешевле для энергосистемы. Они создадут ценовые бенчмарки на оборудование, которое, вероятно, придет из дружественных стран.

— Предприятия, входящие в ассоциацию, являются крупнейшими потребителями электроэнергии в стране. Насколько нынешняя тарифная политика отвечает их потребностям?

— Рост тарифов в электросетевом комплексе идет форсированными темпами. В прогнозе социально-экономического развития на 2025 год установлен порог роста тарифов на 11,6%, он соблюден только в 10 регионах, в остальных — превышение.

Предлагаемый инструментарий для регулирования, который должен выступать в качестве временной меры поддержки, используется для наращивания тарифов. Например, введение механизма дифференциации тарифов для населения должно было привести к уменьшению перекрестного субсидирования, а в результате мы получили его рост по всей стране в этом году на 13%, или на 40 млрд рублей. Ожидаем, что дополнительная финансовая нагрузка на промышленного потребителя в 2025 году составит около 340 млрд рублей. Основной вклад в рост «перекрестки» вносят именно запросы электросетевого комплекса. Нужно решать вопросы через рост эффективности и сокращение издержек, а не навешивать неэффективность на промышленных потребителей.

Крайне важно, чтобы электросетевой монополист придерживался рыночных и технологических принципов функционирования энергосистемы. К сожалению, так происходит не всегда. Иллюстрацией отступления от этих принципов служит отказ от расчета сетевого платежа по часам контроля системного оператора. Это подрывает механизм саморегулирования энергосистемы. Отказ от рыночных инструментов регулирования неизбежно приведет к таким негативным последствиям, как искажение суточного графика электрических нагрузок, увеличение пиковых значений потребления, возникновение перегрузок в отдельных сечениях сети, формирование локальных дефицитов мощности.

В результате для устранения возникших проблем потребуется дополнительное строительство сетевых объектов, что создаст замкнутый цикл неэффективных решений и приведет к необоснованному росту капитальных затрат.

Беседовал Михаил Грачев