CC BY
43
УДК 334.784
к вопросу о механизмах поддержки распределенной энергетики
с. а. Некрасов,
кандидат технических наук,
кандидат экономических наук, научный сотрудник Объединенного института высоких температур РАН, член Экспертного совета Комитета по энергетике Государственной думы РФ E-mail: s_a_n1@bk. ru
В статье показана необходимость формирования нового подхода к обоснованию проектов распределенной энергетики. Предложен вариант, который может повысить инвестиционную привлекательность указанных проектов. Отмечено, что именно отсутствие качественного электроснабжения и, как следствие, невозможность расширения производства, развития малого и среднего бизнеса являются причинами обезлюдивания российских территорий.
Ключевые слова: экономическая эффективность, проекты распределенной энергетики, коге-нерация, трансформация напряжения, электрические сети.
В последнее время в мире крайне динамично развивается распределенная энергетика: мощности возобновляемых источников энергии (ВИЭ) увеличиваются со скоростью более 20 % в год. Со времен энергетического кризиса 1970-х гг. рост когенера-ции при энергоснабжении одного потребителя или их небольшой группы преобладает над крупными теплоэлектростанциями (ТЭС). При этом существует тенденция снижения единичных мощностей теплоэлектроцентралей (ТЭЦ). Так, в Японии в 2007 г. работало 11 610 газовых ТЭЦ суммарной мощностью 8 786 МВт, что соответствует средней электрической мощности 0,756 МВт, причем максимальная мощность ТЭЦ не превышала 8,73 МВт [18]. В Нью-Йорке средняя мощность ТЭЦ снизилась в 1980-2006 гг. с 2 до 0,3 МВт [1].
Однако, несмотря на государственную поддержку возобновляемых источников энергии в России,
как ВИЭ, так и когенерация на основе мощностей в указанном диапазоне не получают необходимого развития. Например, распоряжение Правительства РФ от 08.01.2009 № 1-р «Об основных направлениях государственной политики в сфере повышения энергоэффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года» определяет необходимость увеличения доли ВИЭ в выработке электроэнергии до 4,5 % к 2020 г. Приоритетность развития комбинированной выработки тепла и электроэнергии отмечена в федеральных законах от 26.03.2003 № 35-Ф3 «Об электроэнергетике», от 26.03.2003 № 36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период...», от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», от 27.07.2010 № 190-ФЗ «О теплоснабжении» и др.
Действительно, проекты распределенной энергетики всегда имеют альтернативу: ввод в эксплуатацию или увеличение мощности работающей ТЭС, сопровождаемое прокладкой линий электропередач (ЛЭП) от нового источника до конечного потребителя, расширением существующей сетевой инфраструктуры, увеличением трансформаторных мощностей. В результате развитие отечественной энергосистемы в основном происходит на основе строительства новых крупных электростанций и расширения сетевой инфраструктуры. Далее под распределенной энергетикой будем понимать
производство электроэнергии для потребителей, расположенных на расстоянии, при котором можно обеспечить ее передачу без трансформации уровня напряжения, тем самым снизив потребление из сети. В этом случае распределенная энергетика не получает ограничений по мощности источника. С одной стороны, выработку 150-180 МВт на территории металлургического или химического комбината следует отнести к распределенной энергетике, а с другой - регламент [18] определяет максимальные мощности генерирующих объектов, которые могут быть подключены к сети определенного напряжения (не более 7,3 МВт к сети 35 кВ и не более 2,1 МВт к сети 6-10 кВ).
Принимая во внимание обширность российской территории, закономерно предположить, что распределенная энергетика в нашей стране должна развиваться более интенсивно, чем за рубежом. Действительно, надежность электроснабжения российских сельскохозяйственных потребителей составляет 70-100 ч перерывов в электроснабжении в год (в развитых странах - 7-10 ч/год), причем у 35 % сельскохозяйственных потребителей не обеспечивается напряжение, падающее вечерами до 190-200 В, несимметрия по фазам в сетях 0,4 кВ доходит до 50 %. Системы электроснабжения сельских районов напряжением 6-10 кВ имеют общую протяженность 1 184 тыс. км, линии 0,38 кВ - 826 тыс. км. В эксплуатации находится около 500 тыс. трансформаторных пунктов 6-10/0,4 кВ. Отметим, что в процессе их строительства осуществлялся курс на удешевление стоимости сетей. Доля алюминиевых проводов малых сечений до 50 мм2 (а нужно не менее 70 мм2) составляет в линиях 6-10 кВ почти 25 %, а 30 % линий 0,38 кВ смонтировано проводами сечением до 25 мм2, что не обеспечивает пропускную способность. При этом сети 6-10 кВ значительно больше оптимальной длины 8-12 км (более 25 км - 13,3 %, более 50 км - 2,2 %) [5]. Мировая инженерная практика говорит о том, что воздушные ЛЭП напряжением 10 кВ протяженностью 10 км без резервного (автономного) электроснабжения не позволяют организовать нормальное товарное производство (при отключении электричества продукты портятся, скот остается не доеным, не кормленным и не поенным. Цыплята, поросята и другой молодняк могут погибнуть) [6].
Отметим, что для организации промышленного производства на основе современного оборудования, а также автоматизации и компьютеризации
производственного процесса требования к качеству энергоснабжения являются более жесткими, чем для сельскохозяйственного производства. В итоге отсутствие возможности обеспечения стабильного энергоснабжения существующего промышленного или сельскохозяйственного производства является одной из причин невозможности развития малого и среднего бизнеса, расширения промышленного и сельскохозяйственного производства. В результате неизбежна убыль населения, обусловленная миграцией при отсутствии работы на более чем 95 % территории страны. Как видно, формирование условий со стороны качественного энергоснабжения на основе распределенной энергетики для проведения модернизации, развития малого и среднего бизнеса в глубинке является одним из ключевых вопросов для сохранения территориальной целостности Российской Федерации.
Следующим фактором, сдерживающим экономический рост, является стоимость электроэнергии у конечного потребителя. Проанализируем влияние роста издержек и объемов инвестиционных программ сетевых и генерирующих компаний на стоимость электроэнергии у конечного потребителя. С начала 2011 г. российская электроэнергетика стала полностью рыночным сектором экономики за исключением объемов, поставляемых населению и категориям потребителей, приравненных к населению, по регулируемым тарифам. 100 % электроэнергии продается на оптовом и розничном рынках электроэнергии и мощности или поставляется по долгосрочным договорам потребителей с генерирующими или сбытовыми компаниями.
Стоимость электроэнергии на оптовом рынке, определяемая рыночными механизмами, составляет 1-1,2 руб./кВт-ч (первая ценовая зона на начало 2012 г.). Стоимость электроэнергии у конечного потребителя задается государственным регулятором, и для категории «прочие потребители» (к которой относится малый и средний бизнес), как правило, ее величина не ниже 3 руб./кВт-ч. Если рассмотреть отношение индекса равновесных цен (индекс РСВ), определенного по результатам конкурентного отбора заявок на сутки вперед, средневзвешенного по объемам планового почасового потребления, к фактической среднеотпускной цене электроэнергии для конечных потребителей на розничных рынках электроэнергии, средневзвешенной по объемам цены отпуска электроэнергии, гарантируемой поставщиком конечным потребителям, расположенным
в его зоне обслуживания [3], то можно увидеть, что для более половины российских регионов данная величина не превышает одной трети, а для некоторых еще ниже: например, для Тверской области -0,26; Курганской - 0,27; Костромской, Псковской -0,28 и т. д. Очевидно, что с уменьшением доли затрат, определяемых генерацией, растет стоимость электроэнергии для конечного потребителя. Для сравнения заметим, что в США в структуре стоимости электроэнергии для конечного потребителя доля генерации превышает две трети [2].
Разница между ценой электроэнергии у конечного потребителя и на оптовом рынке равна величине сетевых, сбытовых и прочих надбавок. В связи с этим рассмотрим соотношение необходимых капитальных затрат в генерацию и сети.
В международном обзоре World Energy Outlook за 2011 г. суммарный мировой объем инвестиций в электроэнергетику в 2011-2035 гг. оценивается в 16,9 трлн долл. (по курсу 2010 г.), процентное соотношение вложений в объекты генерации и сети - на уровне 58/42. При этом в инвестициях в объекты генерации доля ВИЭ будет составлять 60 % [15]. Как видно, капитальные вложения в генерацию на основе невозобновляемых источников практически в два раза меньше, чем в развитие сетевой инфраструктуры.
В Российской Федерации указанное соотношение будет явно не меньше. В качестве аргументации приведем следующие примеры. В электросетях возникают ситуации, когда подстанции и ЛЭП Единой национальной сети построены, а строительство соответствующих распределительных сетей задерживается. Введенные объекты долгие годы не используются на полную мощность [7]. Даже в Москве встречаются ситуации, когда нагрузка новых подстанций не превышает 7 % (что достаточно сложно представить для вновь построенных ТЭС). Это большие новые подстанции, стоимость которых сотни миллионов рублей. По стране таких подстанций тоже хватает. Получается, что местными органами власти утверждались инвестиционные программы и строились подстанции, которые никому не нужны [4]. В результате проведенной реформы электроэнергетики стоимость электроэнергии на оптовом рынке определяется рыночными механизмами, а тариф конечного потребителя - государственным регулятором. Выполнение инвестиционных программ по увеличению мощности генерации проводится за счет генерирующих компаний. Таким образом, ин-
вестиции в генерацию контролируются частником, а в сетевую инфраструктуру рассчитываются на основе обоснований сетевых организаций. Как видно, контроль эффективности использования новых сетевых объектов и необходимости их строительства проводится еще в недостаточной степени.
Так как распределенная энергетика обеспечивает энергоснабжение потребителей, расположенных на расстоянии, при котором можно обеспечить ее передачу без трансформации уровня напряжения, в сравнении с крупными ТЭС для ее развития требуется меньше удельных инвестиций (на киловатт установленной мощности) в сетевую инфраструктуру. Предложением является формирование нового подхода к обоснованию эффективности проектов распределенной энергетики на основе простой формулы: расчет эффективности «с проектом» и «без проекта». Суть этого принципа в следующем: при реализации проекта его участники осуществляют определенные затраты и получают определенные результаты. Однако, если бы проект был отклонен, то участники все равно продолжали бы как-то функционировать и также осуществляли бы определенные затраты (строительство новых генерирующих источников и расширение сетей, проведение мероприятий по снижению потерь в сетях и др.) и получали результаты. Поэтому оценка эффективности проекта осуществляется путем сопоставления ситуаций «с проектом» и «без проекта». Это означает, что под результатами проекта надо понимать не те затраты, которые будут осуществлены по проекту, и не те результаты, которые при этом будут получены, а только ту приростную (обусловленную реализацией проекта) часть этих затрат и результатов. Поэтому нельзя судить об эффективности проекта, сопоставляя показатели, достигнутые до начала реализации проекта, с теми, которые будут достигнуты после его реализации [8].
Таким образом, требуется учитывать не полные инвестиции в распределенную энергетику, а дополнительную их часть - прирост инвестиций по отношению к инвестициям, связанным со строительством магистральных сетей для выдачи мощности новых крупных энергоблоков ТЭС, с наращиванием соответствующей трансформаторной мощности всех уровней напряжения [12].
Оговоримся, что среди объектов распределенной генерации (ОРГ) необходимо выделять нерегулируемые и регулируемые источники в зависимости
от возможности регулирования нагрузки энергосистемы [11]. К нерегулируемым источникам отнесем ОРГ, производство энергии на которых по заранее заданному графику требует создания систем аккумулирования энергии или поддержания в резерве мощностей, необходимых для производства электроэнергии по графику, задаваемому потребителем. Это большинство видов ВИЭ - ветроэнергетика, солнечные элементы, приливные станции, бесплотинные ГЭС и др. Ко второму типу - ОРГ, которые могут выполнять задачи по регулированию нагрузки энергосистемы: ГЭС с плотинами, работающие круглогодично; генерация на основе невозобнов-ляемых источников. Так как для нерегулируемых ОРГ в любом случае требуется создание резервных или аккумулирующих мощностей, данный подход повлияет на расчет эффективности только регулируемых ОРГ.
Таким образом, при обосновании целесообразности реализации каждого конкретного проекта регулируемых ОРГ должна браться разница между двумя величинами. Первой - капитальными затратами на ввод в эксплуатацию собственно генерации, а также реконструкцию распределительных сетей, в результате которой возможно в частности обеспечивать работу на выделенную нагрузку в случае аварии в сети. Второй - сетевыми затратами, необходимыми для транспорта электроэнергии от нового крупного источника традиционной энергетики: расширение пропускной способности существующих или строительство новых ЛЭП, увеличение трансформаторных мощностей всех требуемых для этой цели классов напряжения (а это не менее двух, а по факту - три, четыре уровня трансформации напряжения). То есть должна оцениваться не вся сумма инвестиций «с проектом», а ее величина, уменьшенная на необходимые инвестиции в случае реализации варианта «без проекта». Задача предлагаемого подхода в проведении экономического сравнения альтернативных вариантов: строительство крупных ТЭС и распределенных регулируемых источников. Поэтому затраты «без проекта» необходимо сравнивать с инвестициями по вводу в эксплуатацию эквивалентной мощности на крупных энергоблоках и их подключению к энергосистеме.
При рассмотрении перспектив развития распределенной энергетики на основе невозобновляемых источников энергии необходимо сформулировать задачу о расчете КПД выработки электроэнергии, потребленной непосредственно потребителем.
Так, определяя КПД распределенной генерации с крупными энергоблоками, КПД последних следует уменьшить на расходы электроэнергии на собственные нужды (которая в настоящее время покупается генерирующими компаниями по тарифу «электроэнергия для промышленных потребителей» - 5-8 % от объема выработки электроэнергии) и сетевые потери (средние значения - 14 % [13]). Проекты по распределенной генерации в первую очередь необходимо реализовывать в наиболее проблемных участках распределительных сетей для удаленных потребителей, где потери по доставке электроэнергии выше средних значений. В итоге необходимо проводить сравнение эффективности работы распределенной генерации не с усредненным КПД российских ТЭС (36-38 %), а с КПД выработки электроэнергии, потребленной конечным удаленным потребителем. При учете всех перечисленных технологических расходов ТЭС, технических и коммерческих сетевых потерь фактическое КПД выработки электроэнергии для маломощного потребителя, которому электроэнергия подается по ЛЭП 10 кВ длиной 10-20 км (а в некоторых случаях и до 70 км [10]), в настоящее время фактически не превышает 25-32 %.
Поэтому актуален вопрос оценки эффекта распределенной генерации с точки зрения эффективности использования топливно-энергетических ресурсов. Так как климатические условия России подразумевают необходимость теплоснабжения потребителей электроэнергии, при развитии распределенной энергетики необходимо принимать во внимание преимущества комбинированной выработки тепла и электроэнергии. Кроме того, распределенная энергетика позволяет достичь целого ряда системных эффектов. Проекты распределенной генерации в подавляющем случае имеют комплексный характер, например, в случае надстройки котельных когенерационными установками происходит повышение коэффициента использования тепла топлива (КИТТ) в сравнении с раздельной выработкой тепла и электроэнергии, обеспечивается снижение затрат на энергоснабжение, происходит повышение качества и надежности электроснабжения, уменьшается загрузка и потери в электрических сетях.
Поэтому было бы правильным решением определять не значения удельных расходов топлива, разнесенных между теплом и электроэнергией, а значение КИТТ. Преимущество этого показателя в том, что его можно применять к целой территории,
оценивая по нему степень топливной эффективности территории в соответствии с энерговооруженностью труда и быта в регионе [9]. Необходимо учитывать, что в результате повышения качества и надежности электроснабжения в российской глубинке открываются возможности установки нового современного оборудования, развития малого и среднего бизнеса, что является необходимым условием для прекращения процесса обезлюдивания более 95 % территории страны. В силу исключительно важных соображений -энергетической безопасности, экологии, создания новых рабочих мест, формирования условий для расширения сельскохозяйственного и промышленного производства, других внешних эффектов, плохо улавливаемых рынками, - государство, а не частные компании, должно быть в большей степени заинтересовано в развитии распределенной энергетики.
Следующим немаловажным сдерживающим фактором развития распределенной энергетики в России является плата за ее присоединение к электрическим сетям. При принятии предлагаемого подхода удельная величина, на которую будут снижены инвестиционные затраты варианта «с проектом», будет максимальна в сетях с наибольшим коэффициентом загрузки. Действительно, удельные вложения в расширение сети для доставки дополнительного киловатта мощности для потребителя, к ним подключенному, в таких сетях будут иметь наибольшую величину. Генерация регулируемых ОРГ по низкой стороне напряжения снизит загрузку понижающих подстанций и приведет к частичному снижению загрузки ЛЭП высокого напряжения. Поэтому в первую очередь станет экономически целесообразным и, соответственно, будет происходить строительство ОРГ именно в наиболее загруженных участках энергосистемы. В этом случае при вводе в эксплуатацию нового ОРГ фактически необходимо компенсировать затраты сетевой компании на реконструкцию и расширение пропускной способности сети, которые необходимо было бы проводить в случае отсутствия ввода в эксплуатацию источника на низкой стороне напряжения, а не брать плату за присоединение последнего к сетям.
Третьей частью предлагаемого подхода является изменение метода расчета стоимости электроэнергии, производимой распределенной энергетикой. Ее расчет необходимо производить на новых принципах, одним из которых должно быть правило, что сетевые и сбытовые надбавки стоимости электроэнергии, выработанной распределенной
генерацией, должны включать в себя только прирост издержек участка распределительной сети, который возник при передаче электроэнергии, произведенной конкретным ОРГ.
Необходимость незамедлительного повышения качества и надежности энергоснабжения территорий России, а также энергодефицитность большинства российских регионов требуют, чтобы эффективность проектов распределенной энергетики обосновывалась по дополнительным затратам. Правомочность этого предложения оправдывается тем, что на основе распределенной энергетики можно обеспечить решение ряда сетевых вопросов и перехода на более высокий уровень резервирования электроснабжения потребителей. Без принятия предлагаемого подхода к проектам распределенной энергетики их альтернативой будет продолжение обезлюдивания территории России, увеличение числа заброшенных населенных пунктов. Так, согласно данным председателя Наблюдательного совета Института демографии, миграции и регионального развития и главы «Движения развития» Ю. В. Крупнова [16], наибольшая убыль населения зафиксирована именно в русской глубинке - Нечерноземье и на Дальнем Востоке.
Перед 1917 г. самым заселенным был так называемый Среднерусский регион (от Новгородской до Костромской области), который в наши дни становится одним из самых малозаселенных. Еще век назад там проживали около 12 млн жителей, а теперь -в 5 раз меньше. Основной миграционный наплыв приходится на крупные города за счет малых городов и поселений, что является для развития многих из них настоящим приговором. Гиперурбанизация -это своеобразное отражение национальной стратегии, а точнее - ее полного отсутствия. Развитие малых городов, сохранение провинциальной городской культуры жизненно необходимо России, но государство не предпринимает решительно никаких мер в этом направлении. России нужны не несколько промышленно-финансовых анклавов посреди вымирающей страны, а равномерное заселение ее пространств с учетом климатических условий [17], что без качественного энергоснабжения в XXI в. просто невозможно.
Именно отсутствие качественного электроснабжения и, как следствие, невозможность расширения производства, развития малого и среднего бизнеса являются причинами обезлюдивания российских территорий. Условием прекращения этого процес-
са является обеспечение энергоснабжения, при котором можно формулировать задачи развития высокотехнологичных производств в малых населенных пунктах Российской Федерации. Собственно говоря, это и есть задача их электрификации, причем именно в том понимании, какое придавалось этому понятию более 90 лет назад В. И. Лениным и Г. М. Кржижановским. Поэтому между двумя вариантами - невозможностью проведения модернизации или обеспечением качественного электроснабжения для развития производства в российской глубинке - все-таки должно быть выбрано решение о необходимости поддержки развития распределенной генерации.
Список литературы
1. Башмаков И. А. Анализ основных тенденций развития систем теплоснабжения в России и за рубежом. URL: http://www. cenef. ru/file/Heat. pdf.
2. Грачев И. Д., Некрасов С. А. О тройной институциональной ловушке экономического развития Российской Федерации со стороны электроэнергетики и вступлении России в ВТО // Микроэкономика. 2010. № 6. С. 179-194.
3. Данные Совета рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью с 24.02.2012 по 01.03.2012. URL: http://www. np-sr. ru.
4. Егоров М. Б. Зачастую программы развития электроэнергетики субъектов РФ не соответствуют планам территориального развития регионов / беседа с начальником Управления регулирования электроэнергетической отрасли ФСТ России М. Б. Егоровым // ЭнергоРынок. 2011. № 12. С. 17-18.
5. Кудрин Б. И. О Государственном плане рыночной электрификации России. М.: Изд-во Института народнохозяйственного прогнозирования РАН, 2005.
6. Кудрин Б. И. Модели ценозов в инновационном развитии. URL: http://www. kudrinbi. ru/ public/10727/index. htm.
7. Кожуховский И. С. Произошел серьезный качественный скачок // Общероссийская газета «Энергетика». 2012. № 12.
8. Клейнер Г. Б. Российская экономика: системный подход / в книге «Мезоэкономика развития». М.: Наука, 2011.
9. Кожуховский И. С., Басов В. П. Формирование рыночных механизмов развития когенерации в России. М.: УРАН ИНП, 2011.
10. Мещеряков В. А., Федянин В. Я. Инновационные технологии обеспечения энергией сельских потребителей, расположенных на юге Западной Сибири // Теплоэнергетика. 2009. № 6. С. 64-68.
11. Некрасов С. А. Повышение эффективности энергоснабжения ЖКХ путем перевода котельных в режим комбинированной выработки тепла и электроэнергии. М.: МЭИ, 2011.
12. Отчет о НИР «Разработка рекомендаций по участию АО-энерго в разработке и реализации региональных программ энергосбережения, мерам стимулирования производителей ТЭР в управлении спросом на энергию и в участии их в реализации энергоэффективных проектов у потребителя». ОАО «Энергосетьпроект». М., 2002.
13. Отчет о НИР «Программа модернизации России». ЭАЦ «Модернизация». М., 2011.
14. Определение предварительных технических решений по выдаче мощности электростанций / Стандарт организации. Введен в действие протоколом заседания Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от 21.01.2008 № 1805пр.
15. World Energy Outlook 2011, IEA (2011).
16. URL: http://www. proektnoegosudarstvo. m/materials/migratcionnij_tupik_-_udar_po_ demografii/?for_print.
17. URL: http://www. kroupnov. ru.
18. Opportunities for the Raid Development оf Renewable Energy in Large Energy Economies. 3rd Ministerial Meeting of the Gleneagles Dialogue on Climate Change, Clean Energy and Sustainable Development. Berlin, 2007.
