Хорошо забытое старое
О распределенной генерации как существенном факторе развития российской энергетики заговорили лишь два-три года назад, хотя сам по себе этот сектор отрасли гораздо старше, чем Единая энергосистема (ЕЭС) страны. Большая часть электростанций России были связаны в единую сеть лишь во второй половине XX века, тогда как до этого отдельные генераторы обеспечивали энергией лишь ближайшие к ним поселения и предприятия.
Переход к ЕЭС считался качественным скачком, созданием новой масштабной инфраструктуры, объединяющей экономику страны, на этом фоне развитие распределенной энергетики выглядит шагом назад. Тем не менее сейчас считается, что развитие распределенной генерации -- малых ГЭС, мини-ТЭС, возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и т. д.-- стало общей тенденцией в странах с развитой энергосистемой. По общему направлению тренда Россия не слишком отличается, например, от стран Европы, хотя, как часто бывает, национальные особенности делают отечественную ситуацию мало схожей с зарубежными практиками.
Поскольку само определение распределенной энергетики достаточно общо, оно позволяет включать в этот сектор весьма различные источники энергии -- от микрогенерации мощностью в несколько киловатт (например, солнечные батареи на крышах зданий) до средних и больших ТЭС, обеспечивающих энергией крупные заводы. Кроме того, такая генерация может быть как полностью автономной, так и присоединенной к общим электросетям для выдачи в энергосистему излишков выработки.
При этом в отдельной энергосистеме может преимущественно развиваться какое-то одно из направлений распределенной генерации. Так, "Системный оператор" (СО, управляет ЕЭС России) отмечал, что, если в Западной Европе и США в первую очередь строятся электростанции на возобновляемых источниках энергии при субсидиях государства, то в России основой сектора становятся малые ТЭС и ТЭЦ, сооружаемые частными инвесторами для собственных нужд. Другими словами, если "большая" генерация в России, несмотря на реформу РАО "ЕЭС России", по-прежнему остается в большей степени государственной отраслью, то отечественная распределенная энергетика неожиданно оказывается продуктом частной инициативы.
Экономика малых масштабов
У этой российской особенности существует стандартное объяснение: услуги ЕЭС в результате энергореформы стали весьма дороги для промпотребителей. Это признают как эксперты (см., например, колонку Ольги Быковой из Branan), так и сами участники отрасли. В "Интер РАО Инжиниринг" (дочерняя компания энергохолдинга, объединяющая инжиниринговые активы) "Ъ" заявили, что "позиция потребителей по строительству собственной генерации является, по сути, рыночным сигналом на недопустимо высокий рост цен на электроэнергию и стоимость услуг сетевых организаций". По расчетам НП "Сообщество потребителей энергии", в Тюменском регионе к 2011 году промпотребителями было построено уже 1,5 ГВт собственной генерации, а к 2014 году должно быть введено еще около 500 МВт. Более того, партнерство ожидало, что в дальнейшем из-за отсутствия свободных мощностей для техприсоединения и роста энергоцен потребители региона могут построить еще 1-2 ГВт собственных мощностей.
При этом несмотря на то, что сейчас и крупные генкомпании активно строят средние и крупные энергоблоки в рамках обязательных инвестпрограмм, темпы вводов малой тепловой энергетики опережают "большую" генерацию. По данным, приводившимся General Electric, за десятилетие с 2001 по 2011 годы доля станций мощностью до 25 МВт выросла на 25% и составила 6% от всей установленной мощности российской генерации.
То, что строительство распределенной генерации в России становится выгодным, можно проиллюстрировать тем, что на нее стали обращать внимание крупные генерирующие компании. Например, гендиректор "Евросибэнерго" (подконтрольно Олегу Дерипаске) Евгений Федоров, рассказывая об интересе к малой распределенной генерации, говорил, что уже в этом году компания начнет строить две станции общей мощностью 30 МВт.
За пределами государства
При этом рыночный характер строительства распределенной энергетики фактически исключает из тренда сооружение малой генерации на ВИЭ в силу ее относительной дороговизны. Если в странах Западной Европы солнечная и ветровая энергетика, а также генерация на биогазе пользуется определенной господдержкой ("зеленый тариф", субсидии etc.), то в России подобные механизмы даже не рассматриваются.
Сама государственная энергетика не готова пока массово инвестировать в распределенную генерацию. Можно упомянуть о планах "РусГидро" по строительству малых ГЭС (впрочем, компания, столкнувшаяся с дефицитом инвестпрограммы, в последние годы больше вкладывает в крупные проекты) и о программе по развитию проектов ВИЭ, начатой в "РАО ЭС Востока" (также подконтрольна "РусГидро"). В последнем случае речь идет строительстве ветродизельных установок и солнечной генерации. В частности, на Камчатке и в Сахалинской области предполагается ввести свыше 15 МВт ветродизельной мощности, а в Якутии -- 3,6 МВт солнечных электростанций. По данным компании, до 2016 года на эти цели предполагается выделить более 3 млрд руб.
В "РАО ЭС Востока" необходимость программы объясняли дороговизной энергии, выработанной дизельными энергоисточниками в отдаленных поселках. Заместитель гендиректора холдинга Алексей Каплун в ноябре прошлого года отмечал, что установка солнечной или ветродизельной генерации в таких местах "ведет к сокращению затрат на топливо, что делает реализацию проектов ВИЭ экономически эффективной, а по достижении окупаемости проекта позволит снизить тариф". Но при этом в "РАО ЭС Востока" признавали, что законодательно закрепленный механизм возврата инвестиций отсутствует.
Случай с ВИЭ-генерацией в отдаленных районах, не связанных с ЕЭС, является тем самым примером "сферического киловатта в вакууме", когда без распределенной генерации явно не обойтись: тянуть сети в дальний поселок экономически крайне невыгодно.
Особенности национального регулирования
Обычно признается, что одним из ключевых факторов активного развития распределенной генерации за рубежом является относительная простота присоединения новых небольших мощностей к сетям. В результате системным операторам в Европе пришлось сменить свой стиль управления энергосистемами. По словам эксперта по вопросам энергетики и энергоэффективности Energy Technology Russia/CIS Джангуидо Пиани, традиционная схема для Германии еще 10-15 лет назад выглядела так: генерации известен прогноз энергопотребления, в соответствии с которым и включаются необходимые мощности. Сейчас же, после либерализации, рынок перешел на двусторонние договоры, роль системных операторов свелась к компенсации отклонений. В дальнейшем энергосистема должна стать открытой на всех уровнях напряжения, а функции операторов сведутся удержанию баланса частоты и мощности.
В России пока схема управления энергосистемами ближе к традиционной. "Системный оператор" фактически скорее командует включением мощности, чем реагирует на уровень загрузки и спроса.
При этом и процедура выхода на рынок (для продажи излишков выработки) для российской распределенной генерации не так проста. Генераторы свыше 25 МВт с 1 января 2013 года потеряли право продавать электроэнергию на розничном рынке без подтверждения, выданного НП "Совет рынка". "Основные критерии, на которые при выдаче подтверждения ориентируется "Совет рынка",-- объясняет зампред правления партнерства Павел Сниккарс,-- связаны, во-первых, с требованиями к топливу. Разрешение выдается в том случае, если генерирующий объект непосредственно связан с основным промпроизводством либо работает на топливе, являющемся побочным продуктом основного производства, и, следовательно, остановка оборудования по производству энергии приведет к ограничениям в его работе. И, во-вторых, с сетевыми ограничениями: если отключение генератора внутри системы не позволяет заместить его выработку входами из внешней сети более чем на 40%, тогда генератор получает право и возможность реализовывать энергию на розничном рынке".
SIA.RU: Главное
