Тенденции развития распределенной генерации

Дж. Нюшлосс, руководитель направления «Электроэнергетика» Энергетического центра бизнес-школы Сколково

И. Ю. Ряпин, старший аналитик направления «Электроэнергетика» Энергетического центра бизнес-школы Сколково

Категории распределенной генерации в России

Распределенной генерацией можно считать те объекты, которые находятся вблизи конечного потребления, вне зависимости от того, кто является их владельцем. На сегодняшний день в России можно выделить три категории генерирующих мощностей, которые подпадают под широкое определение распределенной генерации:

• блок-станции, источник электрической (иногда тепловой) энергии, расположенный на территории или в непосредственной близости от промышленного предприятия и принадлежащий владельцам этого предприятия на правах собственности или ином законном основании, например праве аренды. Блок-станции, как правило, выгодны их владельцам, поскольку могут функционировать за счет побочных продуктов основного производства (попутный или доменный газ и т.п.);
• теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). ТЭЦ и централизованное теплоснабжение населенных пунктов были гордостью советской энергетики. И действительно, комбинированное производство электроэнергии и тепла повышает коэффициент использования топлива (КИТ) в среднем на 30%. На фоне этого эффекта существенные затраты и неудобства при сооружении и эксплуатации теплосетей становятся приемлемыми. Это одна из причин, по которым когенерация широко пропагандируется и поощряется сейчас на Западе;
• объекты малой и средней генерации, в числе которых газотурбинные и газопоршневые станции, а также пока еще малочисленные в России электростанции на возобновляемых источниках электроэнергии (ВИЭ).

При этом распространение малой и средней генерации во владении конечных потребителей в мире в последнее время идет весьма активно. Так, по данным одного из ведущих производителей оборудования для такого рода объектов – фирмы «Катерпиллер», к настоящему моменту ею поставлено и установлено 14600 ГТУ и ПГУ различной мощности по всему миру. Состав заказчиков такого оборудования весьма разнообразен – от военных аэродромов до целлюлозно-бумажных комбинатов. И это только один из трех ведущих производителей.

В 2000 году мощность ТЭЦ на промышленных предприятиях в Канаде (по российскому определению – блок-станций) составляла 7,7 ГВт, или около 7% от общей установленной мощности в 111 ГВт. Мощность распределенной генерации на ВИЭ (солнечных батарей, ветрогенераторов и приливных станций) составляла 500 МВт. В Западной Европе установленная мощность распределенной генерации оценивалась в 2002 году в 50 ГВт, включая малые ГЭС и ветроэлектростанции. Общая мощность последних – 26,9 ГВт. Более поздняя информация не публикуется, по-видимому, по той причине, что на сегодняшний день это настолько распространенное явление, что его перестали выделять в отдельную категорию. В последнее время процесс начинает набирать обороты и в России (табл. 1, рис. 1).

Рисунок 1. Рост импортного оборудования для распределенной генерации в Москве и Санкт-Петербурге

Причины популярности распределенной генерации

Уход многих потребителей от исключительно централизованного энергоснабжения – общемировая тенденция. Сюда следует добавить и такие факторы, как потеря доверия к государству в целом и к энергокомпаниям в частности. Выгоды, которые распределенная генерация приносит ее владельцам, очевидны, но эффекты присутствия таких объектов положительны и для системы энергоснабжения в целом.

В России, несмотря на рост темпов строительства объектов распределенной генерации, этот процесс не находит должного места в перспективном планировании развития системы. Еще нет осознания того вклада, который распределенная генерация может внести в общее развитие системы и ее модернизацию, и нет осмысленной государственной политики на этот счет. При разработке такой политики важнейшим положением должно стать требование проанализировать и при необходимости пересмотреть философию и технологию перспективного планирования развития системы с учетом распространения распределенной генерации, создания микросетей (см. справку) и внедрения технологий «умных» сетей.

Вот основные причины привлекательности распределенной генерации.

Повышение энергоэффективности за счет возможного производства электроэнергии и тепла с использованием единого источника первичной энергии:

• Снимается необходимость реконструкции и строительства новой сетевой инфраструктуры.
• Наличие источников напряжения в непосредственной близости от нагрузки увеличивает надежность энергоснабжения, способствует поддержанию должных уровней напряжения в сети и снижает риск потери устойчивости.
• Снижаются потери в сетях и перетоки реактивной мощности.
• Финансовые риски, связанные с объектами малой и средней генерации, намного ниже, чем для объектов с большой установленной мощностью.
• Снижается уязвимость от террористических атак, т. к. защита распределенной генерации от такого рода диверсий интегрирована с охраной самого промышленного предприятия.
• Предсказуемость затрат на энергоснабжение.
• Повышение надежности энергоснабжения для владельца собственного источника электроэнергии, ведь большинство перерывов в энергоснабжении связано с нештатными ситуациями в сетевом хозяйстве.
• Возможность расширения производства на предприятии, т.к. нет необходимости ждать развития инфраструктуры поставщиками электроэнергии. По закону сетевой компании дано право осуществлять технологическое присоединение с отсрочкой в два года. Также отпадает необходимость оплаты технологического присоединения к сетям.

В табл. 2 основные детали положительного вклада объектов распределенной генерации сведены вместе.

Таблица 2 (подробнее) Положительный вклад распределенной генерации

Препятствия для развития распределенной генерации

• Высокие таможенные пошлины на ввозимое из-за рубежа оборудование.
• Сложности технического регулирования и лицензирования при строительстве объектов распределенной генерации.
  Тепловые электростанции, в том числе объекты распределенной генерации, относятся к опасным производственным объектам. Требуется не только подтверждение соответствия требованиям технического регламента о безопасности машин и оборудования, но и подтверждение соответствия требованиям по энергоэффективности. Кроме того, для эксплуатации объекта распределенной генерации, как правило, требуются лицензии на осуществление таких видов деятельности, как эксплуатация взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов (в соответствии с законом от 4 мая 2011 года № 99-ФЗ).
• Трудности при присоединении к электрическим сетям и оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению.
• Централизованное планирование.
  В вертикально интегрированной системе, где решения о месторасположении объектов генерации принимаются центральными планировщиками, выбор месторасположения электростанции, по крайней мере в теории, делается на основании инженерных соображений и с учетом минимизации затрат на само строительство, доставку топлива, рабочую силу, налоги и т.д. Далеко не последнюю роль при принятии такого решения должны играть и расходы на развитие сетевого хозяйства, необходимого для того, чтобы интегрировать новую электростанцию в систему. Однако это не более чем теория. Организации, занятые централизованным планированием, не в состоянии получить информацию о планах промышленников по строительству собственных мощностей и, соответственно, вынуждены пренебрегать этим фактором, а неопределенность тарифной политики и постоянно меняющееся законодательство и есть основные факторы, толкающие промышленников в направлении распределенной генерации.
• Отрицательное отношение сетевых и генерирующих компаний.
  Распределенная генерация на территории промышленных объектов оказывает сдерживающее влияние на рост инвестиционных расходов сетевых компаний, а также снижает объем продаж электроэнергии и мощности генерирующими компаниями, владеющими региональными электростанциями. Отсюда выпадающие доходы.
• Отношение системного оператора.
  Отношение системного оператора к строительству объектов распределенной генерации двойственное. С одной стороны, число объектов, которыми следует управлять или хотя бы наблюдать, множится, а это добавляет хлопот и затрат на персонал, программные средства и т.п. С другой стороны, распределенная генерация положительно влияет на надежность энергоснабжения, что приветствуется.
  По последним выступлениям представителей системного оператора складывается картина, что больших возражений с этой стороны нет. Системный оператор только требует сведений о плановом производстве малых (до 5 МВт) объектов и плановом потреблении там, где они установлены. Необходимость сведений о производстве здесь, правда, кажется излишней. Там, где установлен ряд объектов малой генерации общей мощностью 25 МВт и выше, системный оператор рекомендует учредить функцию так называемого агрегатора, который представлял бы данные о глобальном производстве и потреблении.
• Технические проблемы, сопряженные с распространением распределенной генерации.
  Распределенная генерация – это зачастую новое оборудование, импортированное из-за рубежа, с новыми динамическими характеристиками и возможностями управления. Неоднозначно и влияние распределенной генерации на качество электроэнергии по уровням напряжений, а также на генерацию высших гармоник в системе. Подключение источников распределенной генерации к распределительной сети увеличивает токи короткого замыкания, что может потребовать замены коммутационных аппаратов, изменения настроек защит и др. Появление распределенной генерации усложняет оперативно-диспетчерское управление, а также систему релейной защиты и автоматики, противоаварийного управления. Многие из этих функций переходят к распределительным сетям, где может не быть персонала, способного с этим справиться.

Экономика распределенной генерации

Рассмотрим пример расчета экономических последствий строительства собственной электростанции для гипотетического газоперерабатывающего предприятия, которое производит сухой отбензиненный газ (СОГ). Продукция предприятия поставляется ОАО «Газпром». Предприятие может использовать часть производимого СОГ в качестве топлива для своей электростанции. При этом поставки СОГ снизятся. В настоящий момент предприятие получает электроэнергию на напряжении 10 кВ от сетевой подстанции 220/10 кВ, потребляемая электрическая мощность – 100 МВт.

Предприятие намерено построить электростанцию, на которой будет установлено четыре ГТУ, мощностью 27,5 МВт каждая. Оценка надежности энергоснабжения предприятия основывается на вероятности одновременного нахождения одной ГТУ в плановом ремонте и аварийного останова еще одной ГТУ. На основе этой оценки при вводе в эксплуатацию всех четырех ГТУ для бесперебойной работы предприятия максимальное потребление мощности из сети должно составлять 27,5 МВт. Таким образом, предприятие будет декларировать заявленную мощность, по которой следует платить за содержание электрических сетей, в 27,5 МВт.

Предприятие намерено вложить в строительство электростанции 30% собственных и 70% заемных средств. Строительство должно начаться в 2012 году и завершиться в 2015 году.

Предпосылки расчета (используем гипотетические, но приближенные к реальности значения)

• Потребляемая мощность – 100 МВт.
• Потребляемая электроэнергия – 70000 МВт•ч в месяц.
• Минимальная необходимая мощность аварийного питания предприятия – 82,5 МВт.
• Регулируемый котловой тариф на услуги по передаче электрической энергии в данном регионе для данного уровня напряжения:
  • ставка на содержание сетей – 883521 руб./МВт;
  • ставка на оплату технологического расхода потерь – 132 руб./МВт•ч.
• Инфраструктурные платежи – 2,388 руб./МВт•ч.
• Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика – 64,52 руб./МВт•ч.
• Средневзвешенная одноставочная цена оптового рынка электроэнергии (мощности) – 1123 руб./МВт•ч.
• Предприятие отпускает СОГ для ОАО «Газпром» по цене 1800 руб./1000 м³.
• Удельный расход СОГ на электростанции – 360 м³ на 1 МВт•ч (соответствует фактическому удельному расходу 414 гу.т./кВт•ч электроэнер­гии согласно данным Минэнерго России для ГТУ).
• Стоимость оборудования и строительства электростанции – 3,85 млрд руб.
• Процент по займу сроком на 10 лет – 10 % в год.
• Долгосрочный темп роста цен на электроэнергию и мощность – 7 % в год.
• Долгосрочный темп роста цен на газ –10 % в год.
• Коэффициент дисконтирования (равный WACC для предприятия) – 12,5 % в год.

Расчет экономической выгоды от строительства электростанции ведется по величине разницы между чистым дисконтированным доходом (NPV) при наличии электростанции и без нее. В расчете учитываются только статьи доходов и затрат, имеющие непосредственное отношение к рассматриваемому вопросу, а именно доход от продажи объема СОГ, потребного для производства электроэнергии в объеме потребления предприятия, и затраты на электроснабжение.

При отсутствии электростанции доходы предприятия В₁ представляют собой выручку от продажи СОГ, необходимого для работы электростанции. Пот­ребление электростанции составляет 252 млн м³ СОГ в год, при продажной цене 1800 руб./1000 м³ В₁ = 453,6 млн руб. Затраты – это плата за энерго­снабжение, которая состоит из платы за электроэнергию и мощность, включающую в себя оплату потерь, сбытовую надбавку и инфраструктурные платежи Э₁, а также плату за содержание электрических сетей С₁. Сальдо денежных потоков предприятия Д₁ в этом случае равно: Д₁ = В₁ – Э₁ – С₁.

В затраты, связанные с электростанцией, войдут следующие компоненты:

• Возврат вложенного капитала и возврат на капитал с учетом амортизации оборудования и налога на прибыль, которые вместе носят название¹ «разрешенных платежей за мощность» М.
• Величина капитальных затрат для расчета определяется на основе нормативных значений удельных капитальных расходов в соответствии с ПП РФ № 238 с учетом равномерного распределения инвестиционных затрат по годам (предполагается, что срок строительства газовых станций равен 4 годам).
• Условно-постоянные затраты владельца электростанции (УПЗ), в соответствии с ПП РФ №238 равные в 2010 году 80 тыс. руб./МВт в мес. для объекта газовой генерации (повышаются в соответствии с индексом инфляции).
• Затраты на производство электроэнергии Э₂, практически равные себестоимости СОГ для предприятия. Для оценки затрат на производство электроэнергии (в отсутствие точных данных по теплотворной способности СОГ и КПД генерирующего оборудования) примем средний расход газа на производство 1 кВт•ч электрической энергии на ГТУ за 0,36 м³ или 360 м³ на 1 МВт•ч. Это значение соответствует средним фактическим данным по расходу топлива на ГТУ, приводимым Минэнерго России. Себестоимость СОГ принимается равной цене продажи газа ОАО «Газпром» как альтернативного способа использования газа. Таким образом, себестоимость СОГ на производство 1 МВт•ч = 360/1000×1800 руб. = 648 руб.

Сопоставление затрат предприятия на приобретение электроэнергии (без строительства электростанции) и затрат на выработку электроэнергии после ввода электростанции в эксплуатацию приведено на диаграмме (рис. 2).

Рисунок 2. Затраты на электроэнергию: покупка на рынке и доставка потребителю vs собственное производство

При наличии электростанции сальдо денежных потоков для предприятия (с учетом сниженной платы за содержание электрических сетей С₂ в результате снижения до 27,5 МВт заявленной мощности) будет равно: Д₂ = В₂ – (М + УПЗ + Э₂ + С₂).

Разница между денежными потоками предприятия при отсутствии электростанции и при ее наличии равна Д₂ – Д₁.

Расчет этой разницы и нахождение суммы ее дисконтированных по годам величин дает ответ на вопрос об экономической целесообразности для этого предприятия строительства запланированной электростанции.

Для данного конкретного случая расчет показывает, что NPV становится положительным после семи лет со дня ввода электростанции в эксплуатацию (рис. 3), а внутренняя норма доходности (IRR) проекта на протяжении срока эксплуатации электростанции составляет 21%. После выплаты кредитов в 2024 году предприятие владеет электростанцией, расходы на которую, кроме налогов и амортизации, только операционные.

Рисунок 3 (подробнее) Денежные потоки и NPV проекта строительства электростанции

В таком расчете одним из основных факторов является прогноз цен на топливо. Проблема неизбежных ошибок такого прогноза нивелируется ввиду того, что в первом приближении рыночные цены на электроэнергию будут зависеть от цен на топливо в той же степени, что и стоимость производства электроэнергии на собственной электростанции. Дополнительным аспектом расчета, доказывающего целесообразность инвестиций в собственную распределенную генерацию, является вопрос выбора наиболее оптимального оборудования, что будет диктоваться в первую очередь планируемыми режимами его работы.

Для энергосистемы в целом эффект более долгосрочный. Ценность распределенной генерации для энергосистемы в простейшем приближении равна маржинальной стоимости мощности в системе с добавкой распределенной генерации и без нее, за вычетом платы за мощность, которую владелец объекта распределенной генерации должен получить за мощность своей установки. К этому следует добавить экономию, возникающую за счет возможности отдалить новое сетевое строительство, снижение потерь в сетях, снижение перетоков реактивной мощности, увеличение надежности и т.п. Очевидно, что такой расчет глобальной ценности распределенной генерации требует комплексного подхода. На сегодняшний день единой методологии или инструмента для ее анализа нет. Проблема усугубляется тем, что умение производить такого рода комплексный анализ в России во многом утеряно.

В России собственник объекта распределенной генерации получает плату за мощность только в том случае, если он продает ее третьим лицам – гарантирующему поставщику либо через оптовый или розничный рынок. Однако большинство объектов распределенной генерации строится почти полностью для собственного пользования.

Итак, подводя итог, можно отметить, что уход многих потребителей от исключительно централизованного энергоснабжения – общемировая тенденция. Противостоять этой тенденции бессмысленно. Разумнее принять ее к сведению и попытаться найти оптимальное соотношение между централизованным производством электрической и тепловой энергии и локальными их источниками, скорее всего средними и малыми. Энергосистема будущего должна будет сочетать крупные электростанции, без которых проблематично электроснабжение крупных потребителей и обеспечение роста электропотребления, и распределенную генерацию.

¹ По терминологии методики НП «Совет рынка».