Российские реалии стимулируют развитие малой генерации

Мало кто рискует строить долгосрочные экономические прогнозы в сегодняшней России. Но при таком раскладе длинные инвестиции становятся слишком рискованными. Следовательно, в энергетике растёт популярность проектов связанных с малой и распределённой генерацией. Считается, что вложения в неё могут отбиться за 3-5 лет. Инвесторов не останавливает даже то, что стоимость энергии, вырабатываемой микротурбинами и «газопоршнями» ощутимо выше, чем цена генерации на современных больших станциях.

До недавнего времени строительством объектов малой генерации занимались почти исключительно предприятия, не работающие в энергетическом секторе. Свои турбины и «газопршни» запускали промышленники, аграрии, девелоперы. Выработанная энергия шла почти исключительно на собственные нужды. Энергетические же компании (в первую очередь — сетевые) более или менее активно противились развитию малой и распределённой генерации. Но сравнительно недавно энергетики сменили позицию. РусГидро активизировало работу по строительству малых ГЭС и запустило проекты в области ВИЭ в изолированных энергоузлах Дальнего Востока. Следом «Мосэнергосбыт» заявил о создании дочерней компании «МЭС-развитие», которая займется инвестициями в распределенную энергетику.

Эксперты считают, что сегмент малой и распределенной генерации сегодня более интересен для инвестора, нежели традиционная большая энергетика. Заместитель гендиректора ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Игорь Кожуховский поясняет, что в малой энергетике более короткие сроки строительства и периоды окупаемости, а глава фонда «Энергия без границ» Павел Архипов говорит, что привлекательность данной сферы объясняется тем, что в ней чётко определены как условия возврата инвестиций, так и совокупность платежеспособных заказчиков.

Реализуемые проекты

По данным Центра экономического прогнозирования «Газпромбанка», при ценах на газ, электроэнергию и оборудование, действовавших в последние годы, инвестиции в проекты, связанные с распределённой генерацией, окупались в течение 4-7 лет. Поэтому объём вводов в данном сегменте достигал 1,5 Гвт в год. Сходные данные приводит ROLT group.

Олег Данилов - руководитель отдела маркетинговых коммуникаций ROLT group:

В качестве примера проектов малой энергетики, реализуемой промышленностью, можно назвать недавно запущенную мини-ТЭЦ ОАО «Асбестоцемент» (Челябинская обл.). В её составе 4 блока на базе газопоршневых установок, мощностью по 4,3 МВт каждый. Станция будет снабжать теплом и электроэнергией само предприятие, а излишки отдавать в сеть. Что касается профессиональных игроков энергорынка, то можно упомянуть ряд проектов, реализуемых ПАО «РусГидро». Как сообзили в компании, проекты малых Барсучковской ГЭС (5,04 МВт) и Сенгилеевской МГЭС (10 МВт) в Ставропольском крае, Усть-Джегутинской ГЭС (5,6 МВт) в Карачаево-Черкесии успешно прошли конкурсный отбор инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов на основе возобновляемых источников энергии, проводимый ОАО «АТС». Ввод мощностей данных станций планируется осуществить в 2016-2017 годах.

Экономика распределённой генерации

Существует 4 сценария работы малых электростанций в России:

1. Полная автономия. Генератор обеспечивает электроэнергией, возможно, и теплом, объект, который невозможно подключить к электрическим сетям (удалённую нефтяную скважину, чабанское хозяйство и пр.).
2. В обособленной энергосистеме. Генератор находится в регионе, не входящим в единую энергосистему России. Однако на данной территории сформирована локальная энергосистема (полуостров Камчатка и пр.).
3. В энергодефицитном узле. Генератор снабжает электроэнергией предприятие, потребности которого не может полностью обеспечить централизованная энергосистема из-за недостаточной мощности сетей или дефицита генерации в регионе.
4. В составе единой энегосистемы.

Теоретически во втором, третьем и четвёртом вариантах малая электростанция может также работать в полностью автономном режиме, то есть снабжать энергией только одного потребителя и не быть подключённой к электросетям. Это самый невыгодный режим работы, так как генератору придётся подстраиваться под текущие потребности единственного клиента, следовательно постоянно выходить из оптимального режима. Есть два способа обеспечить генератору оптимальную нагрузку. Способ первый: мощность генератора такова, что он может обеспечивать своего потребителя лишь, когда тот работает на минимальной мощности, любые всплески потребления покрываются извне, за счёт энергосистемы. Способ второй: генератор работает параллельно с энергосистемой, и выдаёт туда излишки электроэнергии (когда они появляются из-за снижения потребления основной нагрузки). Но стоит иметь в виду, что прецеденты продажи в сеть электроэнергии, полученной на объектах малой распределенной энергетики, пока единичны. Организация процесса продажи избытков электроэнергии в энергосистему — это отдельный долгий, а часто и дорогостоящий проект. Сетевики не любят, когда на их территорию приходят представители малой генерации. Обилие действующих лиц усложняет управление режимом сетей, а в некоторых случаях, оказывает конкурентное давление на присутствующие на рынке генерирующие компании. Хотя формально сети и генерация не могут иметь общего владельца, но на деле эти два вида бизнеса часто имеют неформальные связи, а следовательно сетевые компании могут целенаправленно мешать «чужакам» (в первую очередь малой генерации) заходить в сети. Как замечает главный инспектор ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС» Павел Илюшин, главная проблема малой и распределённой генерации — несовершенство системы технологического подключения производителей энергии к сетям распределительных сетевых компаний.

Вернёмся к перечисленным выше четырём сценариям работы малой генерации. Понятно, что три первых являются в определённой степени тепличными. Работая в более-менее автономных условиях маломощные электростанции не испытывают реального ценового давления со стороны больших ГРЭС, ТЭЦ и ГЭС.

Иное дело работа в составе единой энергосистемы. Когда потребитель в любой момент может подключиться к сетям и получать электроэнергию по фиксированному тарифу, малой генерации надо постоянно доказывать свою экономическую состоятельность. Представители компаний, поставляющих оборудование для распределённой генерации, уверяют, что их технологии в этом плане весьма хороши. Вот, что например, говорит директор по маркетингу «БПЦ Инжиниринг» Ольга Парфёнова: «По опыту наших клиентов, себестоимость электроэнергии, вырабатываемой микротурбинными электростанциями, с учетом затрат на топливо и обслуживание в зависимости от региона в 2-3 раза ниже действующих сетевых тарифов».

Ольга Парфёнова приводит пример эксплуатации микротурбин в ряде бассейнов Санкт-Петербурга. Себестоимость собственной энергии у этих организаций составляет 1,95 руб. за 1 квт.ч., при сетевом тарифе 4,5 руб.

В Свердловском филиале ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» рассказывают о строительстве газопоршневой ТЭЦ для тепличного хозяйства «Долина Роз». После её запуска расходы хозяйства на тепло и электроэнергию сократились на 40%.

Заместитель гендиректора ООО «ГПБ — Энергоэффект» Анатолий Велентеенко считает, что цена «своего» киловатта оказывается в два и более раз ниже тарифа, благодаря более эффективным технологиям генерации, отсутствию транспортных потерь и накладных расходов. В то же время некоторые эксперты замечают, что экономические показатели малых станций выглядят столь «шоколадно», в первую очередь из-за несовершенной системы тарифообразования в энергетике, высокой платы за подключение к сетям и больших потерь энергии при передаче по изношенным ЛЭП.

Эксплуатация малых генераторов выгодна до тех пор, пока не устранены перечисленные проблемы. Если же в энергетическом сегменте экономики заработает настоящий рынок (плюс удастся снизить потери в сетях), то малые ТЭЦ перестанут демонстрировать уникальную экономическую эффективность.

Адепты развития малой и распределённой энергетики любят вспоминать так называемый «крест Баркина» (по фамилии Олега Баркина, зампреда НП «Совет рынка»). Когда то Баркин предложил теорию, согласно которой стоимость киловатта большой энергетики растёт, а малой — снижается, и в некой временной точке они пересекутся.

Пока данная теория в целом подтверждается. Но только если для расчёта берётся «средняя температура по больнице». А именно — стоимость киловатта большой генерации рассчитывается для всех станций, включая старые неэффективные, которые пока не выведены из эксплуатации только «благодаря» административному ресурсу. У малой генерации подобного ветхозаветного балласта нет, поэтому в среднем её цены выглядят конкурентоспособными. Однако если сравнивать большие и маленькие электростанции, запущенные примерно в одном и том же году, то расклад получается не в пользу малышей.

КПД

Начнём с теории. Важная характеристика, показывающая экономическую отдачу любого устройства — коэффициент полезного действия (КПД). Он в частности показывает, сколько топлива потребляет энергоблок, чтобы выработать 1 кВт.ч электроэнергии. У современных установок, используемых в малой и распределённой генерации этот показатель достаточно высок. Руководитель отдела маркетинговых коммуникаций ROLT group Олег Данилов замечает, что электрический КПД газопоршневых установок может достигать 50%, а газотурбинных установок или микротурбин — 35-37%. В то же время эксперт напоминает, что электрический КПД парогазовой установки сегодня доходит до 60%. Но «парогаз» в распределенной генерации применения не находит. Основные причины — высокая мощность (десятки МВт) отдельной парогазовой установки (ПГУ) и достаточно сложная технология, лежащая в основе парогазового цикла.

Олег Данилов:

Итого на сегодняшний день расклад таков: самые продвинутые установки малой генерации, работающие на газе, могут иметь электрический КПД до 46,5%. Это, в частности газопоршневые установки MWM, Wartsila, Jenbacher. Парогазовые установки, работающие в большой энергетике, могут иметь КПД почти в полтора раза выше — до 60%.

Теоретически парогазовый цикл можно развивать в сегменте распределённой энергетики. Существуют проекты таких установок с электрической мощностью порядка 15-20 МВт. Однако при уменьшении размера ПГУ ощутимо снижается КПД. Характерный пример. 60-процентный барьер эффективности первой преодолела ПГУ на основе газовой турбины SGT5-8000H (от компании Siemens) электрической мощностью 800 МВт. Достижение КПД в 60% на малых ПГУ пока возможно пока только в теории.

На всякий случай уточним, что показатели установок (ПГУ, газопоршневых, микротурбин) по генерации тепловой энергии намеренно вынесены за скобки. В подавляющем большинстве случаев производство тепловой энергии рентабельно только в холодный период. И экономику этого бизнеса невозможно просчитать «в среднем». Она слишком зависит от рынка сбыта, прежде всего, коммунального сектора.

Себестоимость

Наверное даже больше, чем КПД установки для её владельца интересен такой показатель, как себестоимость 1 кВт.ч электроэнергии. Целый ряд компаний, специализирующихся на поставках оборудования для малой генерации озвучили сходные данные. По их словам себестоимость 1 кВт.ч электроэнергии полученной на автономной газовой электростанции составляет 1,2-1,5 руб., а окупаемость вложений возможна в течение 3-5 лет.

Но приведённые цифры не всегда выдерживают проверку. Например, компания «Новая Генерация» сообщает, что при эксплуатации автономной электростанции средний расход газа на производство 1 кВт.ч составляет в среднем 0,29 кубометра.

Считаем... с 1 июля 2015 года оптовая цена на газ в центральных районах России находится в среднем на уровне 4,4-4,8 руб. за кубометр. То есть на выработку 1 кВт.ч уйдёт голубого топлива на 1,3-1,4 руб. То есть, цена электричества, озвученная выше, учитывает только стоимость топлива. В неё не заложена стоимость оборудования, зарплата персонала, расходы на обучение, на оплату аренды земли и помещения (или затраты на их покупку) и другие расходы. Если же учесть все затраты, то стоимость киловатта от малой электростанции в подавляющем большинстве случаев будет ощутимо выше, чем в сегменте классической генерации (при сравнимом возрасте оборудования).

Ряд специалистов считает, что решение о создании собственных генерирующих мощностей компании часто принимают исходя не из экономической целесообразности, а из-за того что малая генерация стала модным трендом. Как замечает замдиректора по развитию электроинженерной компании «ТЭЛПРО» Андрей Медведев, бизнесу, не имеющему опыта работы в энергосфере довольно сложно просчитать финансовую отдачу инвестиций в малую генерацию даже на период окупаемости проекта (в реальности это срок от 8-10 лет). Особенно проблемным моментом может стать прогнозирование изменений тарифов и увеличения издержек в течение указанного временного периода.

Аналогичные мысли высказывает эксперт по управлению рисками в проектах малой энергетики «ГПБ Энергоэффект» Игорь Скородумов. По его словам, в основу решения о строительстве собственной станции часто ложится не холодный расчет, а лишь то, что предприятию удалось согласовать лимит потребления газа. «При этом забывается, - говорит эксперт, - что срок окупаемости такого проекта, как правило, раза в два больше, чем инвестиций в основное производство».

Физика и голый экономический расчёт говорят о том, что преимущества малой генерации перед большой, как минимум, неочевидны. Однако следует учитывать ещё некоторые составляющие. Андрей Медведев считает, что выравнивание цен на продукцию малой и классической энергетики, вопрос даже не столько экономический, сколько политический. Если будет принято некое принципиальное решение на уровне государства, региона или даже энергоузла, то можно поиграть с правилами присоединения, с тарифами на тепло/электроэнергию/газ, с лимитами на газ, с ценами на услуги сетевиков, с налогами и с другими инструментами. В результате могут быть созданы такие правила игры, при которых малая генерация будет иметь лучшие экономические показатели.

Кстати, в некоторых точках России подобная ситуация сегодня де-факто существует. Правда здесь роль сыграла не столько целенаправленная политика государства, сколько изношенные сети.

Ольга Парфёнова:

Если предприятие соединяют с единой энергосистемой протяжённые и изношенные сети, то можно говорить о существовании энергодефицита в данной точке. То есть инвестор, построивший здесь микротурбину или что-то в этом роде, реализует третий сценарий работы малой генерации (см. выше). Как уже было сказано, в энергодефицитных и отрезанных от «большой земли» территориях преимущества маломощных станций легче всего реализовать. Именно о таких ситуациях Андрей Медведев говорит: «Большая и малая энергетика должны не противопоставляться, а дополнять друг друга».

Время не колоколов, но колокольчиков

По основным экономическим показателям малая генерация объективно проигрывает большой. Вся история промышленности говорит, что массовый стандартный продукт — сталь, моторное топливо, автомобили, электроэнергию — целесообразно производить на крупных предприятиях. При таком производстве возможно снижение до минимума постоянных затрат, реализация сложных технологических процессов (требующих высокой квалификации персонала), резервирование мощностей, привлечение крупных инвестиций и т. д. Тем не менее, малая и распределённая генерация имеют свою экологическую нишу. Выше уже говорилось об энергоснабжении потребителей в изолированных регионах, в которых нецелесообразно строить электростанции средней и большой мощности.