Энергосистема Российской Федерации неоднородна: 2/3 территории, особенно в Арктике и на Дальнем Востоке, не имеет стабильных сетей. Расходы на электроснабжение удалённых посёлков от дизельгенераторов составляют львиную долю муниципальных бюджетов. Запутанная система субвенций развращает и ведёт к кражам топлива. Но, делая вывод о том, что развитие энергетики здесь не нужно, поскольку малó потребление, в России путают причину со следствием. С другой стороны, к посёлкам, отстоящим друг от друга на десятки и сотни километров, при потребности с учётом развития даже 3 МВт и выше, тянуть ЛЭП невыгодно. В конечных точках стабильных сетей значительны технологические потери.

В Научно-производственном центре (НПЦ) «Локальная энергетика» ДВФУ удалось решить ряд организационных и технологических вопросов, рассчитана экономика гибридных локальных энергетических систем (ЛоЭС), исполнен ряд пилотных для России проектов. Они являются однозначно прибыльными. Но какое-либо финансирование темы отсутствует в течение длительного времени.

Локальные энергосистемы удалённых, энергоизолированных территорий, обеспечивающие потребности в электрической и тепловой энергии, находятся в критическом состоянии. Используются исключительно дизельные электростанции (ДЭС) с большим удельным расходом топлива. Себестоимость электроэнергии достигает в некоторых точках 100 руб. за 1 кВт·ч. Износ зданий и сооружений постройки 1960–1970-х годов составляет до 90%. Системы топливообеспечения и пожаротушения не соответствуют элементарным нормам и являются пожароопасными. Не уделяется внимание внедрению ВИЭ и иных энергосберегающих технологий, так как существующая система «топливных» субвенций и перекрёстного субсидирования вполне устраивает собственников данных энергообъектов.

Для решения данных проблем, по инициативе д.т.н., профессора А. Т. Беккера, создан и работает с 2003 года Научно-производственный центр «Локальные энергосистемы» (НПЦ «ЛоЭС»), задачей которого является разработка энергоэффективных ЛоЭС с максимальным использованием ВИЭ, обеспечивающих категорийное энергоснабжение посёлков.

Расшифрован термин «локальная энергетика» — это «подотрасль, где, в отличие от централизованной административной системы «большой» энергетики, местные органы самоуправления и граждане реализовывают самостоятельно свои права на гарантированное и безопасное получение энергии нужного им качества и цены».

Введены термины «энергетический остров», «энергетическая аэрология» (в отличие от «строительной аэрологии») и др. Область применения (регулирования) подотрасли: энергоснабжение «энергетических островов» и конечных точек сетей, обычно требующих реконструкции и подпора. Генерация максимально приближена к потребителям, что позволяет уменьшить потери за счёт компактности, подпора сетей и снижения роли посредников. Рассматриваются исключительно целостные системы, обеспечивающие категорийное энергоснабжение потребителей, а не отдельные (например, ВЭУ) источники энергии. Термин «ЛоЭС», включая английскую аббревиатуру LoES, и его опубликованные расшифровки возникли раньше «вброшенных» терминов Smart Grid и Microgrid. Итого ЛоЭС — это комплексные, комплектные и полностью автоматизированные энергетические системы, использующие произвольные источники энергии [1].

Создана методика экономического анализа «ЛоЭС-Баланс» [2], учитывающая специфику источников энергии, позволившая сделать прозрачными и точными для инвесторов экономические параметры проектов сетевых ВЭС и гибридных ЛоЭС (рис. 1, 2). Представлена усреднённая по мощности и комбинации источников ЛоЭС. По сравнению с дизельными электростанциями, изолированные ЛоЭС по кумулятивным дисконтированным затратам обеспечивают снижение себестоимости до двух раз при сроке амортизации основных фондов 20–25 лет.

Ниже приведены финансовые результаты сводных экономических расчётов для Тернейского района Приморского края (восточное побережье, 10 посёлков). Сроки окупаемости гибридных ЛоЭС (ДГ + ВЭУ + ГЭС) при этом составляют пятьшесть лет с момента ввода.

На основе данного концептуального подхода исполнены последующие разработки. В 2007 году разработана программа использования ВИЭ в Сахалинской области [3]. Единственный в России ветроизмерительный комплекс, проработавший с 2009 по 2015 год, совокупность его данных уникальна. В 2009 году разработан первый в России предпроект Дальневосточной ВЭС мощностью 36 МВт на островах Русский и Попова [4]. В 2012–2013 годах была представлена «Программа развития локальной энергетики КГУП «Примтеплоэнерго» до 2020 года» [5].

Подробнее об одном из проектов, исполненном в 2010 году: пилотная ветродизельная ЛоЭС для посёлков Головнино и Дубовое, остров Кунашир (заказчик — «Курильская программа») [6]. Мощность — около 1 МВт, доля ВЭУ в годовом энергобалансе — 74%. Разница условий труда существенная: ЛоЭС может работать без персонала по удалённому доступу. Мы, коллектив разработчиков, готовы ответить на вопросы по основным технологическим решениям. Отметим, что доля затрат в ВД ЛоЭС 0,4 кВ в смете составляет от силы 40%, остальное — инфраструктура. Иными словами, удельные расходы на создание ЛоЭС всего на 30–35% выше, чем на строительство новой ДЭС.

Разработаны предварительные техникоэкономические обоснования (пред-ТЭО) ветропарков общей мощностью до 400 МВт. Их возможные потребители:

1. Муниципальные образования — до 50% их бюджетов идёт на топливные субвенции. Перспектива муниципальных ЛоЭС в ДВФО — не менее 300 МВт, а с учётом ветропарков намного больше. Ожидаемый прямой экономический эффект (без учёта развития территорий) — не менее 50 млрд руб.

2. Местные компании — лесозаготовка и деревообработка, горнорудные разработки, предприятия пищевой и лёгкой промышленности.

3. Подразделения Министерства обороны РФ, базирующиеся на значительном удалении от населённых пунктов.

4. Структуры «Газпрома» и «Роснефти» — обустройство добычи и транспортировки ресурсов при отсутствии инфраструктуры.

Данные потребители готовы купить отлаженные, серийные отечественные энергосистемы, удельные капитальные затраты которых будут примерно на 40% ниже по сравнению с закупками основного оборудования за рубежом, а дисконтированная себестоимость энергии снизится более чем в два раза по сравнению с дизелями. Но, являясь точечными покупателями, преследующими цели своих ведомств либо бизнеса, они не готовы инвестировать в создание систем, область применения которых — федеральная. Даже на уровне регионов.

Например, нами разработана программа для Сахалинской области, но потенциальный покупатель для более чем 30 ЛоЭС, то есть «Курильская программа» (по нашему опыту — грамотный и слаженный заказчик), такими функциями не наделена. В то же время их принуждают использовать отечественное оборудование. Но его нет. Приморский край, в отличие от других регионов Дальнего Востока, даже не заказывал программу с целью определить затраты и кумулятивный эффект от её внедрения.

На государственном уровне законы и подзаконные акты «заточены» под специфичный российский сетевой рынок. И здесь также имеются большие пробелы в части гарантий возврата инвестиций. А «энергетические блохи» долгое время не были даже включены в перспективную схему расположения мощностей. Рынка здесь нет, как и нет разницы: это посёлок на 1000 жителей или частный дом, электроснабжение или теплоснабжение — подход един. То есть это сфера жилищнокоммунального хозяйства.

Со стороны Инженерной школы ДВФУ мы предлагаем ряд разработок:

1. Разработка региональных программ развития локальной энергетики. Например, программы локальной энергетики Приморского края по типу «Курильской программы» (рис. 3). Предполагается предпроектная разработка, НИОКТР, а не совокупность научных предположений. Результат: совокупность технико-экономических показателей и технических заданий (ТЗ) на проектирование. Программа перманентно, с 2003 года, отвергается на фоне постоянной смены руководителей департаментов.

2. Создание «Федерального полигона локальных энергосистем» ДВФУ на острове Русский как межкафедральной, междисциплинарной базы. Тема безрезультатно инициируется нами с 2004 года.

Точки размещения №1 и №2 предварительно обоснованы (рис. 4): создание прототипа комплектной российской ЛоЭС, формирование типового мощностного ряда и дальнейший запуск в серию.

3. Исполнение пилотных проектов (ПИР) ветровых парков и изолированных ЛоЭС.

Дальнейшую разработку темы ЛоЭС, имеющей большое социально-экономическое значение, включая значительное замещение импорта, мы связываем со структурами «Роснано», «Роснефти», «Газпрома» и с целевым грантовым финансированием со стороны Правительства РФ в лице Минобрнауки.

Текущая ситуация

Финансирование отсутствует даже на стадии НИОКТР, не говоря о пилотных проектах. И это на фоне того, что в локальной энергетике Приморского края ожидается снижение себестоимости электроэнергии от ЛоЭС в 1,8–2 раза в сопоставимых ценах на срок эксплуатации ЛоЭС не менее 20 лет. То есть при простых сроках окупаемости (пять-шесть лет) тарифное регулирование этого «не видит».

По опыту эксплуатации нашего проекта ЛоЭС «Головнино» (остров Кунашир), снижение удельного расхода топлива на 50–70% приводит к кражам топлива, поскольку нормативный расход для ДЭС (например, 300 г. на 1 кВт·ч) так и не был изменён властями.

После «пробивных» государственных актов — Федерального закона от 4 ноября 2007 года №250-ФЗ и распоряжения Правительства РФ от 9 января 2009 года №1-р (4% генерации) — мало что изменилось.

Сделано всё, чтобы исказить их суть и застопорить развитие ВИЭ в России. Доказательства налицо: результата нет, объём ввода ВИЭ в России ничтожен по сравнению с другими странами. А то, что имеется, зачастую не имеет никакого отношения к рентабельности, кроме ряда миниГЭС. Частник не уравнен в правах с государственными структурами: собственник новой горнорудной разработки в тайге, далёкий от Минэнерго и ОРЭМ, рискнувший внедрить ВИЭ, не получит от государства компенсаций, так как «посягает» на малую долю сбыта топлива и сетевой электроэнергии.

Далее — технологические проблемы. Мы можем закупать генерирующее оборудование мини-ГЭС и СЭС в ряде стран (Китай). И даже в России. Что касается ветроэнергетических установок малой мощности (100–300 кВт), а именно такие чаще всего нужны по многим причинам, то здесь ситуация очень непростая. Они во всём мире почти сняты с производства. Те, что имеются, вызывают вопросы в части адекватности совместной работы с дизель-генераторами.

Выводы

1. Необходимо выравнивание в правах частных и подгосударственных структур.

2. Безусловная компенсация себестоимости генерации ВИЭ собственникам. Причём не от установленной мощности, а от реальной выработки. Один из выходов — сохранение «топливных» субвенций на срок окупаемости.

3. Своего рода «демонополизация». Подчинение локальной энергетики Минстрою России в целях развития конкуренции. Пусть по типу Индии, где иными методами решить вопрос было невозможно. В своё время Министерство регионального развития РФ с этой задачей не справилось. Тему перманентно связывают с Минэнерго, которое радо получить новую сферу влияния, но на деле заниматься ею не будет, так как основные средства (ДЭС, котельные) принадлежат муниципалитетам либо частникам и вряд ли перейдут в собственность, например, «РусГидро». Возникла патовая ситуация: местные разработчики не допускаются к посёлкам, ситуацию в которых они знают десятилетиями. Они готовы интегрировать электротеплоснабжение, внедрить ВИЭ с целью кумулятивного снижения затрат. Центральные структуры не в состоянии проектировать объекты ЛоЭС, в частности, из-за отсутствия полной информации по энергии ветра и гидротоков, по геологическим и иным особенностям. 4. Отладка новых для России гибридных ЛоЭС должна осуществляться на полигоне, а не на категорийных объектах в экстремальных условиях. Нельзя ставить опыты над населением, а такие «кулибинские» примеры имеются.

5. Необходимо не только развивать производство российских моделей ВЭУ малой мощности, но и, как временное явление, брать лицензии на производство снятых с потока европейских ветроэлектрических установок. Яркий пример — ВЭУ Vestas V-27 мощностью 225 кВт, которая зарекомендовала себя очень хорошо. Также не следует отказываться от восстановления бывших в употреблении ветроэлектрических установок с малой наработкой, находящихся на складах.

6. Во многих регионах просто не понимают последовательности действий. Зачастую несистемно вырываются одиночные объекты. Назначаются случайные проектные структуры, которые не в состоянии предоставить отлаженную технологическую базу для данных уникальных проектов: здесь конкурсный принцип наименьшей стоимости ПИР не действует. Изначально необходимы разработки комплексных программ регионального уровня на уровне НИОКТР с целью определения капитальных затрат и сроков окупаемости по сравнению с базой (ДЭС). Программы будут являться основой для обращений в федеральные структуры в целях софинансирования.

Например, для Тернейского района нами рассчитаны капитальные затраты в 1,508 млрд руб. в ценах 2012 года, что ныне должно быть пересчитано в связи с курсовой разницей. Резкое снижение рублёвой инфляции в России с 2015 года определяет пересчёт дисконтирования. Также произошли существенные изменения мировой технологической базы в данном секторе.