В последнее время активно обсуждается программа цифровизации ПАО “Россети”, которую компания направила в Минэнерго. Не надо объяснять, как это повлияет на всю электроэнергетику. Можно ли говорить, что наступает “цифровизация энергетики” России, и какая она нужна? Мнения по этому поводу есть разные, пересказываем одно из них. Эксперт, несмотря на свой опыт, а скорее, благодаря ему, предпочел остаться инкогнито.

Справка

Если коротко, программа предполагает инвестиции в размере 1,3 трлн до 2030 года, рост капитализации с 182 млрд до 1,5 трлн рублей, снижение потерь с 9,05% до 6,5%, ускорение техприсоединения со 192 до 120 дней. Речь идет о переходе от централизованной энергосистемы (генераторы vs потребители) к «горизонтальной» — с распределенной генерацией, накопителями и т.д.; допускается повышение платы за техприсоединение до экономически обоснованной (до 235 млрд руб.), перераспределение перекрестного субсидирования. Технико-экономические показатели проекта: IRR 13%, срок окупаемости 14 лет, NPV к 2030 70 млрд (все это при ставке дисконта 11%).

Основными задачами «цифровизации» электросетевого комплекса является снижение по сравнению с текущими затрат как на развитие, так и на содержание имеющейся инфраструктуры за счет интеллектуализации процессов управления. Это будет достигнуто путем повышения наблюдаемости и управляемости электросетевых объектов, развития средств диспетчеризации в целях оперативно-технологического управления и внедрения различных сервисов, в т.ч. обеспечивающих активное вовлечение потребителей в процесс управления энергетическим комплексом (активный потребитель).

Предыстория

«Россети» цифровизацией занимаются последовательно. Уже более года осуществляется переход с плановых ремонтов на обслуживание по техническому состоянию. Новый руководитель – П.А.Ливинский – изначально анонсировал это направление работы, в т.ч. на самом высоком уровне, у Президента, и во время ноябрьского визита Президента в «Россети» эти вопросы также обсуждались. В День энергетика 22 декабря 2017 года в МРСК Сибири была запущена цифровая подстанция.

Организации ТЭК совместно с Минэнерго России подготовили предложения в программу цифровой экономики, сформировав соответствующую заявку по направлению «Цифровая энергетика». В этой работе приняли участие Россети, Росатом, ИнтерРАО, Ростех, Ростелеком, Русгидро.

Очевидно, что для подобной модернизации нужны немалые затраты. Однако она, в свою очередь, дает и эффекты. Так, при массовом переходе на цифровой РЭС (на примере одобренного проекта НТИ «Цифровой РЭС – Севастопольэнерго») электросетевая себестоимость будет на уровне ~75% от текущего уровня МРСК, а показатели надёжности, качества, доступности и потерь электрической энергии достигнут уровня США.

Цифровая подстанция как один из элементов цифрового РЭС, позволяет получать экономию в тарифе от 450 тысяч до 5 млн рублей в год на подстанцию (в зависимости от класса напряжения и удаленности).

Это происходит за счет снижения расходов на содержание персонала и техники, на испытания и проверки (например, к грозовому сезону), плановые работы, регулярный съем показаний и проч. Все сказанное относится и к распределительным сетям.

Эти подходы как раз и заложены в концепцию ПАО «Россети» и обсчитаны в ней.

Один из вопросов – где взять средства на первом этапе, ведь экономия пойдет позже, когда и новые технические средства уже широко представлены, и нормативная и регуляторная база подготовлена, то есть сделан немалый комплекс работ.

Интеллектуальный учет

Приборный учет – модная тема, но и действительно актуальная. У ПАО «Россети» есть наработки – собственный Стандарт организации (СТО) по протоколам передачи данных приборов учета. Если этот стандарт сделать национальным, эффект от него будет соответствующим образом масштабирован, повсеместно данные с приборов учета будут единообразно в автоматическом режиме передаваться в систему. Стандарт можно модифицировать и использовать также для учета потребления тепловой энергии и воды.

Тут вопрос в другом. Если межповерочный интервал у счетчика 16 лет, то весь парк в стране можно обновить через 16 лет. Устраивает ли это государство? Кто должен устанавливать счетчики, только ли сети? Может быть, в законопроекте нужно было предусмотреть при новом подключении или замене прибора учета, при истечении межповерочного интервала или его выходе из строя, запрет установки обычных, неинтеллектуальных приборов учета? Тем самым снизив нагрузку на тариф для конечного потребителя.

Еще один вопрос, кто имеет доступ к данным. По имеющейся практике, сети, так же как и сбыты, готовы открывать данные потребителям. Такую обязанность государство может прописать в нормативной базе.

Потребитель в таком случае, получая информацию, может гибче реагировать, регулировать свое потребление. Это даст толчок развитию накопителей, сгладит пики, в этом заинтересованы все стороны процесса.

Сейчас характерна ситуация, когда загрузка ТЭС по теплу низкая (в среднем 40% по году), ТЭЦ зачастую работают в режиме котельной. При выравнивании графика нагрузки котлы оказываются лучше загружены, реже включается догрев, это реальная экономия. Это позволит вывести ненужные мощности, снизить программу ДПМ.

Выравнивание графика приведет и к снижению потерь в сетях.

Что для этого нужно?

Во-первых, создание единого информационного пространства в электроэнергетической отрасли, что обусловлено непрерывностью процессов генерации, передачи и потребления при тесной интеграции участников отрасли (гармонизированные технические и коммерческие стандарты по сбору и обработке информации; единые протоколы обмена информацией; единая платформа для обмена техническими и коммерческими данными; открытый рынок инфраструктурных и потребительских сервисов). Цель – обеспечить взаимозаменяемость, универсальность оборудования, что должно привести к снижению не только его стоимости, но и стоимости владения.

В свою очередь, реализация проекта в перспективе позволит достичь социально-экономических эффектов в других отраслях промышленности, в частности, наращивания экспортного потенциала государства и диверсификации структуры ВВП за счет создания устойчивого экспортного потока в «целевые страны» оборудования, программного обеспечения, услуг по инжинирингу комплексных систем и сервисов интеллектуальной энергетики.

Какие могут быть преимущества в перспективе?

Ряд эффектов коснется всей экономики – в первую очередь, это создание прозрачной системы тарифообразования (так называемый «цифровой киловатт-час»). Кроме того, повысится и даст дополнительные бонусы по цепочке интеграционная роль электроэнергетики для экономики (связь: потребитель – производство – управление единой технологической платформой).

В ТЭК повысится эффективность генерации (снижение удельного расхода топлива для генерации оценивается в 25-30% к 2030 г.), сохраняется безусловная цель сдерживания роста тарифов уровнем инфляции.

Снизится необходимый уровень резервирования мощностей, по оценкам, до 10% (15 ГВт) за счет управления нагрузкой потребителя, систем хранения энергии, самобалансировки «умных сетей».

Надо говорить и о стимуле для развития высокотехнологичных производств (приборостроение, электроника, IT-решения, кибернетика, робототехника), в соответствии с программой EnergyNet можно ожидать роста к 2035 г. объема выручки российских компаний на глобальном рынке разномасштабных комплексных систем и сервисов интеллектуальной энергетики в размере порядка 40 млрд долларов в год.

Свои бонусы получат все участники рынка – и потребители-граждане, и предприятия, и сбыты, и сети, и генерация.

Источник: ЭнергоАтлас