Децентрализованная энергетика в России: предпосылки и особенности

Разветвленная энергосистема с единой системой управления дорого обходится промышленному потребителю и зачастую не соответствует его задачам.  Основной недостаток подобной системы в том, что значительная часть мощностей содержится для удовлетворения пикового спроса несколько часов в год. В результате масштабная, построенная под максимально возможную случайную нагрузку (пиковое потребление) энергосистема используется неэффективно: в период снижения потребления инфраструктура простаивает, но её потребители продолжают оплачивать её содержание. 

Решением становится децентрализация энергетики: замена или дополнение крупных объектов генерации распределенными объектами малой генерации. Объектами могут быть ветряные установки, солнечные панели, микротурбинные электростанции, когенерационные установки, ДГУ и ГПУ различной мощности. 

В России этот процесс запустился к началу 2000-х годов, однако протекает медленно из-за наличия самой большой в мире централизованной энергосистемы, доступности природных ресурсов и сурового климата на большей части территории страны. Ключевая особенность децентрализации в России — отсутствие подключения автономных энергоцентров к общей энергосистеме. На аргумент в пользу изменения рыночной модели ради достижения общего блага следует возражение противников децентрализации — при включении в энергосистему множества малых станций снижается её надёжность и возникают проблемы, связанные с регуляцией рынка. 

Однако строительство новых электростанций занимает порядка 7 лет, и очевидно что подобный срок делает горизонт бизнес-планирования весьма размытым, поэтому промышленные потребители отказываются от централизованной энергосистемы в пользу собственной генерации и гибких  решений. 

Примеров перехода на такие решения сравнительно немного — около 50 тыс.  против 12 млн в США, но всё же хватает. 

Вот лишь некоторые из них\ Примеры реализованных проектов

В 2014 году на Антипинском нефтеперерабатывающем заводе (АНПЗ) началась модернизация технологических установок из-за чего возникла потребность в дополнительной электроэнергии. Однако ФСК не успевала провести линию до срока запуска и в результате компания ввела в эксплуатацию парк мобильных ГПУ и ДГУ компании Аггреко.

В 2014 году Бурнефтегаз начала вводить в эксплуатацию новые скважины, в частности Соровское месторождение нефти и газа и, как следствие, возникла потребность в дополнительном электроснабжении. Своевременное подключение генерирующего оборудования, а именно энергокомплекса ГПУ 12 Мвт, позволило компенсировать дефицит электроэнергии и выполнить планы по добычи нефти в 2015 году, превысив показатель 2014 года на 171%, а также обеспечить утилизацию более 95% попутного нефтяного газа.

В 2017 г. Сургутнефтегаз завершил проект сооружения электростанции 8 МВт на попутном газе Южно-Нюрымского месторождения в Тюменской области. Это — 23-я по счету электростанция, построенная компанией. 

Агропромышленные компании также есть в этом списке. 

Тепличный комбинат «Липецкагро» в Липецкой области последовательно сооружает энергоцентр на базе газопоршневых установок для своих теплиц, пуск первой очереди состоялся в 2014 г., общая мощность до 30 МВт. В этом же году Птицефабрика в Якутии запустила собственный автономный энергоцентр на основе микротурбин мощностью 650 кВт.

Девелопер индустриальных парков DEGA оснащает собственными энергоцентрами до 30 МВт парки в Московской области, Тамбове и Ульяновске.

Причины развития распределенной генерации в России 

Удалённые и изолированные территории

Значительная часть территории северо-восточных территорий России не охвачена централизованным электроснабжением. Огромные области страны — Дальний Восток, Курильские острова, Крайний Север, Сибирь, а также Бурятия, Якутия и Алтай лишены сетевой инфраструктуры и потребность этих регионов обеспечивается объектами малой энергетики. 

И это логично: малая плотность населения вкупе с суровым климатом и дорогостоящей логистикой делает строительство мощных электростанций нерентабельной и зачастую абсурдной затеей.

Исчерпание профицита мощностей

По прогнозу Института энергетических исследований РАН с 2017 года спрос на электроэнергию ежегодно будет расти приблизительно на один процент, что приведет к исчерпанию профицита мощностей на горизонте 2020–2025 годов даже при условии введения в эксплуатацию запланированных объемов атомной, гидро и альтернативной генерации. Одно из решений проблемы — замена выбывающих мощностей новыми объектами малой генерации, физически более приближенной к потребителю. 

Прогнозирование

Наличие интеллектуальной системы непрерывного мониторинга и анализа, предполагает объективный прогноз объёмов потребления. Кроме того, подобный софт не исключает и участие централизованной системы в процессе. Уже давно существуют схемы при которых профицит электроэнергии, полученной, например, от СЭС передаётся напрямую в сеть, и наоборот, если электроэнергии от объектов собственной генерации недостаточно то автоматически подключается сетевая инфраструктура.

По оценкам экспертов, российская энергетика в целом остается в стороне от «энергетического перехода» и уровень развития распределенной генерации пока не соответствует запросам и промышленных потребителей, и современных домохозяйств. Однако высокая стоимость электроэнергии, административные издержки, упущенные выгоды для бизнеса, а также растущий тренд на управляемость и автономию, будут способствовать развитию распределенной энергетики в России, хоть и с сильным опозданием.