Тенденции развития электроэнергетического рынка России на современном этапе

Основу производственного потенциала российской энергетики по состоянию на 1 января 2018 года составляют 748 электростанций мощностью свыше 5 МВт. Суммарная установленная мощность энергогенерирующих объектов ЕЭС России зафиксирована на отметке 239 812,2 МВт. Сетевое хозяйство РФ насчитывает свыше 10 700 ЛЭП класса напряжения 110-1150 кВ.

Производство электроэнергии в России по итогам 2018 года, по оценкам экспертов, достигнет рекордных показателей за всю российскую и советскую историю. Это станет возможным за счет роста промышленного производства. Эксперты утверждают, что максимальная выработка электроэнергии по итогам года не окажет влияния на цены на нее для потребителей1.

Наиболее удачным для электроэнергетики был еще советский 1990-й, когда генерация РСФСР выдала на-гора 1082 млрд. кВтч (по данным статистического сборника народного хозяйства СССР). Потом начался спад, и уже с 1993 года производство электричества упало ниже психологической отметки в 1 трлн киловатт в час, что стало одним из ярких проявлений экономического кризиса в стране. К триллиону вернулись только в 2007 году. В прошлом году объем выработки достиг 1073,7 млрд. кВтч, что на 0,2% выше по сравнению с 2016 годом. В нынешнем году, если расчет Минэнерго окажется верен, она вырастет по сравнению с 2017 годом на 1,6%, а в абсолютных величинах будет побит советский рекорд 1990 года.

10404        Ю38 1054,9 10692 1059,3 1064,2 1067,5 10»19 1°e?-p*J

^rrnirm I

800'-------------1-------------1-------------1-------------1-------------1-------------1-------------1-------------1-------------1-------------1-------------1-------------1-------------1------------

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

(прогноз)

Источники: Росстат, Минэнерго

Рис. 1. Производство электроэнергии в России2

По данным АО «Системный оператор Единой энергетической системы» за 10 месяцев этого года, выработка электроэнергии выросла на 1,1% в сравнении с прошлым годом. Электропотребление, от которого зависит объем выработки, увеличилось на 1,2%.

В 2016 году 75% потребленной электроэнергии в стране пришлось на долю промышленности, населения, транспорта и связи3.

Следует отметить, что на потребление электричества влияет, в том числе и климатический фактор, чем холоднее на улице, тем больше потребность в электроэнергии. Но уходящий год холодным не назовешь. По предварительным данным Всемирной метеорологической организации, в нашей стране он вошел в десятку самых теплых за всю историю наблюдений в России, то есть с 1891

года. Обратная сторона - в жаркую погоду тоже растет электропотребление за счет увеличения объема работы кондиционеров. Но для России такая тенденция не характерна.

Пиковые нагрузки на энергосистему в России зимой не сравнить с летними, как, например, в Испании, поэтому под климатическим фактором в нашей стране понимаются в первую очередь низкие температуры.

Но главная заслуга энергетического роста этого года отнюдь не погода. Руководитель группы исследований и прогнозирования аналитического агентства АКРА Наталья Порохова отмечает влияние промышленных факторов на увеличение электропотребления.

На основании данных по электропотреблению можно говорить об умеренном росте экономики. По данным Росстата, отечественная промышленность поднялась за январь-октябрь этого года на 2,8% по сравнению с аналогичным периодом 2017-го.

Таким образом, получается интересная взаимозависимость: сектор добычи внес свой вклад в увеличение выработки электроэнергии, а это, в свою очередь, требовало больших объемов добычи угля и газа, как основного топлива для российских тепловых электростанций, обеспечивающих две трети производства электроэнергии в стране.

Рост выработки электроэнергии по итогам года не окажет влияния на ее стоимость для потребителей. Для населения стоимость электроэнергии устанавливают региональные службы по тарифам. Для крупных промышленных потребителей, приобретающих электроэнергию на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ), цена определяется на ежедневных торгах в режиме РСВ.

Территория России составляет 17 125 191 км². В районах с низкой плотностью населения и недостаточно высоким уровнем производства использование централизованной энергетики невозможно, поскольку они расположенные вдали от электросетевого хозяйства страны.

Если говорить о крупных промышленных предприятиях, то многие из них переходят на собственную генерацию из-за дороговизны подключения к централизованным сетям, высоких тарифов на электроэнергию и их постоянного роста.

В регионах с высокой стоимостью 1 кВт/ч электроэнергии строительство собственных энергогенерирующих установок экономически оправдано. Особенно, если энергообъект функционирует в режиме совместной выработки электрической и тепловой энергии. По оценкам аналитиков, срок окупаемости таких проектов не превышает 2-3 лет, а прибыль доходит до 5-6 руб. за 1 кВт/ч.

Переход потребителей на использование распределенной генерации отражается на работе всей энергосистемы страны. Как показывает практика, ЕЭС России покидают наиболее сильные (как с точки зрения энергопотребления, так и в плане финансов) промышленные предприятия. При этом на плечи оставшихся потребителей перекладывается груз затрат на содержание всего электросетевого хозяйства России.

Аналитики утверждают, что основная проблема заключается не в самом развитии распределенной энергетики, а в том, что она развивается стихийно. К тому же и сам процесс существенно отличается от мировых тенденций.

Во-первых, для России это достаточно новое явление. Поэтому пока мы отстаём от лидеров мировой распределённой энергетики. Россия получила в наследство от бывшего СССР энергосистему, которая отличается высокой степенью централизации и гигантскими размерами энергогенерирующих объектов.

США и страны Европы в своё время также сталкивались с такой ситуацией. Но они начали реконструкцию своих энергетических систем намного раньше. Это произошло ещё несколько десятилетий назад, когда появились технологии возобновляемой энергетики и начала внедряться методика генерации электроэнергии за счёт газа в небольших масштабах. На сегодняшний день в энергетическом комплексе европейских стран на долю распределённой генерации приходится 20-30% всей выработки электроэнергии.

Во-вторых, за рубежом под «распределённой энергетикой» всё чаще подразумеваются проекты на базе возобновляемой энергетики. В России это направление практически на 99% представлено газопоршевыми и газотурбинными установками, а также генераторами на дизельном топливе.

Особо следует отметить, что в настоящее время начинается эра уникальных инноваций в бизнесе, когда революционные технологии из фантастических концепций постепенно трансформируются в реальность. На фоне этого сформированы 5 основных технологических трендов, положенных в основу цифровой энергетической сети4:

• 1.    Максимальный охват пользователей в рамках одной сети. Сегодня все электронные устройства подключены к сетям, которые могут быть как локальными, так и глобальными. Этот факт в корне меняет все сложившиеся в энергетике правила и стереотипы. Всеобщая подключённость выступает ключевым драйвером внедрения цифровых технологий в сферу энергетики. Она обеспечивает тесное взаимодействие поставщиков энергии, потребителей, активов, трудовых ресурсов и информации;

• 2.    Моментальные вычисления. «Цифра» раздвигает границы вычислительных возможностей. При поддержке вычислений в оперативной памяти, которые выполняются в режиме online, открываются неограниченные возможности для ведения деятельности в сфере энергетики;

• 3.    Облачный сервис. Технологическая инфраструктура, разработанная на базе инновационных информационных технологий, позволяет всем участникам энергетического рынка внедрять новые бизнес-проекты в течение считанных дней;

• 4.    «Умные» сети. Установка цифровых датчиков, автоматизация, как технологических процессов, так и станций или подстанций, использование роботов и дальнейшее внедрение искусственного интеллекта помогает

• 5.    Кибербезопасность. Цифровая сеть открывает новые возможности не только для участников энергетического рынка, но и для злоумышленников, существенно увеличивая риск атак и саботажа. Поэтому в процессе проектирования и эксплуатации «умных» сетей, на первый план выходят вопросы кибербезопасности.

энергетическим компаниям в удалённом режиме контролировать работу оборудования, отслеживать сбои сети и оперативно устранять возникающие неполадки. При этом прогнозные модели позволяют оптимизировать цифровые сети;

На сегодняшний день в российской энергетике существует целый ряд проблем. В первую очередь, речь идёт о моральном и физическом старении действующего оборудования. По оценкам экспертов, более 50% активов сетей ЕЭС России эксплуатируются сверх нормативного срока (более 25 лет), а износ энергогенерирующего оборудования составляет 50-70%.

К тому же на российском рынке электроэнергетики преобладают поставки импортных систем управления и автоматизации предыдущих поколений. Таким образом, отечественные энергетики инвестируют в развитие зарубежных технологий, а взамен получают устаревшие решения.

Резюмируя, отметим, что большинство этих проблем можно решить установкой автоматизированной системы управления технологическим процессом. Она собирает и фиксирует первичную информацию по всем параметрам технологических процессов, обеспечивает качественный метрологический контроль, выполняет комплекс мер, связанных с прямым регулированием и дистанционным управлением работой оборудования.