Александр Бондаренко: Распределенная генерация: интерес повышается, роль возрастает

Об этом он рассказал в интервью журналу «Энергетика и ЖКХ Урала».

В соответствии с «Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электроэнергии, объектов по производству электроэнергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям» разработка схемы выдачи мощности электростанции с сопоставлением ТЭ расчетов вариантов подключения вновь строящейся генерации ложится на сетевую компанию. Так же как и все затраты по самой реконструкции сетевых объектов, а кроме того – урегулирование с вышестоящей сетевой компанией, которая тоже понесет затраты для обеспечения выдачи мощности вновь вводимой генерации.

С чем столкнулась наша компания при подключении генерации?

Ситуация следующая. Собственник приобрел мини-ТЭЦ и попытался интегрировать ее в энергосистему присоединением на шины 6 кВ рядом расположенной ПС 110 кВ. При этом не было разработано техническое задание на разработку схемы выдачи мощности (СВМ), не говоря о самой работе с расчетами, динамической и статической устойчивостью, разработкой мероприятий для подключения генерации. В результате – после выполнения СВМ собственник понес дополнительные затраты по замене приобретенного электрооборудования к требованиям расчетов СВМ. Затраты сетевой компании на подключение 17 МВт составили порядка 110 млн. руб. в связи с заменой коммутационных аппаратов, заменой устройств РЗА, установкой дополнительного оборудования, вызванных увеличением токов короткого замыкания в прилегающей сети. В итоге – время подключения оказалось весьма длительным. С целью исключить пробелы законодательной базы совместно с Ассоциацией малой энергетики Урала специалистами нашей компании были разработаны определенные мероприятия по подключению генерации: разработана форма заявки на подключение объектов малой генерации; согласование технических условий (технических решений) и технического задания на разработку СВМ со стороны Челябэнерго и регионального диспетчерского управления осуществляется независимо от мощности вводимой генерации; СВМ выполняется непосредственно инициатором строительства генерации.

Сегодня в работе филиала ОАО «МРСК Урала» – «Челябэнерго» находятся заявки на подключение 11 газопоршневых и газотурбинных электрических станций общей мощностью 166 МВт и солнечной электростанции мощностью 5 МВт. При этом: мощность вводимой генерации на предприятиях-потребителях электроэнергии, дополнительно к существующему питанию от энергосистемы (так называемые блок — станции) составляет 44 МВт; мощность вводимой генерации с комбинированным циклом (когенерация) в целях реструктуризации теплоснабжения населенных пунктов и объектов производства – 122 МВт.

Предполагаемые затраты на подключение оставшейся мощности составят как минимум 25-30 млн. руб. на точку подключения. И это только по тем объектам, где выполнена или заканчивается предварительная проработка схемы выдачи.

Дополнительно компания получит выпадающие доходы вследствие снижения передаваемой мощности 44 МВт, при этом поддерживая «горячий» резерв для потребителей за свой счет.

Что необходимо сделать, чтобы энергосистема могла сочетать крупные электростанции и распределенную генерацию?

1. Внести в ФЗ «Об электроэнергетике» и в «Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электроэнергии, объектов по производству электроэнергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям» отдельные разделы, касающиеся объектов малой генерации, с решением следующих вопросов: возложить на собственника строительства объектов генерации разработку предварительной СВМ и ТЭО вариантов интеграции в энергосистему; рассмотреть вопрос о дифференцировании затрат между участниками процесса; разработать регламент по компенсации сетевым компаниям выпадающих доходов для «горячего» резерва мощности при строительстве блок-станций; закрепить комплексный подход к подключению распределенной генерации, в том числе по ее на-значению, на уровне правительства региона с участием всех субъектов электроэнергетики региона; разработать регламент-функционал по управляемости вновь подключаемых объектов распределенной генерации независимо от подключаемой мощности. Обеспечить ее наблюдаемость, плановом производстве при плановом потреблении в местах их установки.

2. Интегрировать в данный сектор сетевые компании, как маяк централизованного планирования выбора месторасположения объектов генерации, что будет являться одним из путей расширения и диверсификации деятельности сетевых компаний. Это потребует изменений в нормах регулирования, регламентирующих разделение видов деятельности в цепочке «генерация – сети – сбыт», но при этом будут решаться задачи: выход в малую генерацию с целью повышения показателей надежности и сокращения затрат на приобретение потерь, а также как замена строительству или поддержанию линий с низкой плотностью потребления; распределенное хранение электроэнергии для решения проблемы повышения пропускной способности сети. Это потребует предварительно обеспечить существенный технологический рост сети – развитие технологий «умной» сети и распределенной генерации, а также внедрение новых методов регулирования спроса – технологий, которые в настоящее время нельзя считать достаточно развитыми.

Несмотря на сравнительную дороговизну, малой генерацией интересуются многие компании ТЭК, металлургии и машиностроения. Она позволит компаниям снизить риски, связанные с либерализацией отрасли. Несмотря на то, что все эти компании активно интересуются большой энергетикой, строительство собственных мощностей – это мировая тенденция.

Даже при резком улучшении ситуации с финансированием строительства объектов большой генерации генерация малая найдет свою рыночную нишу, и эта ниша достаточно значительна. Поэтому очень важно сейчас правильно обосновать роль распределенной генерации в ключевых государственных документах, нормативно-правовых актах, прогнозных балансах, Генсхеме размещения объектов.