Валерий Жихарев
Проблема стоимости новых сетевых мощностей мешает расширению снабжения населения.
Фото с сайта www.ramenskoye.ru
В отраслевом сообществе наблюдается острая дискуссия о переходе на оплату за услуги по передаче электроэнергии исходя из величины «бумажной» максимальной мощности, но при этом упускается, что данное решение действительно не ведет к реальной оптимизации использования сетевых мощностей, а лишь маскирует проблему повышения эффективности загрузки трансформаторных мощностей и переносит еще решение на неопределенный срок.
В качестве основного аргумента перехода на оплату услуг по передаче электроэнергии исходя из «бумажной» максимальной мощности указывается, что сетевые организации якобы обязаны обеспечивать готовность своих сетей к передаче электроэнергии в полном объеме заявленной потребителем максимальной мощности, а значит, и строить соответствующую инфраструктуру.
Однако это утверждение расходится с реальностью. Действующее законодательство не обязывает сетевиков строить новые объекты в размере «бумажной» максимальной мощности, указанной в документах технологического присоединения. Их обязанность – обеспечивать передачу энергии комплексом мер: использованием перегрузочной способности оборудования, совмещением максимумов мощностей, оптимальным распределением активной и реактивной мощности, регулированием напряжения и другими технологическими решениями. Более того, данные оценки, проведенные рабочей группой при Минэнерго России в 2021 году, показывают, что объем фактически введенной после 2011 года трансформаторной мощности в 5,5 раза меньше прироста трансформаторной мощности по актам о технологическом присоединении (относительно 2011 года) и соответственно составляет 30 435 МВА против 166 850 МВА. Объем «бумажной» (физически отсутствующей) трансформаторной мощности за период с 2011 года составляет 136 415 МВА, которая не требует строительства и обслуживания.
Переход на оплату услуг по передаче исходя из этой неиспользуемой максимальной мощности не только не обоснован, но и контрпродуктивен. Он нивелирует системные эффекты от действующего механизма управления спросом, который стимулирует потребителей смещать свои пиковые нагрузки, тем самым снижая общую потребность в дорогостоящих резервах генерации и сетей. Вместо этого такой механизм создаст ложный сигнал для наращивания избыточных мощностей, увеличит тарифную нагрузку на бизнес и может спровоцировать массовый переход промышленных предприятий на автономное энергоснабжение, что подорвет единство Единой энергетической системы (ЕЭС) России.
Предлагаемая Минэнерго России модель учета и оплаты сетевой мощности базируется на заблуждении о жесткой связи между заявленной максимальной мощностью и необходимыми инвестициями.
В мировой практике нет примеров, когда услуги по передаче электроэнергии оплачиваются исходя из максимальной присоединенной мощности оборудования как фиксированного, неизменного параметра, указанного в документах о технологическом присоединении. Такой подход – характерная черта деградирующей российской модели использования электроэнергетики не как инструмента развития экономики, а как квазиналогового механизма, которая подвергается обоснованной критике за неэффективность.
В развитых энергосистемах (США, странах ЕС, Австралии, Бразилии и др.) оплата сетевых услуг действительно может зависеть от мощности, но всегда от динамических, измеряемых величин, а не от «бумажной» цифры, определенной при подключении.
Например, в США промышленные и коммерческие потребители платят так называемый demand charge – за фактический пик потребления за расчетный период (обычно 15–30-минутный максимум). В Германии и Франции действует плата за Leistungspreis или puissance souscrite – либо за заявленную мощность (которую можно корректировать ежемесячно), либо за измеренный пик. В Австралии и Великобритании внедряются тарифы, привязанные к часам системного максимума нагрузки на сеть – иногда всего к трем-четырем часам в году, что стимулирует гибкое управление спросом. В Бразилии потребитель сам выбирает контрактную мощность, но имеет право ее пересматривать, а превышение пика карается штрафами. Ключевой принцип во всех этих моделях – экономическая сигнализация: потребитель платит не за формальное право использовать мощность, а за реальную нагрузку, которую он создает в критические моменты для сети. Это стимулирует сглаживание графика потребления, снижает необходимость строительства избыточных сетей и повышает общую эффективность системы.
Таким образом, российская идея взимать плату за передачу исходя из максимальной присоединенной мощности оборудования – это не заимствование международного опыта, а, напротив, отклонение от него. Такой подход не решает проблему неэффективного использования сетевой инфраструктуры, а лишь маскирует ее, перекладывая реальные реформы на будущее.
Решение проблемы должно лежать не в плоскости «наказания» потребителей за их заявленную максимальную мощность, а в повышении эффективности самой электросетевой инфраструктуры. Для этого существует комплекс технических, организационных и регуляторных мер, направленных на реальную оптимизацию использования существующих трансформаторных мощностей.
Технологически-ориентированные меры
Ключевым первым шагом должна стать всесторонняя инвентаризация всей трансформаторной мощности распределительного сетевого комплекса. Необходимо четко разделить ее на три категории:
– мощность, напрямую связанная с подключением конкретных конечных потребителей;
– мощность, обусловленная технологией передачи электроэнергии (транзитные перетоки, выдача мощности крупных станций, питание населения и социальных объектов до 150 кВт);
– мощность, обеспечивающая системную надежность (кольцевые схемы, объекты ГО и ЧС, Минобороны, перспективное развитие).
Такое разделение позволит точно определить, какие мощности реально используются, а какие являются избыточными или недоиспользуемыми. Без этого шага любые попытки регулирования будут основаны на завышенных и искаженных данных. Например, в ходе проработки вопроса введения резервируемой максимальной мощности в рамках рабочей группы при Минэнерго России в 2021 году было установлено, что трансформаторная мощность распределительного сетевого комплекса ПАО «Россети» составляет 317 586 МВА, из которой порядка 71 516 МВА, или около 23%, составляет трансформаторная мощность, установленная для обеспечения исполнения требований критерия n-1, то есть не связанная с заявками на технологическое присоединение конкретных потребителей.
Далее следует пересмотреть шкалу стандартных мощностей силовых трансформаторов. В настоящее время применяется шкала с коэффициентом 1,6 (100, 160, 250, 400 кВА и т.д.), тогда как более эффективная с точки зрения загрузки шкала с коэффициентом 1,35 (100, 135, 180, 250 кВА и т.д.) фактически не используется. Возврат к более дробной шкале позволит проектировщикам выбирать оборудование, максимально соответствующее реальным нагрузкам, избегая завышения. Это особенно актуально для малых и средних предприятий, где разница между 400 и 250 кВА может означать десятки миллионов рублей избыточных инвестиций и ежегодных потерь. Переход на шкалу 1,35 позволил бы снизить средний уровень недоиспользования трансформаторов на 12–15%, высвободив значительные средства для модернизации других участков сети.
Особое внимание нужно уделить реконструкции недогруженных подстанций. Эксплуатация трансформаторов с загрузкой менее 60–70% от номинала крайне неэффективна: потери холостого хода составляют значительную долю от общих потерь, а коэффициент полезного действия резко падает. В процессе модернизации следует заменять такие трансформаторы на менее мощные, адекватные фактическому потреблению. Например, замена трансформатора 630 кВА на 400 кВА при фактической нагрузке 280 кВА может снизить годовые потери на 15–20%, высвободив средства на другие нужды.
Не менее важна реализация мероприятий по повышению качества энергоснабжения, в первую очередь за счет компенсации реактивной мощности. Установка современных устройств компенсации не только улучшает параметры напряжения для потребителей, но и высвобождает дополнительную пропускную способность сетей. Реактивная мощность «занимает место», не выполняя полезной работы. Ее компенсация позволяет передавать больше активной мощности по тем же линиям. На практике это может высвободить до 15–25% пропускной способности без единого рубля капитальных затрат.
Оптимизация управления режимами работы сетей
Эффективность использования мощностей напрямую зависит от качества управления режимами. Необходимо совершенствовать методы оптимизации управления, ориентируясь на принцип повышения экономичности загрузки трансформаторов и определения пределов равноэкономических режимов. Это означает, что вместо жесткого следования «бумажным» нормативам следует использовать гибкие алгоритмы, учитывающие суточные и сезонные колебания нагрузки. Современные автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) и цифровые двойники сетей позволяют в реальном времени моделировать оптимальные режимы, минимизируя потери и выравнивая загрузку. Внедрение таких решений может показать снижение пиковой нагрузки на 9–11% и рост средней загрузки оборудования на 14%. Особенно перспективно применение искусственного интеллекта для прогнозирования и балансировки нагрузок.
Критически важно перейти к расчету уровня загрузки трансформаторных мощностей на основе фактических данных. Сегодня загрузка часто оценивается по «бумажной» сумме мощностей всех присоединенных потребителей, что дает искаженную картину. Использование данных систем учета, в частности средневзвешенного суточного максимума нагрузки в пиковые часы, отражает реальное участие потребителя в формировании пиковой нагрузки энергосистемы и является справедливой основой для тарифообразования. Это также создает стимул для потребителей внедрять собственные системы управления спросом, что в совокупности снижает нагрузку на всю систему.
Также следует развивать методы параллельной работы малой генерации и балансирования перегрузок. Внедрение технологий, позволяющих локальным генерирующим источникам (солнечные панели, дизельные станции, когенерационные установки) работать в согласованном режиме с сетью, может значительно снизить нагрузку на центральные трансформаторы в часы пик. Особенно это актуально для удаленных территорий и промышленных зон, где развитие сетевой инфраструктуры затруднено. Подобные решения особенно востребованы в условиях санкций, когда импорт крупного оборудования ограничен, а локальная генерация может быть построена на отечественной базе. Важно обеспечить техническую и регуляторную поддержку таких инициатив, включая упрощенные процедуры присоединения и справедливую оплату за выдаваемую мощность. В перспективе такие микросети могут стать элементами распределенной энергосистемы, способной функционировать даже при частичной дезинтеграции ЕЭС.
Новые подходы во взаимодействии с потребителями
Регулирование должно стимулировать рациональное использование мощностей. В зонах подтвержденного дефицита сетевой мощности следует предоставить сетевым организациям право на поэтапное «бумажное» снижение максимальной мощности тех потребителей, которые в течение двух лет не использовали даже 60% своей заявленной величины. Это освободит мощность для других заявителей без необходимости капитальных вложений. При этом важно сохранить право потребителя восстановить мощность при реальном росте нагрузки без дополнительных затрат – это создает гибкий и справедливый механизм.
Необходимо доработать методические указания по тарифообразованию, чтобы в расчет степени загрузки вводимых объектов закладывались только фактические (физические) данные об их использовании. Это сделает тарифы более справедливыми и снизит стимулы для избыточного строительства. Например, если подстанция загружена на 40%, то и тариф должен отражать эту реальность, а не базироваться на потенциальной, но неиспользуемой мощности. То есть потребитель должен оплачивать ставку на содержание сетей в размере не больше 40% реально понесенных расходов на содержание.
Введение «тарифа по факту» стимулирует сетевые компании не просто строить, а эффективно управлять активами, что соответствует принципам бережливого производства и национальным целям по повышению производительности труда. Это также снизит перекрестное субсидирование: сегодня предприятия с низкой загрузкой платят по тем же ставкам, что и те, кто использует мощность на 90%, что несправедливо. Регулятору следует ввести дифференцированные тарифы, зависящие от коэффициента использования, что повысит экономическую ответственность всех участников рынка.
Необходимо изменение парадигмы развития Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) от рассредоточения нагрузки в направлении повышения концентрации электрических нагрузок в зонах с высокой доступностью энергетической инфраструктуры.
Важнейшим шагом станет либерализация перераспределения максимальной мощности. Следует отменить запрет на перераспределение мощности лицу, уже присоединенному к сетям, и убрать ограничения по дате присоединения. Это создаст гибкий рынок свободных мощностей, где они будут использоваться наиболее эффективно. Предприятие, отказавшееся от части своей мощности, сможет продать ее соседу, а сетевая компания избежать новых инвестиций.
Совершенствование нормативной базы проектирования
Проектные нормы должны быть приведены в соответствие с современными реалиями. Во-первых, необходимо снизить удельную долю двухтрансформаторных подстанций. На первом этапе эксплуатации, при постепенном росте нагрузки, допустима установка одного трансформатора, особенно если потребитель имеет собственный источник энергоснабжения или использует механизмы управления спросом. Обязательное проектирование двухтрансформаторных схем ведет к омертвлению капитала и снижению эффективности. До 60% новых подстанций в промзонах изначально могут быть однотрансформаторными без ущерба для надежности, особенно при наличии резервного питания или договора с соседними предприятиями, имеющими собственную генерацию. Это особенно важно для малого бизнеса, где избыточная надежность превращается в неподъемную финансовую нагрузку.
Во-вторых, требуется оптимизировать технологии выбора мощности трансформаторов. Классические методы, основанные на упрощенных коэффициентах, устарели. Выбор должен осуществляться по критерию минимума приведенных годовых затрат, учитывающему не только стоимость самого оборудования, но и потери электроэнергии, срок службы и стоимость передачи. Это позволит избежать как излишних потерь, так и омертвления капитала в избыточных мощностях. Оптимальная мощность трансформатора часто на 20–30% ниже, чем по упрощенным нормам, что дает многомиллионную экономию на масштабе страны. Например, для подстанции в 10 МВА разница в выборе может составить 2–3 МВА. Такой подход уже используется ведущими инжиниринговыми компаниями, но не закреплен в нормативных документах.
Наконец, следует пересмотреть методы расчета электрических нагрузок. Распространенный метод по установленной мощности и коэффициенту спроса дает погрешность до 20% в сторону увеличения, что ведет к систематическому завышению проектных мощностей. Переход к более точным методам, основанным на реальных данных (например, анализу суточных графиков аналогичных потребителей), позволит проектировать сети, адекватные реальным потребностям. Это особенно важно в условиях импортозамещения, когда каждый рубль инвестиций должен работать на максимум. Внедрение цифровых платформ для сбора и анализа нагрузочных профилей может стать ключевым инструментом в этой работе, обеспечивая точность прогнозирования и снижение рисков перестраховки. Кроме того, следует обязать проектировщиков обосновывать выбор мощности в техническом задании, что повысит ответственность и снизит случаи завышения «на всякий случай».
Развитие механизмов управления изменением потребления электроэнергии
Необходимо развивать целевую модель механизма управления изменением потребления электроэнергии, предусматривающей включение управления спросом в конкурентные механизмы рыночной торговли, вытеснение дорогостоящего неэффективного предложения, выравнивание и распределение нагрузок сетевых мощностей для повышения доступности технологической инфраструктуры для технологического присоединения и сокращая тем самым расходы потребителей на энергоснабжение.
Предусмотреть приоритетную реализацию проектов управления изменением потребления электроэнергии и развитие собственной генерации потребителей в зонах с дефицитом трансформаторных мощностей.
Участие в конкуренции за привлечение капитала
Требуется создание механизма участия электросетевых организаций в конкуренции за привлечение капитала наряду с компаниями, функционирующими в конкурентных отраслях, и снижения инвестиционной составляющей при технологическом присоединении за счет привлечения необходимых инвестиционных средств на рынке капитала.
В целях стимулирования к сокращению и оптимизации издержек на реализацию инвестиционных программ в сфере технологического присоединения запустить модель компенсации затрат первому заявителю на технологическое присоединение и внедрить обратный тариф, когда инвестировавший в строительство и модернизацию сетевой инфраструктуры потребитель получает возврат денежных средств от выручки, получаемой от использования данной инфраструктуры в целях оказания услуг по передаче электроэнергии.
Заключение
Предлагаемый Минэнерго переход на оплату по максимальной мощности – это решение, основанное на неактуальных представлениях о работе энергосистемы. Оно игнорирует современные возможности по управлению спросом, развитию распределенной генерации и оптимизации режимов работы сетей. Вместо стимулирования эффективности такой подход закрепит неэффективность и увеличит издержки всей экономики.
Гораздо более продуктивным и экономически обоснованным путем является реализация комплекса мер, направленных на повышение эффективности использования уже существующей трансформаторной инфраструктуры. Инвентаризация, совершенствование методов проектирования и управления, либерализация рынка мощностей и ориентация тарифов на фактическое потребление – вот те инструменты, которые позволят снизить издержки промышленности, повысить надежность энергоснабжения и обеспечить устойчивое развитие российской экономики в условиях санкционного давления и задач по восстановлению ВВП. Только такой подход соответствует национальным интересам и принципам рационального использования ресурсов.
