Что происходит с энергетикой в мире, и какой путь нужен России – про зелёную энергию, устойчивое развитие, ВИЭ, водород – продолжая дискуссию, разгоревшуюся в телеграм-канале ЭнергоА++, коллега согласился развернуто изложить свое мнение, за что большое спасибо.

 

 

 

 

 

Роман БЕРШАНСКИЙ,
инженер

 

Дисклаймер: я относительно молод, всегда старался стоять на стороне изменений, воевал с махровыми олдскульными энергетиками. Однако, обобщив и осознав профессиональный опыт, начал понимать, что не все предлагаемые изменения одинаково полезны, и иногда необходимо критически их оценивать.

Начать хочу с некоторых исторических вех, которые прошли на моих глазах, и где я иногда был вовлечён в той или иной степени. Временные периоды проставлены для ориентира, они не точные, но позволяют соотнести описываемое с событиями в энергетике.

 

1. Микропроцессорная релейная защита и АСУ ТП подстанций (1994-2014 гг.)

Микропроцессорная техника появилась в 90-е и прошла долгий сложный путь, прежде чем ее применение было закреплено в нормативах на проектирование и стало нормой.

Позиция прогрессивных инженеров: это надежнее и быстрее работает, можно как угодно сложно настроить, проще обслуживать, легче интегрировать с АСУ ТП и информировать персонал о том, что, собственно, происходит на подстанции, возможно делать это удаленно из диспетчерского центра. Не нужен дежурный релейщик с отвёрткой и осциллографом, достаточно молодого выпускника и компьютера с доступом во внутреннюю сеть подстанции (с оговорками про информационную безопасность).

Позиция олдскул-инженеров: электромагнитная совместимость (наводки, большие токи КЗ), непонятно как настраивать (надо учиться, а не хочется), непонятно как расследовать аварии (оказалось, что можно скачать готовую осциллограмму), нет дешёвых отечественных решений.

Роль государства: до 2014 государству было все равно, после 2014 по политическим мотивам доступ на внутренний рынок был ограничен, но не закрыт полностью и поныне. Государственные Россети де факто массово используют отечественные, или же очень глубоко локализованные иностранные решения.

После 2014 были попытки обойти западных вендоров на повороте, некоторые отечественные молодые  и амбициозные компании попытались исключить аппаратную часть релейной защиты, решив сосредоточить виртуальные терминалы на тех же серверах, где должен располагаться функционал АСУ ТП (ведь по сути решаемые задачи очень схожие, разве что масштаб времени реакции не сопоставим, релейная защита должна реагировать за 10-30 мс, АСУ ТП работает в режиме секунд и минут). Все проекты и идеи, несмотря на государственные субсидии, к настоящему моменту до ума так и не доведены, реальные внедрения и опыт эксплуатации отсутствуют.

Чем закончилось: западные вендоры заработали очень много денег, загрузив свои существующие фабрики и собирая шкафы РЗ в РФ и за ее пределами, на сотрудничестве и адаптации иностранных решений выросли отечественные компании, некоторые локальные площадки перешли от иностранных вендоров к локальным владельцам (аналогичные истории есть в кабельной промышленности), внутренний рынок был отвоеван, есть даже конкуренция, оценивать экспорт не берусь, пример в целом позитивный со всех сторон.

При этом изрядную долю технологий получил Китай, так как процесс широкого внедрения микропроцессорных устройств был основан на переносе выпуска компонентов в Китай (включая многослойные печатные платы, компоненты). В РФ осуществлялась, по сути, «отверточная» сборка, когда иностранный терминал (изготовленный из китайских компонентов на западной фабрике) вставлялся в шкаф (часто конструктив тоже был иностранный, изготовленный на китайской фабрике из российской стали), который уже считался условно российским.

Изрядная доля рынка осталась в руках иностранцев, хорошо это или плохо – не хочу оценивать, это просто факт. При этом аналогичные процессы протекали в части АСУ ТП, результаты аналогичные (по АСУ электрической части).

С точки зрения экспорта – есть примеры поставки терминалов и шкафов в республики бывшего СССР, а также на некоторые иностранные проекты, но в крайне ограниченном объеме. Однако следует заметить, что это произошло без какой-то государственной поддержки, таким образом, можно констатировать, что отрасль жизнеспособна и конкурентна, данный опыт необходимо переносить на другие отрасли.

Дальнейшее развитие должно быть увязано с развитием отечественной элементной базы для критических систем, возможно, надо искать синергию с оборонными предприятиями, которые также нуждаются в полностью локализованной элементной базе. Необходимо создавать производства для выпуска навесных элементов, печатных плат, припоев и прочего, необходимого для электронной промышленности.

 

2. Устройства гибких электропередач переменного тока и передачи постоянного тока HVDC&FACTS (2000-2015)

Исторически СССР имел богатый опыт создания подобный устройств, прикладная наука щедро финансировалась, и Министерство электротехнической промышленности поддерживало повышение технического уровня выпускаемой продукции. Однако традиционно против была эксплуатация, у которой постоянно «горела премия» за показатели работы, развитие энергосистем не успевало за развитием остальной промышленности, еле-еле успевали строить электростанции, но работа с частотой 49,5 Гц считалась при СССР нормой.

Было много надежд, есть много мест для использования в РФ, но государственные сетевые компании не хотят использовать относительно дорогие иностранные решения, даже если от них будет существенный эффект. Отечественная школа была угроблена при Косыгине и Горбачеве, иностранцев ФСК ЕЭС решило на рынок не пускать.

Из сотрудников ВЭИ и ВНИЭЭ была сколочена компания-производитель, и гора родила мышь.

Сначала была идея замены вращающихся машин – синхронных компенсаторов – на статические тиристорные компенсаторы (СТК) для выдачи и потребления реактивной мощности. Теоретическое лидерство в вопросах разработки теории статических источников реактивной мощности было за СССР. СТК были разработаны в МЭИ в конце 60-х – начале 70-х годов XX века (авторские свидетельства №230959 от 1968, 275212 от 1970, патенты Франции 1 477 476, Швейцарии 431705, Японии 597492, ФРГ 564539), в первой половине 70-х в МЭИ функционировала опытно-промышленная установка для регулирования реактивной мощности и напряжения, однако СТК не были широко внедрены в энергосистемах вследствие слабой материальной базы и сопротивления инновациям (нельзя было срывать план по вводу энергообъектов, по выпуску синхронных компенсаторов в виде вращающихся машин и т.п.).

В новейшей истории первый блин на ПС 500 кВ Ново-Анжерская вышел комом, не был проработан вопрос интеграции с электрической сетью, были сложности с фильтрацией 3-й гармоники тока из прилегающей сети Кузбасса, из-за больших токов на стороне 10 кВ отключался автотрансформатор 500\220\10, к обмоткам НН которого был подключен СТК.

Дальнейшее победное шествие технологий силовой электроники должно было продолжиться триумфальным объединением на несинхронную работу ОЭС Сибири и ОЭС Востока. Эта идея давно блуждала по коридорам еще Минэнерго СССР, но сдерживалась большими расстояниями между Забайкальем и Амурской областью.

В первой половине 90-х железнодорожникам удалось построить двухцепные ВЛ 220 кВ вдоль Транссиба с целью электрификации перевозок на переменном токе напряжением 27 кВ, и идея об объединении заиграла новыми гранями. Электроснабжение тяговых подстанций осуществлялось при разомкнутом транзите, для этого были предусмотрены несколько точек, одна из которых была ПС 220 кВ Могоча. Основные проблема, которая стояла перед перевозчиком, – это остановка поездов на перегонах в случае отключения одной ВЛ при ремонте другой – поезда не могли тронуться в подъемы, и восстановление графика движения после грозоопасного летнего периода занимало много времени.

Одновременно росло потребление электроэнергии в Забайкалье, что требовало ввода третьего блока 215 МВт Харанорской ГРЭС, однако рост потребления не гарантировал возвратности инвестиций в новый энергоблок. Также существует ограничение на переток мощности из Иркутской энергосистемы с запада, что не позволяло получать необходимую мощность для покрытия растущего потребления извне. Вместе с тем, в Амурской области летом 2003 уже запустили Бурейскую ГЭС, и ОЭС Востока не могло потребить в летнее время всю выработку этой ГЭС, что приводило к холостым сбросам воды из водохранилища.

В 2005 году оформилась старая идея объединить на параллельную несинхронную работу по ВЛ 220 кВ ОЭС Сибири и ОЭС Востока, чтобы обеспечить надежное электроснабжение железнодорожных перевозок, а также создать возможность обеспечения перетоков активной мощности в обеих направлениях с целью эффективного использования базовой мощности маломаневренного угольного энергоблока №3 Харанорской ГРЭС и очень маневренной пиковой мощности Бурейской ГЭС. Реализация была предложена в виде строительства Забайкальского преобразовательного комплекса на подстанции 220 кВ Могоча.

Генподряд был отдан украинским Союз-сетям, разработкой преобразовательной части должен быть заниматься иностранный вендор, предусматривалась поставка оборудования максимальной заводской готовности с целью минимизации времени на наладку. Однако в дело вмешались конкуренты, продвигавшие идею создания асинхронизированного электромеханического преобразователя частоты на базе вращающихся машин. История затянулась, потом закончились деньги – после аварии 2005 года было решено в срочном порядке обновить подстанции московского кольца 500 кВ, а в 2008-2009 случился мировой финансовый кризис, и рублевой суммы на иностранное оборудование не хватило. В итоге заказ достался отечественному производителю, разработка и внедрение превратились в классический советский бесконечный НИОКР, памятник этому деянию до сих пор установлен на ПС 220 кВ Могоча, однако переток активной мощности из ОЭС Востока в ОЭС Сибири и обратно до сих пор невозможен.

Объяснение разработчика-производителя преобразовательной части: мы купили IGBT (биполярный транзистор с изолированным затвором) транзисторы от ABB, все остальное сделали сами, наняли молодых программистов, умеющих программировать частотные приводы, но фокус не удался, конструкция ABB содержала дефект, который могли устранить авторы из ABB, а отечественные разработчики – не смогли.

Также случились серьезные проблемы с несимметрией питающего напряжения – электрификация на переменном токе 27 кВ предполагает подключение участков контактного провода длиной 50-60 км к тяговой подстанции с трансформаторами 220\27 кВ, причем только к одной фазе, на перегоне электровоз мощностью 18-20 МВт потребляет однофазное напряжение, при этом напряжения в других фазах снижаются не так сильно. Предполагается, что в случае регулярного сообщения в обеих сторонах загрузка электровозов примерно одинакова, но этого не произошло по факту, а этот факт разработчики, несмотря на предупреждения, проигнорировали. Вставку удалось запустить в режиме регулирования напряжения в сети 220 кВ, эффекты от ее работы оказались очень положительными, железнодорожники попросили более не выключать данное устройство, однако транзит активной мощности по-прежнему невозможен (январь 2022).

Выводы: прогрессивные инженеры ратовали за улучшение свойств электрической сети, предлагали использовать решения западных вендоров, но было решено вовлечь отечественного производителя, и все планы, изложенные в соответствующих приказах РАО ЕЭС, накрылась медным тазом, пропускная способность основной сети используется не полностью.

Также есть проблемы с качеством электроэнергии, нет активных фильтров для сетей 35-220 кВ, нет отечественной элементной базы, нет программистов, нет производства и базы для испытаний, генподрядчик обанкротился после 2014, разработчик после смерти основателя выродился в другую организацию, которая тоже тихо умирает без новых заказов.

С постоянным током также было лидерство, передача постоянного тока Волгоград-Донбасс +\- 400 кВ была самой мощной в мире, однако развития и завершения строительства передачи Экибастуз-Тамбов +\- 750 кВ так и не случилось. Также отсутствуют электропередачи постоянного тока от удаленных объектов (например, от Богучанской ГЭС, откуда на тысячи километров прорубили три широкие просеки под ВЛ 500 кВ переменного тока).

Государство себя никак не проявило, новая отрасль в РФ не родилась, потенциальный экспорт отсутствует, существующие проблемы в энергосистеме частично решены за счет разработки управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов вместо установки СТК (в которых тиристоры плавно регулируют батареи конденсаторов, а шунтирующие реакторы имеют постоянную мощность и не регулируются).

 

3.Проект синхронизации ЕЭС России с энергосистемами Европы (2005-2010)

В 2003-2004 гг. на фоне теплых отношений с Западом была придумана идея синхронизации энергосистем СНГ и UCTE. Для этого был объявлен проект, организованы рабочие группы, проделана гигантская работа по разработке ТЭО подобного объединения, начаты работы по модернизации тепловых электростанций в части модернизации и внедрения современной АСУ ТП энергоблоков, так как регулирование частоты в UCTE было жестче, нормы на отклонение частоты в нормальном режиме работы всего +\- 0,05 Гц в отличие от +\- 0,2 Гц, требуемых в энергосистемах СНГ, работающих параллельно.

Данная работа уже была проведена с энергосистемами стран Восточной Европы, которые по мере политической интеграции с Западной Европой переключали свои энергосистемы на параллельную работу с ее энергосистемами. Так развалилась энергосистема «Мир» с центром в Праге, и мощная сеть ВЛ 750 кВ через Украину и Молдову оказалась никому не нужна. Идея интеграции с Европой очень хорошо легла на старый технический задел, и были надежды, что будет достаточно модернизировать тепловые электростанции и внедрить западную систему управления SCADA\EMS от Siemens, после чего РАО ЕЭС получит возможность экспортировать электроэнергию в Европу.

Однако случился политический разворот, речь Президента РФ в Мюнхене в 2007 году, события 08.08.08, после чего синхронизация на переменном токе стала невозможной. Проект закрыли в 2010 с формулировкой «может быть когда-нибудь в отдаленном будущем», а в ближайшем будущем – только несинхронно через вставки и передачи постоянного тока, которые так и не были созданы в силу различных причин. Также был расторгнут контракт с Siemens, взамен продолжается внедрение отечественных программных продуктов.

Наследие осталось в виде жестких норм UCTE по регулированию частоты, которые до сих пор в исполнении в модернизированных энергоблоках. Они смогли оправдать вложенное за счет более точного регулирования и получения преимущества на оптовом рынке, где не оплачиваются отклонения по инициативе производителя более 2% (выше утвержденного диспетчерского графика), а модернизированный блок может устойчиво работать на уровне +1,5-1,7% к плановому заданию, не перебирая выше 2%, и получая дополнительную выручку.

Также при внедрении SCADA\EMS от Siemens был вовлечен местный партнер, который многие решения Siemens реализовал (повторил) в собственной SCADA\EMS, эксплуатируемой ныне Системным Оператором.

В целом опыт был позитивным, государство помогало энергетикам, однако какого-то экспортного потенциала не получилось, часть рынка по модернизации АСУ ТП энергоблоков получили западные вендоры.

Интересно отметить, что, несмотря на развившийся рынок модернизации АСУ ТП блоков, после кризиса 2014 обанкротились несколько российских производителей АСУ ТП, и некоторым компаниям пришлось обращаться к западным вендорам, более устойчивым к рыночным потрясениям за счет большой диверсифицированной базы установленных систем, что позволяет нивелировать убытки от кризисов в разных странах. Кроме того, можно быть уверенным, что в период жизненного цикла системы будет обеспечена надлежащая поддержка.

 

4. Проект ДПМ и газовые турбины большой мощности (2006-2020)

Параллельно проекту синхронизации с Европой произошел разворот РАО ЕЭС в сторону рынка, были созданы генерирующие компании и начаты стройки по договорам поставки мощности. Основными бенефицирами в части оборудования также оказались иностранные вендоры – поставщики газовых турбин, АСУ ТП к ним, основного электротехнического оборудования – Siemens, GE, Ansaldo, Mitsubishi.

Однако условия конкурсов ДПМ не включали обязательства по локализации оборудования в обмен на длительный допуск на внутренний рынок сервисных услуг в отношении строящихся объектов. Оборудование не было локализовано даже частично. Были получены компетенции по строительству и вводу в эксплуатацию, но полноценного развития и потенциала для экспорта не получилось.

Дальнейшее развитие: а нет его, иностранцы пристроили свои замечательные газовые турбины, получили длинные сервисные контракты, номинированные в валюте, а новые отечественные заводы полного цикла так и не появились… Даже новых моделей на существующих заводах не появилось, при Чубайсе худо-бедно двигали ГТЭ-110 и ГТЭ-65, вводились головные ПГУ блоки на Ивановской и Рязанской ГРЭС, был введен агрегат ГТЭ-65 на ТЭЦ-9 в Москве…

Эксплуатация уже успела поездить на мерседесе (турбины Сименс, GE, Ансальдо, Мицубиси), и пересаживаться обратно на жигули (ЛМЗ) им не хотелось, в итоге отсутствие своей техники, дикий прайс от иностранных вендоров, скандал после установки газовых турбин в Крыму.

Также после 2014 года начались практики по имитации локализации, когда, например, турбины GE из Рыбинска, где их якобы собирают и настраивают, отгружают на проекты нефтяных компаний в ХМАО и Красноярский край. При этом производство лопаток, деталей камеры сгорания не локализовано.

Кстати, оказывается, есть практика принимать детали газовых турбин на завод в капитальный ремонт от стран третьего мира, а потом динамить их с возвращением обратно даже при условии полной оплаты – не хотят возвращать и все на этом, с этим много раз сталкивались различные африканские страны, у нас это все еще впереди, когда потребуется восстановление камер сгорания, проточных частей и роторов газовых турбин.

С точки зрения экспорта – перспектив ноль, собственные газовые турбины отсутствуют, а перспективы их создания туманны, да и есть ли смысл повторять созданное, может быть необходимо разрабатывать газовую турбину сразу под водород?

 

5. Smart grid (2007-2017)

После гибких передач появился термин «умная сеть» или «активно-адаптивная сеть». Это была сразу обречённая на неудачу затея.

Принцип бизнеса ФСК: максимально раздутые сметы на стройку на основе прайсов западных вендоров и разные сметные ухищрения типа постановки системы шин под напряжение без какой-либо релейки (и присвоение статуса “работы в условиях подстанции под напряжением”), выполнение работ зимой (в обоих случаях расценки выше). Использование максимально дешёвых и простых решений для снижения себестоимости строительства, украинские трансформаторы, самый простой провод для ВЛ. КРУЭ (элегазовые распределительные устройства) и цифровая релейка тут исключение, просто разобрались и наладили схемы выгодной траты денег.

В компаниях МРСК все намного хуже, бюджеты меньше, ни о какой цифровизации речи не шло, локализованной и дешёвой связи, контроллеров телемеханики не было, гнилая первичка и т.д.

Поэтому блажь со smart grid закончилась ничем, экономического эффекта на поверхности нет, специалистов нет, типовых решений нет, короче, много маркетинга, балабольства и зияющая пустота на выходе.

Хотя решения по связи с оптикой зашли в каждый дом, но косность и кривость Россетей не даёт двигаться в нужную сторону, все сводится к трате денег, нет освоения бюджетов правильным подрядчиком – нет технических инициатив.

Единственным значимым выводом стало понимание, что для обеспечения хоть какой-то нормальной работы и оценки состояния сети необходимо налаживать сбор данных со счетчиков конечных потребителей, что до сих пор было отдано на откуп самих потребителей. В итоге это закончилось широким внедрением цифровых счетчиков, не имеющих адекватных времени интерфейсов для передачи данных в сети или сбыт. Модем и Ethernet протокол-пришли в каждую квартиру, а кое-где оптикой в частный дом, а показания со счетчиков по-прежнему снимаются и передаются вручную в лучшем случае один раз в месяц.

Итогом стало изменение законодательства, внесение затрат сетей на счетчики в тариф и широкое шагание в светлое будущее под новым руководством Россетей (связка Ливинский\Майоров). Задачу по повышению наблюдаемости сети товарищ Майоров решал в ОЭК, и небезуспешно, надо отметить. В масштабах всей страны это вылилось в программу «Цифровой РЭС» и активные движения на тему модернизации и укрупнения низового звена распредсетей (выше 110 кВ делалось хоть что-то, до сетей 35 и ниже деньги и внимание не доходили уже очень давно за редким точечным исключением).

Вторым драйвером стала модернизация принципа безусловного технологического присоединения населения к электрическим сетям – начало было положено Владимиром Путиным во время его премьерства в 2009 году (были внесены радикальные правки в правила техприсоединения).

 

6. Эпоха цифровых подстанций (2012 – н.в.)

С началом событий 2014 появилась возможность вытеснить западных вендоров с рынка АСУ ТП и просто заработать денег.

Копир начал активно строгать отечественные решения. Лучше, проще, эффективнее, но на Западе у них есть экономический смысл, когда дорогие человеко-часы заменяются программным решением и оптикой вместо меди. Но у нас дешёвый труд, дешёвые медные провода, нет кадров, нет компетенций, Запад опять придумал бусы и размахивает ими перед туземцами.

Начался забег под лозунгом «создадим отечественную цифровую подстанцию». В процессе забега в ход шли разные методы от ФСТЭК до инструментов поддержки Минпромторга.

У меня есть презентация отечественного игрока, который взял презентацию западного вендора (вложившего миллиарды евро) и предлагает АСУ ТП и релейку делать на двух серверах (ну, для надёжности, а так хотелось бы на одном), набор программных модулей, зачем аппаратная часть и прочая фигня…

Прошло три года, субсидия освоена, контора обанкрочена (привет Энеркому).

Прошло время, цифровые подстанции вроде бы есть, но толку от этого ноль, ничего принципиально не изменилось, заказы на серьёзные цифровые подстанции также получают западные вендоры (Саларьево 220 кВ).

Зачем стране технология цифровой подстанции, если у нас нет других рабочих мест – непонятно. Чем лучше энергосистеме, тоже непонятно. Перспектив экспорта – ноль, так как технология заточена на программное обеспечение, которое не может быть российским на иностранных объектах внедрения из-за опасности вторжения хакеров ФСБ в будущем посредством недокументированных возможностей (backdoor).

 

7. Энергопереход (2019 – н.в.)

Пока немножко каша в головах (ну и лозунги): ВИЭ, водород, немножко smart grid, разговоры про управление спросом и гибридные энергокомплексы, адепты СО ЕЭС двигают АЭК.

ВИЭ – это очень здорово, но строго в определенных пределах.

Солнечная энергетика может быть применима только там, где много солнца и дефицит мощности днём, в утренний пик или летом. В вечерний пик на севере выработка ВИЭ должна быть замещена газовой выработкой (большой ядерной маневренной мощности не существует, угольная на сжигании пыли не маневренная, циркулирующий кипящий слой, кажется, не освоили). Таким образом, выработка на солнце мало применима и требует двойных инвестиций в установленную мощность. Это позиция олдов.

Прогрессивная часть должна парировать разработкой системы ценозависимого потребления, но я пока не вижу реальных шагов в эту сторону.

Агрегаторы спроса должны бы заказать производителям гибрид-счётчик, силовой автомат, УЗО и контроллер телемеханики. Это устройство должно также уметь работать с солнечными панелями (или с их контроллером), чтобы ограничивать их выработку по команде системного оператора (это про управление режимами или пресловутую гибкость).

Я могу ошибаться, у Honywell есть нечто подобное, чем ответит отечественный производитель?

Ветер – абсолютно непредсказуемая вещь, можно внедрять, когда будут в наличии аккумуляторы энергии.

Отечественного производства литий-ионных аккумуляторов нет. Лиотех работает на китайских линиях по производству наждачной бумаги – активная масса наносится на фольгу тонким слоем, толщина регулируется молотком (наждачка не критична к отклонениям толщины наносимого порошка, и я видел своими глазами молоток на рабочем месте оператора и спросил, зачем он). В случае с аккумуляторами получаются самые разные аккумуляторы, хотя ребята сделали взвешивание на прецизионных весах и сортировку на три толщины. Реальные заказчики выбирают аккумуляторы с вольтметром, ищут одинаковые.

Росатом купил корейского производителя, цены будут также корейские + неэффективность Росатома сверху.

В любом случае, отсутствует масштабное производство IGBT-транзисторов и инверторов для солнца, ветра, систем накопления. Опять заработают все, кроме отечественных заводов.

ГАЭС можно было бы сооружать и зарабатывать самим, но министр недавно сказал, что новые ГАЭС будут после 2035 года… Это позиция олдов.

Чем ответят прогрессивно мыслящие?

Нам надо избежать повторения истории Украины, когда за счёт денег на базовую выработку АЭС были созданы мощности частных инвесторов, деньги ушли за рубеж (производства локального нет), в итоге АЭС и ТЭС без денег, проблемы с прохождением пика вечером зимой. Зато соответствуем повесточке.

То же самое с водородом, но уже КамАЗ делает опытный образец для Москвы … У него есть реальные экспортные перспективы? Уверен, что нет. Страны НАТО свои рынки не отдадут кому попало (см. кейс с Хуавей). Тогда зачем нам все это?

Угроза введения углеродного налога в отношении любого российского экспорта в Европу? Ок, только после учёта поглощающей способности лесов на территории РФ, а если меры будут введены в одностороннем порядке – отключим нефть и газ, и тогда цены декабря 2021 покажутся очень низкими.

Водородная истерия вообще не поддается оценке. Шведы собрались производить сталь, используя зеленый водород от ВИЭ. Мысль светлая, но в наших условиях нереализуемая из-за разных масштабов хозяйства, представьте, сколько РЖД тратит рельсов каждый год на обновление изнашивающихся?

Экспортный потенциал – нулевой. Я не слышал об успехах Новавинда по экспорту продукции Lagerway в другие страны. Литий-ионные аккумуляторы закупаем на стороне, и перспектив тут не видно. Солнечные панели производит Хевел, но в мировых масштабах это на уровне погрешности, и опять это импортозамещение и административный ресурс в отдельно взятой стране. Силовая электроника, если не поможет оборонка, – см. выше.

 

8. Электрический транспорт (2019-н.в.)

Забавны дискуссии ответственных чиновников на тему «как нам внедрить электротранспорт и создать зарядную инфраструктуру». Масса вопросов в этой связи.

Задача производства отечественных транспортных средств вроде как успешно решается Минпромторгом. Создана куча мер по привлечению в страну производителей автомобилей, есть защитные меры по сдерживанию импорта, тут вообще не надо ничего придумывать, просто бери шаблон и повторяй. Не хотят заходить европейцы – привлекайте китайцев, это обидно и неудобно, но лучше так, чем опоздать совсем.

Задача создания зарядной инфраструктуры вообще не представляет собой никакой проблемы. Подобную по масштабу задачу уже решали все без исключения распредсети после либерализации правил технологического присоединения к сетям в 2009 году под руководством В.В. Путина (он подписал постановление Правительства, которое дало свет норме 15 кВт за 500 рублей каждому, и не позднее 6 месяцев на все).

Необходимо было максимально модернизировать бизнес-процессы по рассмотрению заявок и по реализации дальнейших шагов. Если бы эта задача была бы реализована, то дискуссии шли бы о других вещах, например, о создании единого по стране блокчейна (нужен толковый оператор, желательно частный), чтобы реализовать оплату произвольным финансовым инструментом (картой любого банка) произвольному энергосбыту, на территории которого установлена зарядка.

Ибо мне непонятно, как предполагается реализовать оплату зарядки (очевидно, что это должно быть за деньги, а не бесплатно как кое-где). Например, на заправке классическим топливом есть оператор, он получает оплату за электричество и готовит сосиски, пока клиент ест сосиски, его Тесла заряжается.

Завтра инициативный частник найдет возможность подключиться к электрической сети и на главной городской площади Ельца (утрирую), прямо напротив Макдоналдса поставит свою частную зарядку. Как ему оплатить киловатты? Держать персонал под это нереально – спрос непредсказуем, да и не выгодно это будет, значит, нужна зарядка с возможностью приема карты (или иного платежного средства), а также механизм расщепления платежа этому частнику за создание зарядки, и сбыту электроэнергии, который поставил нужный объем из электросети.

Но до таких дискуссий нынешние чиновники пока не дошли, обсуждают как им присоединять зарядки по 150 кВт, при этом Правительство РФ другой рукой внесло предложения по ужесточению присоединения льготных категорий граждан и организаций, под которые как раз подходят эти зарядки. Хотите присоединять мощности – платите государственным Россетям, причем еще и за модернизацию других сетей, не только за последнюю милю, что очень непрозрачно и является предметом обширных споров.

Перспективы экспорта – разумеется, нулевые, и просвета не видно.

 

Резюме

Каждые 10 лет Запад придумывает новые бусы для туземцев и предлагает их на рынке. Пора бы уже научится распознавать фейки и не тратить ресурсы, а главное, время, на всякую ерунду.

Я терпеть не могу политику Россетей, но нынешний технический руководитель правильно гнет линию в сторону обеспечения наблюдаемости и управляемости.

Есть свои SCADA (системы управления энергосистемами и электросетями из диспетчерских центров\ЦУС электросетевых компаний), потихоньку родятся OMS/DMS (системы управления распределительными сетями), сократится количество персонала, появятся сторонние подрядчики, может быть, даже доживём до ситуации, когда количество работающих в пересчёте на отпущенный киловатт-час будет не хуже, чем на Западе, но вряд ли с этим справятся Россети без приватизации и конкуренции. А у нас сейчас президент поручил ликвидировать независимые ТСО, и Минэнерго яростно исполняет.

Забыл упомянуть Energynet, Aeronet, Marinnet и прочие инициативы, деньги потрачены, статьи и отчёты опубликованы, реальных внедрений как не было, так и нет.

Инициатива растет снизу, ее нельзя насильно внедрять сверху, что собственно и подтверждено практикой.

 

ЕВита рекомендует

Борис Бокарев. Итоги 2021 года

 

Еще по теме ВИЭ