Поймать ветер в сеть

Автор: Парвиз Фарходович Абдушукуров, заместитель генерального директора по операционной деятельности, главный инженер, вице-президент по тепловому бизнесу, ПАО «Фортум»

К 2020 году отрасль возобновляемой энергетики стала одной из самых динамично развивающихся в стране. Масштабное строительство генерирующих мощностей на базе ВИЭ ведется в 19 российских регионах. По программе поддержки ВИЭ к 2024 году должны построить около 5,4 ГВт мощностей, из которых 1,5 ГВт уже введены в эксплуатацию.

Устойчивое развитие

В январе 2018 года «Фортум» построил первый в стране промышленный ветропарк – Ульяновскую ВЭС-1, установленной мощностью 35 МВт. Сейчас в сотрудничестве с «РОСНАНО» компания реализует самую масштабную в России инвестиционную программу в сфере ветроэнергетики. Созданный на паритетной основе Фонд развития ветроэнергетики получил право на строительство почти 2 ГВт ветрогенерации до 2024 года. В портфеле реализованных проектов Фонда четыре ВЭС суммарной мощностью 350 МВт.

Строительство всех этих ВЭС позволило накопить не только положительный опыт, но и заметить недостатки в нормативной базе и техническом регулировании.

Технологическое присоединение

Технологическое присоединение к электрическим сетям является сферой государственного регулирования. Основной нормативно-правовой акт, определяющий процедуру ТП - Постановление Правительства Российской Федерации (ППРФ от 27.12.2004 N 861).

В соответствии с ППРФ, процедура ТП от момента подачи заявки до момента подписания Акта об осуществлении ТП может растянуться на срок до 5 лет. Исходя из опыта строительства объектов электросетевого хозяйства, производство оборудования, строительно-монтажные и пуско-наладочные работы занимают всего восемь – десять месяцев. Все остальное время процедуры ТП – это оформление бумаг.

Назрела необходимость упрощения самой процедуры ТП за счет выполнения многих процессов параллельно, снижения количества согласований и обеспечения для заявителя возможности самостоятельно реализовывать мероприятия сетевой организации в более сжатые сроки и за меньшую стоимость.

К примеру, определение мероприятий для присоединения к электрической сети (разработку схемы выдачи мощности - СВМ), по аналогии с присоединениями к иным ресурсным организациям, целесообразно включить в обязанности Сетевой организации, имеющей все вводные данные по характеристикам сети. Если результаты СВМ не устроят заявителя, у него должна быть возможность разработать СВМ самостоятельно с использованием безвозмездно передаваемых Сетевой организацией и Системным оператором (СО) исходных данных.

При осуществлении ТП к сетям ПАО «ФСК ЕЭС» заявитель вынужден ожидать оферту договора ТП вплоть до 2 лет, так как плата по договору устанавливается ФАС только при наличии проектной документации, получившей положительное заключение экспертизы и включения нового объекта в схему территориального планирования. Этап разработки ПД и экспертизы для установления платы за ТП является избыточным, так как все технические решения типизированы, определены и согласованы сторонами на стадии разработки СВМ, а их стоимость зафиксирована государственным органом в стандартизированных тарифных ставках. Если по мнению заявителя, стоимость ТП будет являться завышенной или срок реализации мероприятия по ТП окажется не приемлемым, то сетевая организация должна быть вправе передать выполнение таких мероприятия заявителю по желанию последнего. Таким образом, за счет вынесения разработки ПД и экспертизы в параллельный процесс, процедуру ТП можно сократить более чем на 6 месяцев, а за счет самостоятельной реализации заявителем мероприятий сетевой организации – еще на год. Также порядка 9 месяцев уходит на процедуру внесения изменения в схему территориального планирования РФ, которую необходимо упростить путем принятия решений на региональном уровне с вынесением на федеральный только разногласий, а также предусмотреть возможность осуществления процедуры параллельно остальному процессу ТП (заявительный характер с последующей формализацией).

Еще одним сдерживающим фактором является срок формирования технических условий (ТУ) на ТП, который не ограничен законодательно и, как правило занимает более 3 месяцев. Необходимо на уровне ППРФ ограничить период разработки и согласования ТУ четырьмя неделями.

Дополнительно восемнадцать месяцев будут потеряны заявителем в случае необходимости заключение договора ТП сетевой организацией с вышестоящей сетевой организацией для определения платы ТП. Необходимо устанавливать плату для заявителя одновременно для всех мероприятий, необходимых для ТП заявителя, с разбиением по всем сетевым организациям, у которых требуется выполнить мероприятия, не дожидаясь урегулирования отношений между сетевыми организациями.

Аналогичный подход необходимо применить так же для процедуры урегулирования отношений сетевой организации с «третьими» лицами, который увеличивает сроки ТП еще на год. Заявитель по закону не может решать возникшие проблемы напрямую с представителями «третьих» лиц, это входит в обязанности сетевой организации. Но срок урегулирования объективно можно сократить, наделив заявителя правом и механизмом самостоятельно урегулировать отношения с «третьими» лицами.

Автоматика и центры управления

В ходе строительства ВЭС мы столкнулись с несовершенством законодательства в области коммерческого учета электрической энергии и мощности, поставляемой на ОРЭМ. В отличие от упрощенной модели учета на солнечных электростанциях (СЭС), где измерения производятся в отношении группы солнечных панелей, для ВЭС применяется традиционный подход с измерением на каждой ветроэнергетической установке (ВЭУ), так и для ГТП и ВЭС в целом.

Вследствие чего происходит удорожание ВЭУ, так как требуется изменять ее конструкцию и устанавливать указанные счетчики. Число ВЭУ на крупных ВЭС исчисляется десятками единиц, значит избыточные расходы становятся существенными. Установленные счетчики требуют периодического обслуживания и поверки, и это вновь приводит к появлению дополнительных расходов.

Учитывая, что для конечного потребителя реальное коммерческое значение имеют лишь выходные параметры ВЭС на границе ТП к электрической сети, необходимо применять для ВЭС системы коммерческого учета, аналогичную применяемой на СЭС - устанавливать счетчики только на ГТП (группах ВЭУ) и на отходящих от ВЭС линиях электропередачи.

Перспектива масштабного строительства ВИЭ также требует создания дистанционных центров управления. Для Запада – это нормальная практика, в России - нет. Объектом таких размеров по определению невозможно управлять «по месту»! Это в любом случае удаленное управление, и расстояние уже не играет роли. Цифровизация и существующие технологии позволяют вести оперативно-технологическое управление вне зависимости от удаленности центра управления от ВЭС, в том числе управлять распределенными объектами одновременно.

Первые успехи

Процесс адаптации нормативно-правовой базы к потребностям возобновляемой энергетики был запущен в начале 2017 года аппаратом Правительства Российской Федерации, и, благодаря личной вовлеченности министра энергетики Александра Новака, за прошедшие годы был достигнут существенный прогресс: к примеру, участники ветроэнергетической отрасли добились отмены стопроцентного резервирования оборудования СВМ ВЭС, смогли изменить критерии уникальности для ВЭУ. Однако на этом не следует останавливаться. Одним из самых обсуждаемых вопросов следующего этапа поддержки ВИЭ в России остается планомерное снижение стоимости технологий и капитальных затрат на реализацию проектов.

На наш взгляд, при решении этой задачи регулятору стоит пристальное внимание уделить именно расшивке «бутылочных горлышек» в НПА. Устранение организационных барьеров и избыточных требований поможет значительно повысить конкурентоспособность возобновляемой энергетики в России