ч

Каких-то 10-15 лет назад зеленая энергетика казалась развлечением для богатых и обеспеченных стран: стоимость вырабатываемой ветряками и солнечными электростанциями энергии была несопоставимо выше стоимости киловатт-часа, полученного от сжигания ископаемого топлива. Сокращение парникового эффекта, минимизация выбросов и прочие доводы в пользу экологии часто отступали на второй план, как только дело доходило до экономической составляющей: ведь какой смысл запускать строительство солнечной станции, если энергия от нее будет намного дороже, чем, например, от угольной
Однако затем на наших глазах произошла тихая революция. За 10 лет стоимость энергии от возобновляемых источников упала в несколько раз и сравнялась с традиционной энергетикой (и даже стала ниже!), в то время как цена на энергию из ископаемого топлива осталась примерно на том же уровне, а в случае с атомной энергией, наоборот, вообще возросла.

Почему же зеленая энергетика так стремительно дешевеет? И к чему этот процесс может привести? Мы выбрали главное из публикации Макса Розера, редактора портала Our World in Data.

Цена как определяющий фактор

Диаграмма 1. Оригинал изображения.

Сегодня на ископаемое топливо уголь, нефть и газ приходится около 79% мирового производства энергии. И у этого есть серьезные негативные последствия: на инфографике выше сопоставлены уровень смертности населения из-за загрязнения воздуха (слева) и объемы вырабатываемых парниковых газов (справа).

На сжигание ископаемого топлива приходятся 87% всех мировых выбросов CO2, и это ставит под угрозу не только жизнь наших потомков, но и всю биосферу в целом. И это же является причиной гибели множества людей и в наше время: ежегодно от этих выбросов умирают 3,6 миллиона человек по всему миру. Это в шесть раз больше, чем смертность от убийств, войн и атак террористов вместе взятых.

Из Диаграммы 1 очевидно, что такие альтернативы ископаемому топливу, как возобновляемые источники энергии (ВИЭ) и атомная энергетика, на порядки безопаснее и чище.

Но почему же тогда мировая экономика всё ещё полагается на ископаемое топливо?
Ответ простой: причина в том, что именно этот вид топлива долгое время оставался самым дешевым. Дешевле, чем все остальные источники энергии. Именно из-за этого на сегодняшний день уголь всё ещё обеспечивает 37% мировой электроэнергетики. На втором месте газ (24%). И вместе они крупнейший источник парникового эффекта, производящий 30% от всех глобальных выбросов.


Диаграмма 2. Оригинал изображения.

На Диаграмме 2 показано, насколько изменились цены на электроэнергию из невозобновляемых источников за последнее десятилетие. Для объективности и наглядности, стоимость выражена в нормированной стоимости электроэнергии (НСЭ, LCOE). НСЭ это средняя расчётная себестоимость производства электроэнергии на протяжении всего жизненного цикла электростанции (включая все возможные инвестиции, затраты и доходы). НСЭ учитывает стоимость строительства самой электростанции, а также текущие затраты на топливо и эксплуатационные расходы за весь срок работы. Таким образом, если НСЭ вашей электростанции будет выше, чем у других, вам придется очень потрудиться, чтобы найти покупателя вашей дорогостоящей электроэнергии и, с большой вероятностью, вы откажетесь от этой идеи в пользу экономически более выгодного варианта.
Как видно из Диаграммы 2, за последние 10 лет атомная энергия подорожала, газ подешевел, а цена на уголь осталась почти неизменной. Что стоит за этими графиками увидим чуть позже.


Диаграмма 3. Оригинал изображения.

На Диаграмме 3 тот же самый график, но с одним важным дополнением: в нем указана динамика снижения стоимости электроэнергии из возобновляемых источников (заметим, что все цены рассчитывались без учета субсидий). Посмотрите, как кардинально поменялась ситуация с стоимостью ВИЭ за последнее время. Буквально вчера, 10 лет назад, было намного дешевле и рациональнее выстроить еще одну угольную электростанцию, чем заморачиваться с солнечными или ветряными генераторами. Ветер был дороже угля на 22%, а солнце на целых 223%.

Однако за прошедшие 10 лет многое изменилось. В недалеком 2009 г. электроэнергия от фотоэлектрических установок стоила $359 за МВтч, а теперь на 89% меньше. И самое интересное: сейчас для того, чтобы окупить стоимость постройки новой угольной электростанции, вам придется выставлять конечным потребителям более высокую цену за энергию, чем в случае, если вы будете строить ветряную или солнечную электростанцию аналогичной мощности.
Это по-настоящему фундаментальное изменение, и оно, конечно же, оказало влияние на электроэнергетику. В последние годы энергия ветра и солнца развивались стремительно: в 2019 г. именно на ВИЭ приходилось уже 72% всех новых введенных в эксплуатацию мощностей.

Но почему же так происходит? Как зеленой энергетике удалось добиться столь быстрого снижения себестоимости?

Дело в том, что на затраты на производство энергии из ископаемых источников (а также атомной энергии), по существу, влияют два фактора:

• стоимость самого топлива;
• эксплуатационные расходы электростанции.

В отличие от этого, у ВИЭ топливо бесплатное: его не нужно добывать из недр и транспортировать. Да и расходы на эксплуатацию существенно меньше. Главный фактор, определяющий себестоимость ВИЭ, это сама технология производства.

От космических цен к массовому рынку

Сделаем небольшой экскурс в прошлое и вспомним, какой путь прошла фотоэнергетика. Одно из первых упоминаний о стоимости солнечной электроэнергии относится к 1956 г. Тогда она составляла $1865 за один ватт (в ценах 2019 г. и с учетом инфляции). Но один ватт это ни о чем. Условная современная солнечная панель, установленная на крыше дома, вырабатывает около 320 Вт, и при такой цене в 1956 г. она обошлась бы нам в целых $596 800. Конечно, ни о какой конкурентоспособности тут и речи не было.
Но спасибо космическим исследованиям. Благодаря им, произошло первое практическое применение солнечной энергии: в 1958 г. солнечной батареей снабдили американский спутник Авангард-I и советский Спутник-3. На протяжении 1960-ых космическая индустрия оставалась главным потребителем фотоэнергетики. Спрос рос, и производство тоже росло, а технологии постепенно оптимизировались. Как следствие, себестоимость солнечных модулей хоть и медленно, но неуклонно снижалась.

В 1970-ых космическая технология наконец спустилась на Землю. Первыми наземными случаями применения солнечных батарей стали попытки электрифицировать труднодоступные места, которые было чересчур дорого подключать к обычным электросетям: маяки, железнодорожные переезды и т.д. Крайняя верхняя левая точка на Диаграмме 4 стоимость одного ватта в 1976 г.: 112 долларов США (с поправкой на инфляцию). Обратите внимание, что общий мировой объем выработки солнечной электроэнергии в то время составлял около 0,3 Мвт. Это, конечно, уже было неслыханным прогрессом (по сравнению с 1956 г. цена снизилась на 94%!), но 0,3 МВт увы, еще далеко не промышленный масштаб.


Диаграмма 4. Оригинал изображения.

Но на самом деле всё только начиналось График на Диаграмме 4, у которого обе шкалы (оси) логарифмические, наглядно демонстрирует, как год за годом, вплоть до нашего времени, цена солнечных батарей проходила по кривой обучения: в то время как ввод новых мощностей экспоненциально рос себестоимость солнечных модулей экспоненциально снижалась. Чем шире становилось производство, тем дешевле обходилась продукция, а это, в свою очередь, вело к еще большему росту производства, это та самая экономия на масштабе, которую мы встречаем практически повсеместно. Плюс, конечно, помогла государственная поддержка, которая за счет субсидий смогла снизить цену на ранних, самых дорогостоящих этапах.

Достижения, которые сделали возможным такое снижение цены на солнечные батареи, касаются, по сути, всего производственного процесса. Предприятия стали более крупными и эффективными; более результативным стал НИОКР; совершенствовалось производство кремниевых пластин; расширялись масштабы добычи сырья; модули становились более прочными и долговечными; развивалась конкуренция; снижались капитальные затраты на производство. Эти и многие другие большие и маленькие улучшения формировали тот общий процесс, который вел к постоянному снижению себестоимости.

Если за своего рода скорость обучения принять темп снижения себестоимости по мере удвоения производства, то в случае с солнечными батареями этот показатель составил 20,2%. Технология производства быстро дешевела, и в период с 1976 года по 2019 стоимость батарей упала с $106 до $0,38 за 1 вырабатываемый ватт. Аналогичное экспоненциальное изменение кривой обучения хорошо нам знакомо и по другим технологиям: самый известный пример это стоимость компьютеров (процессоров) и знаменитый закон Мура.

Но нас больше интересуют цены не на солнечные батареи, а собственно на вырабатываемую ими электроэнергию. На Диаграмме 5 сопоставлены невозобновляемые виды энергии (атомная энергия и уголь) и возобновляемые солнечная энергия, материковая и береговая ветроэнергетика).


Диаграмма 5. Оригинал изображения.

Этот график тоже с логарифмическими шкалами, и он показывает, что кривая обучения, которую мы видели в случае падения цен на солнечные батареи, повторяется и здесь. Стоимость зеленой электроэнергии экспоненциально снижается по мере роста ее производства. С каждым удвоением объемов производства, стоимость 1 ватта снижается на 36% (для солнечной энергии) и на 23% (наземная ветроэнергетика). А вот энергия от морских ветроэнергетических установок всё ещё относительно дорога лишь на четверть дешевле атомной энергетики и немного дороже угля. Тем не менее, эксперты ожидают быстрого снижения стоимости этого вида энергии в ближайшие несколько лет, прежде всего за счет увеличения размеров турбин и большей загруженности из-за постоянного ветра.

Таким образом, производство электроэнергии из ВИЭ демонстрирует динамику быстрого и неуклонного снижения. А как обстоят дела с традиционной энергетикой?

Мировая цена на уголь с 2010 по 2019 гг. снизилась с $111 до $109, т.е. всего на 2% на фоне того, как удешевление солнечной составило 89%, а ветровой 70%. Стагнация цен на угольную электроэнергию в последние 10 лет не является чем-то удивительным. Исторически динамика ее стоимости никогда не следовала кривой обучения: она была и остается относительно дешевой. Но сколько-нибудь серьезно дешеветь она уже не будет. Во-первых, у современных угольных электростанций мало возможностей для серьезного роста КПД: наиболее эффективные предприятия достигают КПД в 47%, а в среднем он составляет около 33%. Во-вторых, цену на угольную электроэнергию в значительной степени формируют затраты на сырьё, на которое уходит до 40% от общих затрат на производство. Даже если цена на возведение угольных станции существенно снизится, а их КПД повысится, цена на топливо всё равно будет блокировать динамику снижения стоимости.

А вот цена на электроэнергию из газа, напротив, за последние 10 лет снизилась на 32%, до $56 за МВтч. Одна из причин уменьшение стоимости строительства перерабатывающих предприятий. Но гораздо важнее другая причина: значительное снижение цены самого газа как сырья после пика стоимости в 2008 г., в том числе из-за роста предложения с технологией гидроразрыва пласта. Однако это снижение цен на сырье носит временный характер: цена на газ сегодня на самом деле выше, чем два-три десятилетия назад. Вряд ли оно продолжится в будущем, и, очевидно, что ни о какой кривой обучения в отношении стоимости газовой электроэнергии говорить не стоит.

Атомная электроэнергия, как видно из Диаграммы 5, вообще подорожала, и в долгосрочном периоде эта тенденция сохранится. Строительство атомных электростанций стало более дорогостоящим, в том числе потому, что ужесточилось регулирование отрасли. К тому же в последние годы в мире было построено не так уж много новых АЭС, и как результат не возникало эффекта масштаба. Поэтому средняя мировая стоимость атомной энергетики (как НСЭ) в общем возросла. Что, впрочем, не отменяет довольно большого разброса в ценовых тенденциях между отдельными странами и регионами. Например, если в США и Великобритании цены и срок строительства станций значительно выросли, то во Франции и Южной Корее они остались на прежнем уровне. По мнению ряда экспертов, избежать скачка цен удалось тем странам, где строительство реакторов в наибольшей мере стандартизировано. Если стандартизация станет повсеместной, а рост количества новых АЭС перестанет стагнировать, то есть вероятность, что стоимость ядерной энергетики пойдет на снижение. Вряд ли она когда-либо достигнет экспоненциальной динамики стоимости ВИЭ, но зато сможет эффективно дополнить возобновляемую энергетику там, где последняя сталкивается с проблемами. Плюс не стоит забывать про возможные перспективы термоядерных реакторов, которые теоретически могут полностью изменить мировую систему энергоснабжения.

Заключение

Так почему же возобновляемые источники энергии так быстро дешевеют? Как следует из приведенных аргументов, главная особенность, кардинально отличающая ВИЭ от ископаемого топлива, это то, что их себестоимость следует экспоненциальной кривой обучения. Электростанции, использующие возобновляемые источники, не требуют затрат на само топливо и сравнительно недороги в эксплуатации и техническом обслуживании. Их цена (НСЭ) зависит исключительно от стоимости технологий. И эти технологии будь то получение солнечной энергии, энергии ветра или технологии аккумуляции, следуют кривой обучения: каждое удвоение мощностей ведет к соответствующему снижению затрат. Чем большее распространение получают ветровые и фотоэлектрические генераторы, тем быстрее снижается их стоимость.

Таким образом, чем больше зеленой энергетики мы внедрим сегодня, тем еще больше, за счет снижения себестоимости, сможем внедрить завтра. Соответственно, расширяя масштабы использования ВИЭ, мы одновременно решим две проблемы: снизим негативные последствия от выбросов и парникового эффекта и, что, возможно, еще более важно, получим более дешевую электроэнергию. А это, в конечном итоге, будет вести к повышению реальных доходов населения, экономическому росту и сокращению бедности.

Путеводитель по интеллектуальному учёту охватывает все наиболее важные составляющие этого процесса юридические, технические, организационные и экономические.



Я работаю в региональной энергокомпании, в свободное время интересуюсь историей электроэнергетики и теорией энергетических рынков.

Вы, возможно, слышали, что в России начинается переход к интеллектуальному учёту электроэнергии. Мы все являемся потребителями электроэнергии дома или на работе, а счётчик важный элемент нашего энергопотребления (его показания, умноженные на тариф это наше начисление, то, что мы должны оплатить). Надеюсь, мой Путеводитель по интеллектуальному учёту поможет вам понять, что это такое, как это работает и когда это случится у вас дома, в офисе или на предприятии.

1. Что такое интеллектуальный учёт?

Сначала определимся с понятиями. Существует обычный счётчик (далее мы будем говорить о счётчиках электроэнергии, поскольку законодательство предусматривает массовое внедрение пока только умного учёта электроэнергии, а по другим ресурсам вода, тепло, газ пока нет определённости). Обычный счётчик:

• считает только энергию нарастающим итогом (есть ещё многотарифные, которые считают нарастающий итог по двум или трём зонам суток день, ночь, полупик);
• с его табло нужно раз в месяц списывать показания и передавать поставщику (либо энергокомпании отправляют контролёров списывать показания);
• не позволяет регулировать потребление энергии (например, отключать неплательщика).

С распространением и удешевлением микропроцессоров в 90-х 2000-х годах появилась возможность встраивать электронику в счётчик. Проще всего её встроить в счётчик электроэнергии у него ведь есть постоянное питание от сети и довольно большой корпус. Так появились умные счётчики и системы учёта АСКУЭ, АИСКУЭ (эти аббревиатуры означают автоматизированную систему коммерческого учёта энергии). Ключевые особенности АИСКУЭ:

• такой счётчик учитывает не только энергию, но и мощность, активную и реактивную, при этом может делать это в почасовом разрезе и по каждой фазе, что уже даёт первый ручеёк BIG DATA в энергетике;
• такой счётчик запоминает во встроенной памяти считанные характеристики и автоматически передаёт показания на сервер (параллельно показания можно контролировать и со встроенного или выносного дисплея);
• умный счётчик может иметь встроенное реле, ограничивающее по команде с сервера потребителя-неплательщика;
• это, как правило, двух- или трехуровневые системы: счётчик (первый уровень) отправляет данные либо напрямую на сервер, либо в устройство сбора (второй уровень), которое консолидирует данные и направляет их на сервер (третий уровень).

В России систему АИИС КУЭ (довольно сложную и дорогостоящую) обязаны иметь те, кто покупает и продаёт электроэнергию на ОРЭМ оптовом рынке электроэнергии и мощности (этот рынок в ограниченном объёме начал работу с 2005 года момента, когда началась реформа электроэнергетики, и сейчас там покупается и продаётся подавляющая часть производимой энергии). Кроме того, потребители на розничном рынке электроэнергии, имеющие мощность свыше 670 кВт, обязаны обеспечить почасовой учёт (то есть, в том или ином виде АИСКУЭ) по контуру своего потребления. Это сотни потребителей в каждом регионе.

Но для более чем 90% всех потребителей электроэнергии, включая бытовых и малый бизнес, до недавнего момента основным тарифом был одноставочный или тариф по зонам суток (день-ночь), а счётчик обычным, не умным.

Отдельные сетевые, энергосбытовые и управляющие компании реализовывали программы оснащения умным учётом потребителей, но всё это составляло небольшой процент от всех потребителей.

Но недавно в законодательстве появилось понятие интеллектуальный прибор учёта и интеллектуальная система учёта. Чем это отличается от умного счётчика и АСКУЭ? Тем, что интеллектуальным называется теперь такой прибор или система учёта, которая соответствует набору законодательно определённых технических требований, минимальному функционалу интеллектуальных систем учёта энергии (мощности).

Если счётчик или система им не соответствует, но позволяет автоматически собирать и передавать данные на сервер мы по-прежнему называем такой счётчик умным, а систему учёта АИСКУЭ.

Давайте разберёмся, что это за нормативные требования, выполнение которых делает счётчик (систему учёта) интеллектуальными?

2. Какие нормативные акты РФ определяют правила и требования к интеллектуальному учёту?

До настоящего времени затраты на приобретение прибора учёта электроэнергии нёс потребитель. Многих это не устраивало, ведь

покупатель же не ходит на рынок со своими весами, весы должны быть у продавца?..

Но законодатель в начале реформы электроэнергетики решил, что тариф будет очищен от затрат на учёт, что установка счётчика это отдельная платная услуга, а потребитель, оплачивая счётчик с установкой, имеет право выбирать: либо поставить самый дешёвый однотарифный, либо более дорогой счётчик, позволяющий считать по зонам суток или даже по часам, и выбирать один из 3 видов тарифов в тарифном меню (население) или до 4-6 ценовых категорий (юрлица).

ФЗ (Федеральный закон) 522 Об интеллектуальном учёте внёс изменения в ФЗ 35, определяющий основные требования в электроэнергетической отрасли в части учёта.

Фактически, это 3 ключевых изменения:

(1) Начиная с 1 июля 2020 года, обязанность по установке учёта переходит с потребителя на:

• сетевые компании в отношении всех потребителей, которые подключены к их сетям, за исключением многоквартирных домов) и
• гарантирующих поставщиков (это энергосбытовые компании, которые поставляют вам энергию и выставляют счета) на вводе в многоквартирный дом и внутри многоквартирных домов, т.е. квартиры и нежилые помещения, подключённые к внутридомовым электросетям);

Другими словами, затраты на счётчик теперь потребитель будет нести не прямо и единовременно, в момент установки прибора, а косвенно они будут включаться в тариф гарантирующих поставщиков и сетевых компаний (о том, как это повлияет на тариф читайте ниже).

(2) С 1 января 2022 года все устанавливаемые приборы учёта должны быть интеллектуальными (то есть соответствовать минимальному функционалу, определённому Постановлением Правительства 890), а потребитель, у которого установили такой прибор, получит доступ к его показаниям (каким образом и что с этим делать см. ниже).

То есть, с 1 июля 2020 до 31 декабря 2022 за счёт тарифных источников энергокомпаний будут устанавливаться обычные приборы учёта (но в некоторых регионах, где средства на интеллектуальный учёт включили в тариф раньше полностью или частично будут ставиться интеллектуальные приборы), и только с 1 января 2022 интеллектуальные счётчики начнут устанавливаться по всей стране (но не сразу см. Когда у меня появится интеллектуальный учёт и сколько это будет стоить?).

(3) Начиная с 1 января 2021 года, все застройщики, сдающие в эксплуатацию многоквартирные дома, должны оснастить их интеллектуальными приборами учёта, сдать эти приборы в эксплуатацию гарантирующему поставщику, а гарантирующий поставщик подключит их к своей системе интеллектуального учёта и даст доступ к их показаниям собственникам квартир и нежилых помещений.

Подведём промежуточный итог. Определены 3 срока:

• 1 июля 2020 года с этого момента все вновь устанавливаемые приборы учёта взамен вышедших из строя, утраченных, с истёкшим межповерочным интервалом (кроме тех, что устанавливают застройщики в строящихся домах) за счёт сетевых компаний и гарантирующих поставщиков (в многоквартирных домах), однако, пока не все такие приборы будут интеллектуальными;
• 1 января 2021 года с этого момента все вводимые многоквартирные дома должны быть оснащены интеллектуальными счётчиками;
• 1 января 2022 года с этого момента все новые счётчики должны быть интеллектуальными, а потребителю, у которого появился такой счётчик, должен быть предоставлен удалённый доступ к его показаниям.

3. Что делает интеллектуальный счётчик?

Если вы откроете ПП 890 от 19.06.2020, вы увидите длинный, на несколько страниц, перечень технических характеристик интеллектуального счётчика. Итак, как же выглядит и что делает интеллектуальный счётчик в минимальном исполнении? Вот краткий свод:

• Внешне он похож на обычный счётчик, возможно, только небольшая антенна может указать на то, что счётчик интеллектуальный;
• Он имеет встроенный дисплей, на котором можно увидеть существенно больше параметров, чем на обычном, или выносной дисплей (некоторые счётчики устанавливаются на опоре, а потребитель получает устройство с дисплеем, подключаемое к сети, которое общается со счётчиком, обычно по электросети технология PLC);
• Клеммная коробка (в неё входят 2 провода фаза и ноль, и выходят 2, если счётчик однофазный) и корпус счётчика опломбированы электронной пломбой при их вскрытии происходит запись в журнал событий (и на экране появляется значок вскрытия), при этом журнал находится в энергонезависимой памяти и не стирается при отключении питания. В журнал записывается и возникновение проблем в железе и софте прибора, отключение от сети и включение в сеть, критические изменения параметров качества. Контролируются и магнитные поля так, если модуль вектора магнитной индукции превысил 150 мТл, это записывается как событие с фиксацией даты и времени;
  Магнит и счётчик

  Никогда не подносите к интеллектуальному счётчику магнит ему это, как правило, не повредит, но вы будете обвинены в попытке вмешательства в работу прибора!
  
• Для доступа к параметрам прибора (с подключением к прибору напрямую через оптопорт, RS-485 или с сервера), потребуется идентификация и аутентификация (то есть вход под логином и паролем);
• Счётчик измеряет энергию не только на приём, но и на отдачу. Параллельно отметим, что теперь в России законодательно разрешена установка в индивидуальном доме ветряка или солнечной батареи до 15 кВт мощности. Интеллектуальный счётчик будет учитывать каждый час, сколько вы потребили, и сколько поставили в сеть;
• Счётчик считает энергию по часам да, 24 часа в сутки (с хранением не менее 90 суток), при этом считает и активную энергию (ту, за которую потребитель, собственно, и платит), и реактивную (эта составляющая общей энергии, которая создаётся, например, в электродвигателях, и гуляет по сети, искажая параметры и создавая потери). Возможно производить учёт энергии даже ежеминутно (правда, доступная память будет израсходована быстрее). Класс точности для населения и малого бизнеса 1.0 по активной энергии (то есть погрешность измерения укладывается в 1%, это в 2 раза меньшая погрешность, чем сейчас у обычных счётчиков) и 2.0 по реактивной;
• В каждой фазе вычисляется фазное напряжение, фазный ток, активная, реактивная и полная мощность в фазе, небаланс токов между фазным и нулевым проводом (для однофазных), частота сети. Интеллектуальная система фиксирует моменты нарушения параметров качества с 10-минутным интервалом: так, медленное изменение напряжения в интервале 10 минут должно быть в пределах 10% (207-253В), а перенапряжение допускается до +20%, или 276В от определённых ГОСТ 29322-2014 (IEC 60038:2009) Напряжения стандартные 230 Вольт. Это превращает счётчик в узел контроля состояния сети и её параметров (режимов) работы, а десятки и сотни тысяч таких приборов в разных узлах сети создают весомый поток BIG DATA о состоянии энергосистемы.
• Счётчик имеет встроенные часы погрешностью не более 5 сек/сут, встроенный источник питания для них (то есть время не сбивается при отключении питания), с синхронизацией с внешним источником сигналов времени;
• Важная составляющая интеллектуального счётчика способ его связи с другими элементами интеллектуальной системы учёта (другими приборам, устройством сбора и передачи данных УСПД, базовыми станциями, сервером). Используются следующие способы (подробнее см. ниже Какие системы интеллектуального учёта бывают?): связь по низковольтному проводнику (витой паре, RS-485), связь по силовой сети (PLC-технология), связь по радиоканалу (либо выделенная частота связи с базовой станцией, либо встроенный GPRS-модем с сим-картой, крайне редко используется WiFi);
• Наконец, одна из важнейших функций встроенный коммутационный аппарат ограничения/отключения потребления. Он производит ограничение (уменьшение мощности или полное отключение в зависимости от прибора) при получении сигнала с сервера. Это могут быть плановые ограничения или ограничения за неуплату. Но счётчик может быть запрограммирован на отключение при превышении заданных параметров в сети, потребляемой мощности, попытке несанкционированного доступа. Фиксация в положении отключено и включено возможна и на корпусе прибора. Конечно, если счётчик трансформаторного включения, он не может содержать такого реле;
• При этом интервал между поверками такого сложного прибора остаётся практически таким же, как и у обычных приборов учёта: не менее 16 лет для однофазных и не менее 10 лет для трёхфазных. (Поверка это подтверждение соответствия средств измерений метрологическим характеристикам, производится на специальном оборудовании).

Подведём промежуточный итог: интеллектуальный прибор учёта это мощный источник данных и для потребителя, и для поставщика, и для всей энергосистемы в той точке сети, в которой он подключен. Но это не пассивный измеритель, а активный элемент: он может произвести ограничение, дать сигнал о вмешательстве в его работу.

4. Какие системы интеллектуального учёта бывают?

Все системы интеллектуального учёта (ИСУ) можно разделить на несколько типов.

По архитектуре:

(1) ИСУ, содержащие минимальное количество уровней два (сам прибор учёта и сервер, на котором хранятся показания, и к данным которого у потребителя есть доступ по его счётчикам);

(2) ИСУ, имеющие промежуточный уровни как минимум один это уровень сбора данных со счётчиков на устройство сбора и передачи данных (УСПД) или на базовую станцию. УСПД обычно подключено по силовой сети (технология PLC, Power line communication передача данных по силовой сети на высоких частотах). Базовая станция использует радиочастоты нелицензируемого спектра: 2,4 ГГц, 868/915 МГц, 433 МГц, 169 МГц с дальностью до 10 км в прямой видимости. На уровне УСПД, базовой станции происходит сбор данных со счётчиков (опрос счётчиков), отправка данных на сервер (обычно через GPRS-модем), а также приём информации с сервера и направление её счётчикам. Кроме того, иногда сами приборы могут ретранслировать сигнал друг друга дальше по сети. Сами сервера также могут представлять собой многоуровневую систему.

По способу (технологии) связи ИСУ могут использовать основные технологии:

(1) Передача данных по низковольтной несиловой сети (витая пара, уложенная в специальные короба в многоквартирных домах, в офисах, на предприятиях или RS-485, для соединения с расположенным рядом УСПД). Достоинством этого способа иногда служит дешевизна (если только имелись свободные короба или витая пара была уложена ранее). Недостаток витая пара при массовом использовании (40-200 приборов учёта в каждом многоквартирном доме) будет подвержена столь же многочисленным отказам, преднамеренным обрывам, что непомерно удорожит стоимость обслуживания.

(2) Передача данных по силовой сети (технология PLC) со счётчиков до УСПД. Далее GPRS-модемом на сервер.
Такая технология удорожает отдельный счётчик, стоимость УСПД с модемом, которое устанавливается на 20 40 100 счётчиков в доме, также удорожает систему на 10-20% в расчёте на точку учёта. В сети могут быть импульсные помехи (например, от старой техники), что может снизить надёжность, потребовать увеличения количества опросов. Для установки УСПД с модемом нужно иметь запирающееся вводное устройство (шкаф) многоквартирного дома, место в нём, либо закупить и повесить на стене защищённый, запирающийся на ключ, стойкий ко взломам металлический ящик.

Однако, технология PLC-УСПД используется довольно широко, это уже некий базовый стандарт в интеллектуальных системах учёта, по отношению к которому оцениваются иные решения.

(3) Передача данных по радиоканалу (технологии LPWAN LoRaWAN), при этом счётчики имеют специальный радиомодуль и антенну, а в населённых пунктах на высоких точках устанавливаются базовые станции или концентраторы, принимающие сигнал с многочисленных счётчиков и иных устройств умного дома. Достоинствами этих систем является:

• Большой радиус охвата до 10-15 км по прямой в отсутствии преград;
• Возможность подключения многочисленных устройств (различных типов счетчиков, устройств умного дома) в радиусе приёма базовой станции;
• Стоимость базовой станции, её монтажа и обслуживания в расчёте на одну точку учёта в некоторых случаях может оказаться ниже, чем стоимость УСПД на точку.

Недостатки систем LPWAN LoRaWAN:

• Отсутствие единых стандартов, новизна системы;
• Необходимость проектирования сети базовых станций, обеспечивающих гарантированное покрытие отдельного населённого пункта необходим проект, расчёты и испытания на местности;
• Необходимость аренды места (договоров с собственниками, управляющими организациями) высоких зданий для размещения базовой станции, антенны, подвода питания это усложняет логистику по сравнению с установкой УСПД, требующей небольшого пространства во вводном устройстве или отдельного запирающегося ящика на стене;
• Невысокая скорость передачи (однако, это ограничение некритично для систем учёта, где опрос счётчиков должен происходить либо раз в сутки для точек учёта свыше 150 кВт, либо раз в неделю для всех остальных: населения и юрлиц менее 150 кВт, составляющих до 80-90% всех точек);
• При прохождении через стену, перекрытие сигнал ослабляется, возможно появление какой-то доли приборов с неустойчивой связью (потребуется выносить антенну прибора в более ловимое место);
• В маленьких населённых пунктах, коих тысячи в каждой области Европейской России (от одной до 10 точек учёта в каждом) это решение будет непомерно дорого в расчёте на точку учёта;
• Наконец, одним из законодательных ограничений является требование ПП 890: количество счётчиков с функцией ограничения, контролируемых такой станцией, не должно превышать 750. То есть, вместо того, чтобы распределить стоимость такой станции на тысячи или даже десятки тысяч устройств в зоне досягаемости, мы должны прописать в неё не более 750 счётчиков прямого включения).
  Зачем такое ограничение?

  Это ограничение введено для минимизации риска того, что нарушитель, завладев доступом к такому устройству, одновременно сможет обесточить большое количество потребителей
  

(4) Приборы учёта со встроенным GPRS-модемом. Это решение для оснащения небольших пунктов, а также для тех точек в многоквартирных домах, иных зданиях, до которых не добивает УСПД или базовая станция. Если ИСУ в городе строится на основе УСПД, то для небольших домов на 2-4-10 квартир УСПД может оказаться дороже на точку учёта, чем прибор со встроенным GPRS-модемом. Но недостатком счётчиков со встроенным GPRS-модемом является высокая цена и эксплуатационные издержки (нужно оплачивать ежемесячно сим-карту для каждого такого прибора ради нескольких сеансов связи в месяц). Кроме того, большое количество таких приборов, отправляющих данные на сервер, потребует широкого канала для приёма таких сообщений: одно дело опрашивать несколько тысяч УСПД и базовых станций в регионе, а другое сотни тысяч отдельных приборов учёта. Для этого и создаётся промежуточный уровень из УСПД и (или) базовых станций.

По принадлежности (собственности)

Интеллектуальные системы учёта могут принадлежать:

• Сетевым компаниям это все точки учёта, кроме тех, что участвуют в оптовом рынке, а также кроме многоквартирных домов. В регионе может быть несколько сетевых организаций: одна крупная, входящая в ПАО Россети, и несколько небольших, принадлежащих разным собственникам и муниципалитетам. Они должны наладить безвозмездный обмен данными в той части, которая касается приборов учёта на границе их сетей и потребителей, которые присоединены к сетям нескольких собственников;
• Гарантирующим поставщикам (это энергосбытовая компания, которая продаёт энергию и выставляет счета потребителям своего региона). Это системы, охватывающие учёт на вводах в многоквартирные дома и счётчики внутри дома, в том числе предпринимателей на первых этажах, в подвалах, нежилых помещениях, если они присоединены к внутридомовой сети. Если такое помещение питается отдельным вводом, то его счётчик относится к ИСУ, принадлежащей сетевой компании так определил законодатель. При этом гарантирующие поставщики и сетевые организации безвозмездно обмениваются данными своих ИСУ для того, чтобы потребитель не искал, у кого же в личном кабинете или мобильном приложении данные его приборов;
• Застройщикам те интеллектуальные приборы учёта, которые будут установлены застройщиками в домах, остаются в их собственности, законодатель говорит лишь о передаче их в эксплуатацию гарантирующим поставщикам.
• Существуют также системы АИСКУЭ, не являющиеся интеллектуальными (то есть не подходящие под минимальные требования ПП 890), которые принадлежат разным собственникам управляющим организациям в многоквартирных домах и в офисных зданиях, дачным и садоводческим объединениям, промышленным предприятиям, участникам оптового рынка электроэнергии.

Есть ещё одна составляющая любой ИСУ требования к безопасности, в том числе протоколам передачи данных. Эти требования (т.н. модель нарушителя, а также спецификации протоколов) пока не утверждены, Минэнерго и Минсвязи поручено их разработать и утвердить до 1 января 2021 года. А до 1 июля 2021 года будет внедрена единая кодировка всех точек учёта любые данные любых приборов учёта будут привязаны уникальным кодом к той точке в сети, где установлен прибор (сейчас каждый владелец ИСУ использует свою кодировку). Это, учитывая массовый и бесплатный обмен данными интеллектуального учёта между энергокомпаниями, позволит создать распределённую базу данных с понятной идентификацией. При этом данные каждого потребителя защищены требованиями к защите персональных данных.

Подытожим: системы интеллектуального учёта могут быть основаны на разных архитектурных решениях, используют разные технологии передачи данных, принадлежат разным собственникам, но все они должны обеспечить минимальный функционал данных, операций, действий, которые прописаны в ПП 890.

5. Когда у меня появится интеллектуальный учёт и сколько это будет стоить?

Прежде всего, внесём ясность: обычные и интеллектуальные приборы учёта за счёт сетевых компаний и гарантирующих поставщиков будут устанавливаться не всем желающим, а с 1 июля 2020 года только тем, у кого:

1. Прибор учёта отсутствует или утрачен;
2. Прибор учёта вышел из строя;
3. Истёк срока эксплуатации прибора (он составляет 25-30 лет);
4. Прибор не соответствует классу точности (2.0 для бытовых потребителей то есть его погрешность лежит в интервале 2%. Старые счётчики с классом 2.5 должны быть выведены из эксплуатации. Класс точности это цифра в кружочке на лицевой панели прибора);
5. Истек интервал между поверками обычно этот интервал 16 лет для бытовых приборов.

   Но, в связи с противокоронавирусными мероприятиями, показания счётчика с истекшим межповерочным интервалом у бытовых потребителей принимаются до 1 января 2021 года;

6. При технологическом присоединении к сети, при строительстве многоквартирных домов застройщиком.

Есть ещё один существенный момент, определённый законодателем:

• С 1 июля 2020 года по 31 декабря 2021 года сетевые компании и гарантирующие поставщики могут устанавливать обычные приборы учёта (но, если им выделили в тарифе средства на интеллектуальные приборы учёта, они будут устанавливать интеллектуальные);
• А вот уже с 1 января 2022 сетевые компании и гарантирующие поставщики все новые счётчики устанавливают с интеллектуальным функционалом и предоставляют доступ к своим системам, чтобы потребитель мог удалённо видеть все данные, которые этот счётчик собрал: через личный кабинет на сайте или мобильное приложение. Вход будет под вашим логином и паролем, и вы увидите только свои интеллектуальные счётчики.
• Ещё один момент: если вы владелец дачного или садового домика, гаража в гаражном кооперативе, офиса в офисном здании, если в вашем кооперативе или посёлке внутрипоселковая сеть не принадлежит ни одной из сетевых компаний региона (она может принадлежать всем владельцам в определённых долях, или принадлежать кооперативу), то ни у одной сетевой компании, ни у гарантирующего поставщика нет обязанности бесплатно устанавливать приборы учёта в таких точках (за исключением точки на вводе в посёлок, кооператив, офис, где начинается граница сетевой компании там устанавливает сетевая организация). Ваше право, как владельцев, собраться и решить, какой учёт вы будете ставить интеллектуальный или обычный, самый дешёвый. Аналогично внутри границы завода, торгового комплекса, если там нет сетей ни одной сетевой компании, то владельцы цехов, помещений устанавливают учёт за свой счёт.

Итак, если у вас, как бытового потребителя, истёк срок межповерочного интервала, вы можете передавать показания прибор учёта до 1.01.2020, и они будут приниматься.

Если у вас прибор учёта нерабочий или отсутствует (и существует возможность для его установки), то вы обращаетесь в сетевую организацию (если у вас индивидуальный дом или иное помещение, подключённое не к внутридомовым сетям многоквартирного дома).

Если у вас квартира в многоквартирном доме, имеющем общую сеть или нежилое помещение в многоквартирном доме, подключённое к внутридомовым сетям, то вы обращаетесь к гарантирующему поставщику. В сферу обязанностей установить учёт со стороны гарантирующего поставщика не входят блокированные дома, таунхаусы, имеющие раздельные ввода это сфера обязанностей сетевой организации.

Как быстро вам поставят прибор учёта? ПП 442 определяет срок в 6 месяцев с момента обращения. Необходимо понимать, что многие владельцы квартир и домов не спешили заменить прибор учёта за свои деньги до 1 июля 2020 года, если они придут вместе с теми, у кого прибор выходит из строя после 1 июля, они создадут большую очередь на замену (количество специалистов, заменяющих приборы учёта не может увеличиться сразу и в разы). Если вы такой потребитель, который не спешил заменить свой прибор до 1 июля, получая счёт по нормативу, возможно, вы так поступали, поскольку норматив для вас был выгоднее, чем расчёт по фактическому потреблению? То есть вы должны быть готовы, что бесплатная замена прибора учёта приведёт к тому, что фактическая плата, начисляемая по реальным показаниям, возрастёт (либо придётся заняться энергосбережением в своей квартире или доме), а за неоплату прибор учёта отключит вас даже без выезда бригады.

Но что будет, если у меня вышел из строя прибор учёта и я не обращусь в сети или к гарантирующему поставщику (в многоквартирном доме)? Рано или поздно (как только очередь на замену уменьшится), сетевая организация или гарантирующий поставщик обратятся к вам сами, и предложат установить прибор. Вы должны согласовать место установки (или замены, если там стоял прибор ранее).

Некоторые потребители не желают ждать и готовы сами заплатить за установку интеллектуального прибора, лишь бы получить прибор учёта вне очереди, не дожидаясь, пока у существующего истечёт межповерочный интервал, или не дожидаясь 1 января 2022 года. Законодательство не запрещает устанавливать таким потребителям приборы учёта платно. Это, кстати, снижает нагрузку на тариф для всех потребителей.

Но какова цена интеллектуального учёта? Давайте посчитаем. Раньше бытовой потребитель платил за замену с установкой обычного счётчика от 1 до 2 тысяч рублей (в зависимости от того, одно или двухтарифный счётчик ему необходим) в среднем 1 раз в 16 лет, то есть в среднем 5,2 10,4 руб. в расчёте на месяц потребления.

Стоимость интеллектуального прибора, с учётом системы УСПД или базовых станций, серверов и программного обеспечения в расчёте на одного бытового потребителя с учётом монтажа и наладки ожидается около 7-10 тыс.руб. в зависимости от типа системы, плотности потребителей и, что немаловажно, в зависимости от динамики цен на рынке на интеллектуальные приборы. Это, при периоде 16 лет, около 36,5 52,1 руб. в месяц или 5-10% от месячного счёта за электроэнергию большинства потребителей.

Значит ли это, что тариф для населения вырастет на 5-10% из-за интеллектуального учёта? Это не столь простой вопрос, поскольку тариф для населения перекрёстно субсидируется потребителями на высоких напряжениях, в основном, крупной промышленностью. А сам тариф населения индексируется ежегодно на величину не выше официальной цифры инфляции это покрывает только инфляционный прирост издержек. Поэтому ответ на вопрос о росте тарифа для населения звучит так: ожидается, что темпы роста тарифа населения не превысят инфляцию, то есть подавляющая часть затрат на интеллектуальный учёт в части населения ляжет на потребителей-юридических лиц, доля которых в потреблении составляет около 80%. Для многих из них это будет незаметным увеличением (колебания цен на оптовом рынке имеют куда более широкие пределы), но в совокупности, конечно же, интеллектуальный учёт это заметная нагрузка на тариф. Более того, поскольку накопилось довольно много граждан, которые не спешили заменять прибор учёта за деньги, эта нагрузка будет существенной в первые годы. А сама программа замены учёта на интеллектуальный затянется на 16 лет пока не истечёт межповерочный интервал у обычных приборов, которые были установлены в первой половине 2020 года.

Как же уменьшить, оптимизировать тарифную нагрузку от внедрения интеллектуального учёта? Первое, что напрашивается установить потолок цен на такие приборы. Но это крайне неэффективное решение ограничение цены, по нашему опыту 30-летней давности, сразу же приведёт к дефициту приборов на рынке. А обязанности по установке и санкции за неустановку с гарантирующих поставщиков и сетевых организаций никто не снимал.

Мы, энергетики, всё же надеемся, что конкуренция между производителями интеллектуальных приборов и систем приведёт в ближайшие годы к существенному падению цен (исторически цены на всю электронику имеют тенденцию к снижению, в особенности на ту электронику, что использует элементную базу не самой высокой производительности).

Но есть ещё один способ снизить издержки на внедрение интеллектуального учёта. Это комплексное оснащение многоквартирных домов учётом. Как это работает? Сейчас законодательство говорит: оснащению учётом бесплатно подлежат те точки, где прибор отсутствует, вышел из строя, утрачен, истек срок эксплуатации или истек интервал между поверками приборов учета. Но внутри многоквартирного дома это означает, что замена приборов учёта на интеллектуальные будет дырявой здесь заменили, а здесь замена только в 2027 году, а здесь в 2036-м И придётся бригаде ездить от дома к дому ради 1-2-3-х приборов из 40-100 точек учёта. Время, бензин, зарплата А чтобы обеспечить с 2022 года предоставление всем таким приборам доступа в интеллектуальную систему (к серверу), придётся установить на все дома УСПД, либо покрыть все города сетью базовых станций Буквально за год! В итоге стоимость на точку учёта в первые годы возрастёт в разы, это будет крайне неэффективная, точечная автоматизация, которая не даст эффекта ни жильцам, ни управляющим организациям, ни энергетикам.

Выход из этой ситуации комплексное оснащение многоквартирных домов. На уровне региона разрабатывается и утверждается многолетняя программа оснащения ИСУ, с учётом того, сколько может потянуть тариф. В этой программе прописаны конкретные дома, которые в данном году должны попасть под 100%-е оснащение. В первую очередь в программу попадут дома, где наиболее высокие внутридомовые потери, ложащиеся дополнительными затратами на жильцов и управляющие компании, дома, сети которых готовы к PLC, дома, которые компактно размещены возле базовой станции. Бригада будет работать на одном доме с начала и до момента его полного оснащения, что резко удешевит монтаж.

Но для принятия такой программы комплексного оснащения интеллектуальным учётом нужно внесение изменений в существующее законодательство, которое позволило бы региону решать на месте, как, в какие сроки и с какими технологиями эффективнее внедрять интеллектуальный учёт.

Подведём краткий итог: существующее законодательство требует точечного оснащения интеллектуальным учётом многоквартирных домов, при этом такое оснащение может растянуться на 16 лет. В первые годы должны быть вложены огромные деньги, а далее по чуть-чуть. Это крайне неэффективно и дорого, не даст эффекта.

Предлагаемый путь дать возможность региону формировать комплексную программу с учётом возможностей тарифа на длительный период. В этой программе будут указаны конкретные дома, которые подлежать оснащению на 100% в данном году. Это позволит не распылять средства, а получить контроль за их расходованием: ведь проверить, есть ли система в 400 многоквартирных домах, которые должны быть оснащены в этом году, намного проще, чем установлен ли прибор в 40 000 штук отдельных точек, разбросанных по 6000 домов?

6. Что мне (потребителю, бизнесу) даст интеллектуальный учёт?

Прежде всего, интеллектуальный прибор освобождает потребителя от необходимости снимать и передавать его показания, а у энергосбыта и сетей снижаются издержки на обход контролёрами (хотя, и не исчезают совсем ведь интеллектуальные счётчики тоже требуют периодического обслуживания, устранения неисправностей на месте).

Важная функция это почасовой учёт, который позволит любому потребителю-юридическому лицу и ИП, даже ларьку с мороженым, в любой момент перейти на почасовой тариф, с расчётом по ценам на энергию и мощность, соответствующих ценам на оптовом рынке (это 3-я 6-я ценовые категории в тарифном меню). Бытовой потребитель может выбрать один из 3 тарифов одноставочный, день-ночь и пик-полупик-ночь. И не просто выбрать, а по динамике почасового потребления интеллектуальная система сама покажет, какой из тарифов выгоднее, когда и насколько. А выполняя рекомендации по выравниванию графика нагрузки в пределах существующего тарифа, ценовой категории, рекомендации по энергосбережению, потребитель сможет ещё снизить счёт за энергию, при этом интеллектуальный учёт поможет понять где и насколько его можно снизить. Благодаря множеству параметров, считаемых интеллектуальным прибором, возможно введение более широкого тарифного меню, дающего еще больше возможностей выбора оптимального тарифа.

У потребителя (пока только у юридического лица) с установкой интеллектуального прибора появляется возможность участвовать на рынке управления спросом получать плату за то, что потребитель перенёс потребление из пиковых часов в те часы, где нагрузка на энергосистему ниже. Это позволит снизить цены на энергию на оптовом рынке, уменьшив загрузку и оплату резерва мощности наиболее дорогих, неэффективных и часто экологически грязных станций и энергоблоков. Это очень перспективный рынок служба Главного энергетика на предприятии, благодаря участию в управлении спросом, перестаёт быть только источником затрат, начинает давать поток доходов, который может даже окупить её содержание.

Благодаря интеллектуальному учёту в многоквартирных домах резко снизятся общедомовые потери, что уменьшит плату жильцов и исключит затраты управляющих компаний на оплату сверхнормативных внутридомовых потерь, высвободив деньги для текущего ремонта и благоустройства дома и территории вокруг него.

Данные интеллектуального учёта, при их эффективном использовании, делают предприятие и бизнес немного умнее технологически, ведь все тонкости работы технологического процесса находят отражения в колебаниях потребления активной и реактивной мощности, и их расшифровка, в т.ч. с точностью до минуты, может дать дополнительный источник данных для оптимизации процессов работы оборудования.

Поскольку умный прибор считает энергию и на приём, и на отдачу, то у потребителя в частном доме появляется возможность установить ветряк или солнечные панели мощностью до 15 кВт (для этого потребуется изменение условий техприсоединения в сетевой организации), заключить договор с обслуживающим вас гарантирующим поставщиком о поставках излишков в сеть по ценам не выше цен оптового рынка (это с НДС в среднем около 3 руб/кВтч), при этом цена поставки будет зависеть от часа ночью дешевле!

Благодаря распределённой системе из десятков и сотен тысяч интеллектуальных приборов учёта, измеряющей почасовые и даже поминутные графики активной и реактивной мощности, параметры напряжения и тока, энергосистема получает бесценный источник данных для оптимизации режимов своей работы, выявлению резервов и дефицита мощности в разбивке по каждому узлу, фидеру, подстанции, снижению потерь и выявлению незаконных подключений, выявления точек в сети, где эффективной окажется компенсация реактивной мощности, локальная генерация, в т.ч. на ВИЭ, аккумулирование энергии для сглаживания пиков и выравнивания параметров в сети. С учётом новых данных могут быть пересмотрены и оптимизированы инвестиционные программы генерации и сетей, приводящие к росту тарифов.

Подведём итог: стратегически, в перспективе десяти лет, после того, как интеллектуальные приборы учёта распространятся повсеместно, интеллектуальный учёт преобразит энергетику, сделает её более эффективной, а значит более приемлемой по цене для конечного потребителя, даст широкие возможности потребителю для оптимизации своего счёта за энергию, участию в управлении спросом, позволит реализовать эффективные тарифные меню. Это в итоге окупит дополнительные затраты, учтённые в тарифе, позволив снизить его рост на длительную перспективу, однако, в первые годы учёт таких программ в тарифе может дать несколько дополнительных процентов роста.

Сгладить этот рост, как мы определили выше, позволит принятие комплексной программы оснащения интеллектуальным учётом, с указанием конкретных многоквартирных домов, оснащаемых на 100% в каждый из годов действия такой программы.

7. Что дальше?

Программа оснащения интеллектуальным учётом растянется на 16 лет до момента, когда все точки будут иметь такой учёт. 16 лет это период до момента, пока последние, установленные в 2020-2021 годах обычные приборы не выработают свой межповерочный интервал. Этот срок можно сократить до 10 лет, приняв соответствующие региональные программы комплексного оснащения (они позволят разгрузить тариф в первые годы установки, и изыскать источники для увеличения объёмов работ через 5-7 лет).

Программа оснащения интеллектуальным учётом электроэнергии подтолкнёт установку умных приборов и на другие ресурсы горячую и холодную воду, газ и тепло. Получив в эксплуатацию умный прибор учёта, многие владельцы квартир и домов заинтересуются и иными системами умного дома разнообразными датчиками и контроллерами (прорыва труб, утечек газа, разбития окон, открытия окон и дверей, системами видеонаблюдения, управления шторами, музыкальным сопровождением, управлением климатом и освещением...)

Интеллектуальному прибору учёта электроэнергии тоже есть куда расти. Тот функционал, который определён сейчас, не зря называется минимальным. В будущем счётчик может стать умным хабом для концентрации информации со всех устройств умного дома или квартиры, устройств, установленных в подъезде, счётчиков других ресурсов. Умный счётчик может фиксировать малейшие изменения напряжения и тока, реактивной мощности, и понимать, какие устройства включаются и выключаются не только в доме, но и в офисе, на производстве. Это позволит понимать, какие устройства и оборудование работают, в какие периоды, насколько эффективно организовать эффективный энергоменеджмент, под управлением искусственного интеллекта, представленного миллионами умных приборов, средств обработки больших данных, статистики, базы лучших практик подбора и управления режимами любого оборудования.

Умные счётчики изменят нашу жизнь так же, как её изменили мобильная связь, интернет, мобильный интернет. Мы находимся на пороге будущего, где все электрические устройства будут единым живым, самоорганизующимся организмом, стоящим на службе удобства, комфорта и эффективной деятельности человека.

P.S. Интеллектуальный учёт тема слишком широкая и многогранная. Если остались вопросы по организации, экономике, логистике постараюсь ответить в комментариях.

Гигантскую аккумуляторную систему в Австралии построит Tesla (TSLA). Емкость батареи будет в 2 раза больше, чем у предыдущей.

Благодаря выигранному тендеру Tesla построит аккумуляторную систему емкостью 300 МВт/ 450 МВтч в Австралии. Хотя изначально планировалось, что мощность составит 600 МВт, а контракт будет стоить $300 млн. Строительством займется французская компания Neoen, производитель возобновляемых источников энергии. Tesla выступит партнером проекта.

Проект, в котором Noeon будет использовать Tesla Megapacks, введут в эксплуатацию в ноябре 2021 года. Батарея будет возведена рядом с городом Джелонг (Geelong) и задействована в пределах австралийского штата Виктория. На объекте будет достаточно энергии для обеспечения функционирования 500 тыс. домов в течение часа.

Стареющие австралийские угольные электростанции становятся все менее надежными, австралийский штат Виктория больше полагается на энергию ветра и солнца. В планах властей переход на 40% возобновляемой энергии к 2025 году, и почти на 90% к 2035 году.

Предполагается, что оптовая стоимость электроэнергии снизится. Как итог, жители штата будут меньше платить по счетам за электроэнергию.

Во время строительства батареи будет создано 80 рабочих мест, по окончании строительства останутся 6 постоянных.

Батарея на спор

Идея возвести в Австралии гигантский аккумулятор родилась впервые из переписки в Twitter 3 года назад. У Илона Маска спросили, серьезно ли он намерен помогать Австралии. На что глава SpaceX ответил утвердительно. И уточнил, что если батарея не будет возведена за 100 дней, то бесплатно подарит ее австралийским властям. Необходимость в аккумуляторе обнаружена после австралийского блэкаута, наступившего осенью 2016 года после штормов. В тот момент вся Южная Австралия осталась без электричества.

На строительство у Tesla ушло 60 дней. В основе батареи те же технологии, что у автомобилей компании: их объединяют элементы и конструктивные решения. В качестве основного подрядчика на проекте выступала компания Samsung.

Маск публично поздравил в Twitter сотрудников с рекордными сроками.


В итоге в Южной Австралии в 2017 году возведена самая большая в мире литий-ионная батареи. Проект назвали Big Tesla Battery. Полный заряд системы обеспечивает электроэнергией около 30 тыс. домов в течение часа. Главное ее предназначение стабилизация и поддержка существующих источников энергии.


Проектная емкость батареи Tesla 100 МВт/ 129 МВтч, но ее расширили до 150 МВт/ 193,5 МВтч. По сути она предоставляет те же услуги, что и газовые электростанции, но с нулевым углеродным следом, дешевле и быстрее.

По оценкам, Австралии удалось сэкономить до $40 млн за первый год работы.

Недавно Tesla заявила о намерении возвести огромную энергетическую систему на Гавайях, обеспечивающую производство электроэнергии в объеме 810 МВтч. Все эти действия приближают Илона Маска к амбициозной цели избавить мир от использования ископаемого топлива и перейти к зеленой энергетике.

В 2021 году бизнес в очередной раз может столкнуться с ростом цен на энергоснабжение выше инфляции. Средний по стране официальный прогноз повышение оптового тарифа на 5%. По прогнозу Совета рынка, электроэнергия в европейской части РФ и на Урале подорожает на 6%, а в Сибири сразу на 9%. Основным драйвером роста конечных цен будут нерыночные надбавки к цене мощности за строительство новых электростанций. Рост тарифов будет стимулировать развитие энергосберегающих технологий и собственной генерации промышленных предприятий. Я работаю в компании Первый инженер. В этой статье я расскажу, как отходы производства предприятий агросектора могут быть использованы в качестве альтернативного топлива.

Источник

По данным Минэкономразвития энергоемкость российского ВВП на 46% превышает средний мировой уровень, однако негативное влияние повышения тарифов на темпы развития экономики очевидно. Разумеется, бизнес ищет пути снижения затрат на энергоносители. Особенно активно действуют компании в растущих отраслях, для которых промедление в решении энергетических задач может обернуться утратой конкурентных позиций.

Один из ярких примеров пищевая промышленность и агропереработка. К 2023 году Минэкономразвития обещает увеличение объемов производства сельскохозяйственной продукции относительно 2019 года на 7,5%, пищевой промышленности на 14,3%. Рост производства происходит за счет развития действующих и строительства новых перерабатывающих мощностей и неизбежно сопровождается растущей потребностью отрасли в электроэнергии и тепле. Избыточные затраты на энергоснабжение отражаются на себестоимости продукции и в условиях регулирования цен снижают возможности компании инвестировать в развитие производства в тот момент, когда это активно делают другие участники рынка. Они оказываются вынуждены рассматривать альтернативные виды топлива.

Энергетический потенциал и экологические мотивы

В ходе сбора урожая и переработки ряда сельскохозяйственных культур в пищевую продукцию образуется значительное количество биомассы, обладающей энергетическим потенциалом, ненамного уступающим традиционным видам топлива.

В России достаточно большой объем производства бобовых и зерновых культур. Вовлечение отходов их переработки в топливный баланс агросектора увеличивает потенциал альтернативной тепло- и электрогенерации в отрасли.

Так, например, для производства 15,37 млн тонн подсолнечного масла в 2019/2020 г. было переработано 30,7 тонн семян подсолнечника, а объем подсолнечной лузги составил не менее 3,5 млн тонн, что позволяет оценить годовой потенциал теплогенерации в 12 млн Гкал. Этого хватило бы, чтобы полностью обеспечить теплом промышленность Ирландии.


Уступая по теплотворной способности ископаемым топливам, биомасса имеет, как минимум, два значимых преимущества. Во-первых, она ничего не стоит для предприятия, так как является побочным продуктом производства. А во-вторых, замещение традиционных газа или угля агротопливом позволяет снизить выбросы СО₂.

Поскольку образование растительной массы, из которой получены отходы аграрного сектора, было сопряжено с фотосинтезом, а значит с потреблением CO₂ из атмосферы, топливо из биомассы относится к потенциально углерод-нейтральным, и замещение им традиционных ископаемых видов топлива снижает углеродный след предприятия.

Так, одна тонна лузги, используемой для теплогенерации, снижает выбросы углекислого газа на 790,101162,53 кг в зависимости от того, какое топливо замещено лузгой.

В случае природного газа:

• 1 тонна подсолнечной лузги замещает 428 м³ газа,
• снижение выбросов углекислого газа составит 807,6 кг.

При использовании в составе энергоисточника электрогененирующего оборудования положительный эффект усиливается. Несмотря на то, что в общепринятой терминологии к энергоемким отраслям в нашей стране пищевая промышленность и агропереработка не относятся (не спорим, с машиностроением они, и правда, не сравнятся), затраты электроэнергии на маслоэкстрационном заводе значительные 118 кВтч на тонну готовой продукции (нерафинированного масла). Производство 1 кВт в России сопровождают 510520 г выбросов эквивалентов СО₂. Поэтому потребление сетевой электроэнергии оказывает существенное влияние на уровень эмиссии маслоэкстракционных заводов. Таким образом, переход на собственную тепло- и когенерацию на отходах биомассы может минимизировать негативное влияние на окружающую среду.

Проблеме изменения климата в нашей стране традиционно уделяется значительно меньше внимания, чем в Европе. Однако если (а точнее когда) инициатива Еврокомиссии по введению углеродных пошлин для любых товаров из стран за пределами Евросоюза, где уровень углеродных выбросов более высокий, чем в ЕС, выдвинутая осенью 2020 года, будет реализована, повышение значимости климатической повестки неизбежно.

При этом для компаний агросектора, работающих на международном рынке, а особенно тех, кто планирует выход на IPO, сознательная политика в отношении окружающей среды и климата уже сегодня является эффективным инструментом формирования имиджа и завоевания доверия партнеров и инвесторов.

Еще одно преимущество решение проблемы отходов. Площадь мусорных полигонов и свалок в России составляет около 4 млн гектаров. Причем, если энергетическая утилизация отходов биомассы способствует снижению выбросов СО₂, то ее захоронение, напротив, негативно влияет на изменение климата. Разложение органических отходов сопровождается выделением парникового газа метана, а мусорные полигоны являются третьим по величине источником метана после отрасли ископаемого топлива и сельского хозяйства.

Энергетическая утилизация агротоплива. Экономические причины

Будем честны, какими бы весомыми не были экологические факторы, определяющее значение для руководства и собственника предприятия играет экономический эффект любого проекта, требующего инвестиций (а в случае строительства собственного энергоисточника они весьма существенны).

Возврат инвестиций в строительство ТЭЦ или котельной на отходах биомассы осуществляется за счет:

• снижения затрат, связанных с захоронением отходов и платой за негативное воздействие на окружающую среду (НВОС), создающих сегодня существенную финансовую нагрузку на сельхозпроизводителей. Например, малоэкстракционный завод с мощностью переработки 1000 тонн семян в сутки в связи с утилизацией основного отхода лузги подсолнечника в среднем тратит:
  на транспортировку и размещение отходов на полигоне 102 млн рублей в год (сумма может варьироваться в зависимости от тарифов региональных операторов),
  на платежи НВОС, рассчитываемые, исходя из массы и класса опасности отходов (лузга относится к V классу), 72 млн рублей.
• выработки более дешевой по сравнению с приобретаемой у внешних поставщиков энергии. Наша практика расчетов рентабельности проектов показывает, что целесообразно рассматривать собственную генерацию, если электроэнергия обходится дороже, чем 3,7 рублей за кВтч. В большинстве регионов с развитым сельским хозяйством и агропромышленным производством электроэнергия дорогая, и действующие тарифы существенно превышают этот показатель.
• исключения затрат на присоединение дополнительной сетевой мощности. Стоимость подключения по разным регионам различна и зависит от существующей инфраструктуры. Если подстанция находится рядом, и она недозагружена, то стоимость подключения будет относительно невысока; если до предприятия нужно будет тянуть ЛЭП, то потребитель должен будет её оплатить, и она будет включена в стоимость присоединения мощности. В среднем диапазон затрат в расчете на 1 МВт составляет 3080 млн рублей (единовременный платеж), но в отдельных случаях, упомянутых выше, может и превышать эту сумму.

При оценке целесообразности проекта собственной тепло- или когенерации важно принимать в расчет не только действующие тарифы на электроэнергию, текущее энергопотребление и сумму экологических платежей, но и составлять прогнозный сценарий с учетом повышения тарифов и планов развития предприятия (то есть учитывать вероятную потребность в дополнительной мощности и ее стоимость, а также увеличение количества отходов и платы за их размещение).

Каковы же основные пути для предприятий, рассматривающих перспективу энергетической утилизации отходов биомассы? По типу вырабатываемой энергии объекты энергетической утилизации отходов можно разделить на две основные группы:

• теплогенерация (котельные на биомассе);
• когенерация (ТЭЦ и мини-ТЭЦ на биомассе).

Сразу оговоримся, в данной статье мы рассматриваем исключительно решения, основанные на технологии прямого сжигания. Одна из популярных ее альтернатив производство пеллетного топлива для последующего получения энергии целесообразна к применению исключительно в целях его продажи (или снабжения собственных объектов, удаленных от источника отходов), поскольку пеллеты удобнее транспортировать. Коммерческая реализация пеллетов как способ утилизации отходов имеет существенный недостаток сезонность спроса, а значит, вне отопительного сезона вам по-прежнему будет нужно решать вопрос со складированием отходов. Для энергообеспечения собственного производства использование пеллетных котлов нерационально с экономической точки зрения, поскольку требует неоправданных капитальных затрат, а преимуществ с точки зрения эффективности сжигания не имеет.

Типы энергоисточников на отходах агросектора

Котельная на растительном топливе позволяет обеспечить стабильное теплоснабжение производства и сопутствующих объектов, минимальные потери тепла за счет размещения в непосредственной близости к потребителям и кардинально снизить затраты на приобретение тепловой энергии.

Строительство собственной ТЭЦ или мини-ТЭЦ на отходах сельскохозяйственного производства целесообразно и выгодно для предприятий при соблюдении таких условий, как:

• наличие собственных отходов в количестве, достаточном для покрытия собственных нужд в тепловой энергии и для выработки электрической энергии;
• высокая стоимость энергии в регионе;
• потребность в тепловой энергии у потребителей предприятия, отбор которой можно организовать непосредственно с турбины (более выгодный режим когенерации).

Таким образом, оптимальный тип источника, прежде всего, определяется размером предприятия (а значит, масштабом переработки сырья и потребностью в энергии). Для небольших заводов это котельная, для крупных производственных площадок собственная ТЭЦ.

Давайте на расчетном примере из практики компании Первый инженер проанализируем и сравним энергетический потенциал отходов лузги подсолнечника и возможности экономии, связанные с внедрением технологии энергетической утилизации маслоэкстракционных заводов различной мощности.

Производство и затраты

* Количество отходов зависит от технологии производства (чем современнее предприятие, тем меньше отходов) и составляет от 12 до 17% от массы перерабатываемого сырья. В данном и следующем расчете мы исходим из минимального показателя в 12%, чтобы продемонстрировать потенциал выработки энергии и экономии, заведомо достижимые на любом предприятии. Поскольку сегодня в России количество заводов, где отходы производства составляют 12% от массы сырья, исчисляется единицами, на большинстве предприятий потенциал выработки тепла и электроэнергии, а также экономия на энергоносителях и экологических платежах будет выше.

А теперь оценим потенциальную экономию от двух типовых решений котельной и мини-ТЭЦ:


Таким образом, очевидно, что энергетическая утилизация позволяет полностью закрыть потребности обоих предприятий в тепле, а при внедрении технологии когенерации обеспечить полностью автономное энергоснабжение. При этом в обоих случаях потенциал выработки при условии использования 100% отходов лузги значительно превышает энергетические потребности предприятия.

Для небольших предприятий применение когенерационных решений нецелесообразно. Необходимое для электрогенерации турбинное оборудование существенно увеличивает капитальные затраты в строительство энергоцентра, а экономия на покупке электроэнергии оказывается недостаточной, чтобы их оправдать. При том, что потребности в тепле оказываются меньше потенциала его выработки, исходя из количества образующихся отходов, оптимальным решением остается строительство котельной и утилизация невостребованной для ее работы лузги традиционным способом.

Разумеется, данных расчетного примера недостаточно для точной оценки рентабельности проектов и срока возврата инвестиций: ни данные о стоимости подключения к сетям, ни прогнозные значения по тарифам на электроэнергию, газ и утилизацию отходов не учтены.

Тем не менее, на основе рассматриваемых данных мы можем получить общее представление о потенциале экономии за счет строительства котельной и мини-ТЭЦ.

Для котельной экономия будет достигаться за счет исключения затрат на газ для выработки тепла (в рассматриваемом примере она составит 11,4 млн рублей в год), а также снижения платежей, связанных с захоронением отходов (в нашем случае для обеспечения предприятия теплом будет использовано около 35% образующейся лузги, что позволит снизить платежи на захоронение отходов на 19 млн рублей), и суммарно составит 30,4 млн рублей в год.

Собственная мини-ТЭЦ проект, требующий значительно больших инвестиций, но зато позволяющий достичь существенно больших результатов. В большинстве случаев собственное энергопотребление маслоэкстрационного завода ниже, чем мощность энергоисточника, рассчитанного на сжигание 100% отходов. В рассматриваемом примере для полного обеспечения потребностей в тепле и электроэнергии сжигается 80% отходов лузги. Экономия на энергоносителях и платежах, связанных с размещением отходов, составит 258 млн рублей в год. Если у предприятия есть потенциальные потребители вырабатываемой энергии, целесообразно рассмотреть строительство источника большей мощности (для утилизации 100% отходов) и перспективу продажи избытков энергии для получения дополнительной прибыли.

Пример энергоисточников, работающих на лузге подсолнечника, наглядно демонстрирует значительный потенциал экономии от внедрения энергетической утилизации отходов на маслоэкстракционных заводах. В отрасли это хорошо понимают и активно используют преимущество бесплатное топливо. И если раньше предприятия в основном шли по пути строительства котельных, сегодня в тренде когенерация, позволяющая достичь максимального экономического эффекта.

Но в начале этой статьи неспроста приведены данные о других видах топлива. Вернитесь к этому рисунку, и вы увидите, что по теплотворной способности другие отходы растительного происхождения сопоставимы с лузгой подсолнечника, а некоторые даже превосходят ее. При этом энергетическая утилизация отходов на предприятиях переработки этих культур сегодня в России практически отсутствует. Принимая во внимание растущие тарифы и обострение ценовой конкуренции на рынке, уверен, что вскоре ситуация изменится.

На Гавайях Tesla запустит гигантскую виртуальную электростанцию (ВЭС) на базе домашних аккумуляторов Powerwall в связке с гигантскими солнечными панелями. Разработкой электростанции займется компания Swell Energy. Swell Energy специализируется на внедрении новых энергетических технологий для домохозяйств.

Что такое виртуальная электростанция? Это система, агрегирующая энергию от нескольких распределенных ресурсов: систем солнечных панелей и аккумуляторных блоков. ВЭС дает возможность предлагать потребителям выгодные тарифы.

Запуск ВЭС поможет эффективнее и рациональнее управлять имеющимися ресурсами. Также новый комплекс будет способствовать тому, что из эксплуатации выведут старые неэкологичные станции на ископаемом топливе.

Общая мощность распределенной энергосистемы на Гавайях составит 80 МВт/ 100 МВт*ч.

Концепция виртуальной электростанции стала популярной после запуска Powerwall в 2015 году на рынок в США.

Добро пожаловать на Гавайи

Swell Energy давний партнер Tesla по установке Powerwall. Компания уже реализовала несколько проектов. Сейчас Swell Energy получила одобрение от Комиссии по коммунальным предприятиям Гавайев (Hawaii Public Utilities Commission) по реализации нового масштабного проекта.


Стоимость контракта $25 млн. Hawaiian Electric развернет виртуальную электростанцию вместе с Swell Energy. Насколько можно судить, это самый масштабный проект на базе Tesla Powerwall.

Плюсы перехода к автономным источникам энергии:

• наличие независимого источника питания;
• контроль энергопотребление в рамках одного хозяйства;
• электрифиция удаленных и труднодоступных территорий
• использование экологически чистой энергии.

Один из масштабных проектов на базе аккумуляторных систем уже реализован Tesla в Австралии. Так, в сентябре 2020 года Tesla запустила третью фазу виртуальной электростанции. В ближайшее время к системе подключат 4 тыс. домов.

В планах перевод на ВЭС 50 тыс. домохозяйств Австралии. Предполагается, что на выходе ВЭС в этой стране обеспечит примерно 20% среднедневных потребностей в электроэнергии Южной Австралии.

Собственный инвертор Tesla

На днях Tesla представила собственный инвертор, который будет дополнять домашнюю солнечную систему. Назначение системы перевести солнечную энергию постоянного тока в энергию переменного тока. Владельцы таких инверторов смогут вести мониторинг энергопотреблением при помощи приложения Tesla.

Основа инвертора Powerwall 2. Эта система подключается к Wi-Fi и Ethernet. ПО инверторов можно обновлять. Она работает в диапазоне от -30 до 45 градусов Цельсия. КПД нового оборудования 97,5%, для сравнения у Delta 97%, у SolarEdge 99%.