Нужно больше гибкости
Наталья НЕВМЕРЖИЦКАЯ, председатель правления Ассоциации гарантирующих поставщиков и энергосбытовых компаний:
«Один из болезненных вопросов для розничного сегмента (население, в первую очередь, бюджетные потребители, малый бизнес, те, которые обслуживаются преимущественно гарантирующими поставщиками) — это качество электрической энергии. Для малых потребителей качество электрической энергии может быть существенным, это приводит к проблемам с техникой, бывают случаи, связанные с пожарами.
А вот если говорить про крупных потребителей, которые у гарантирующих поставщиков все еще имеются, то мы наблюдаем устойчивый запрос на повышение требований к качеству. Например, у моих коллег из МЭСа в 2019 году было 8 обращений от крупных потребителей по проблемам, связанным с качеством, а в 2024-м — 60.
«Механизм дифтарифов нужно использовать для борьбы с «перекресткой» реальной, а не номинальной.Для этого требуются более жесткие решения и уменьшение диапазонов».
Наиболее чувствительные проблемы, связанные с качеством, не относятся к параметрам, регулируемым ГОСТами. И сама по себе процедура контроля качества по ГОСТу весьма бюрократизирована.
Сейчас на фоне внедрения интеллектуальных систем учета (ИСУ) у многих возникает вопрос, что два базовых параметра качества уже будут присутствовать в самой системе ИСУ и теоретически их можно контролировать.
Мы обращались в Министерство энергетики, их позиция — пока сетевая организация нацелена на повышение качества в инициативном порядке в рамках инвестпрограмм, не нужно у нее забирать деньги в виде штрафов. Мы пытаемся найти баланс, нужна цепочка ответственности. Пока она у нас разорвана.
Потребитель тоже должен понимать последствия выявленного нарушения качества: сроки на устранение проблемы, размер штрафа.
Еще одна большая проблема — отключения электрической энергии. Здесь потребителю важно понимание, как долго энергоснабжение будет восстанавливаться. Им важно иметь обратную связь. Формально у сетевых компаний есть обязанность обеспечивать горячие линии. Но, как правило, при устранении аварии им не до того. В ряде регионов сбыты начинают информировать потребителя, не имея четко прописанных процедур, нормативно-базового взаимодействия. Для этого им нужна информация от сетевых компаний. Но пока обязательность обмена информацией сбытовых и сетевых компаний нормативно не отрегулирована.
Следующий важный момент — цена. С 1 июля тариф второго диапазона должен включать экономически обоснованный тариф на передачу и другие составляющие. А третий диапазон должен быть не меньше, чем прогнозная цена для прочих коммерческих потребителей.
Механизм дифтарифов нужно использовать для борьбы с «перекресткой» реальной, а не номинальной. Для этого требуются более жесткие решения и уменьшение диапазонов.
Да, сбытовым компаниям нелегко, потому что мы работаем с потребителем, а сами от экономики процесса не получаем ничего.
Подавляющее число потребителей не понимает, как формируются счета. Если бы у нас была одна фиксированная цена, прогнозная, на год вперед, малым потребителям было бы значительно проще. Но наша система ценообразования пока так не работает. Сейчас дискутируем о модели изменения рынков, возможно, появятся более гибкие тарифы для потребителей.
Нужно предлагать решение по оптимизации графика потребления, услуги. Это работа с целевой аудиторией. А здесь нужно проявлять больше гибкости».
Оградить себя от внешних воздействий, будем двигаться дальше
Владимир НЕМИЧЕВ, генеральный директор «Единая энергоснабжающая компания»:
«У крупных промышленных потребителей высокая чувствительность к показателям качества.
Вопрос о качестве электрической энергии обсуждается много лет, причем активно — более восьми. Были предложения по повышению показателей качества, в том числе и от нашей компании, переданные в Минэнерго. На площадке Сообщества потребителей энергии была также сформирована консолидированная позиция.
То есть работа ведется, идут активные обсуждения, принимаются нормативно-правовые акты.
Ежегодно происходит от 200 до 300 нарушений обеспечения качеством энергоснабжения нефтеперерабатывающих заводов России. Ситуация крайне негативная.
Потребители пытаются это предотвратить. Разрабатывают методики, чтобы оградить себя от внешних воздействий, устанавливают различные средства, аппаратуру, быстродействующие АВР (Автоматический ввод резерва), накопители на суперконденсаторах. Но этого недостаточно.
При этом у сетевых организаций сегодня нет стимула для повышения энергоснабжения и никаких действий они не предпринимают.
«Ежегодно происходит от 200 до 300 нарушений обеспечения качеством энергоснабжения нефтеперерабатывающих заводов России. Ситуация крайне негативная.
Потребители пытаются это предотвратить. Но ни ГОСТы, ни приказы Минэнерго никак не предусматривают регулирование».
В то же время, в соответствии с классификацией опасных производственных объектов, федеральным законом о промышленной безопасности нефтеперерабатывающие предприятия отнесены к объектам взрыво-пожароопасности и химически опасным производствам, первой, второй, третьей степени. Но ни ГОСТы, ни приказы Минэнерго никак не предусматривают регулирование в отношении этой категории потребителей. Хотя нарушения качества энергоснабжения здесь могут привести к возникновению риска для жизни и здоровья людей. Причем не только персонала предприятий, но и тех, кто находится на близлежащих территориях.
Совет главных энергетиков нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств России и стран СНГ определил параметры, превышение которых приводит к нарушению технологического процесса и аварийным ситуациям, остановке линий и другим проблемам. Эти данные были представлены в Минэнерго.
В итоге требования по качеству были учтены лишь частично, а показатели, которые непосредственно влияют на технологический процесс и на риски возникновения аварийных ситуаций, обошли вниманием. Предполагается, что об этих показателях потребителю нужно договариваться непосредственно с энергоснабжающей организацией. Они не предусматриваются действующим законодательством. Договоры на оказание услуг — это публичные договоры. А внесение изменений в договор требует изменений в нормативно-правовые акты.
Хорошо, что законодательство в этом направлении начало меняться. Мы сделали первый шаг. Сейчас будем двигаться дальше, направляем предложения от Ассоциации потребителей энергии. И надеюсь, что следующие шаги будут в большей степени направлены на решение этой проблемы».
Нужно соблюдать баланс. Монетизировать demand response
Олег РУССКОВ, заместитель генерального директора по энергоэффективности «Волжский абразивный завод»:
«На моем предыдущем месте работы в металлургии мы не раз пытались компенсировать производственные потери из-за провалов напряжения. Ни разу не получилось. Однако мне известен один случай, когда суд принял сторону потребителя — у того был счетчик, который мгновенные значения фиксировал в течение всего времени.
У нас, как у потребителей, довольно простые пожелания. Мы бы хотели четкого соблюдения баланса между всеми участниками. И чтобы современные тенденции учитывались. А они таковы, что промышленность, согласно статистике, сейчас живет в основном не за счет экспорта, а за счет госконтрактов, которые составляют до 70% бюджета некоторых предприятий.
Соответственно, когда регуляторы и чиновники одной рукой пытаются за счет потребителей построить светлое будущее энергетики, они другой рукой залезают в бюджет страны. Об этом тоже им хорошо бы помнить.
Наше предприятие через агрегатора в течение 12 месяцев участвовало в управлении спросом (demand response, DR). Мы выполнили 59 команд из всех 59 поступивших, за исключением одних суток подтверждали готовность. То есть немного знаем, как сейчас изнутри выглядит этот рынок. Начиная с 1 июля 2025 года мы перешли на 4-часовое исполнение команды. В основном это связано с тем, что мы потеряли некоторые рынки сбыта и у нас «освободились руки», чтобы более полно пользоваться demand response.
«Мы бы хотели четкого соблюдения баланса между всеми участниками. И чтобы современные тенденции учитывались. А они таковы, что промышленность, живет в основном за счет госконтрактов».
То есть в будние дни, в часы высокой нагрузки сети мы добровольно, исходя из экономической целесообразности, снижаем потребление электроэнергии.
С точки зрения регулятора мы работаем всего два часа, а с 1 июля 2025 года — 4 часа. И за это время получаем DR. Но мы снижаем потребление в течение всего периода и таким образом непосредственно влияем и на рынок на сутки вперед (поскольку суммарный объем потребления падает), и на балансирующий рынок.
Хотелось бы монетизировать энергоэффективность в рамках demand response. Так, существует предложение применять «аварийный демонт-респонс» в период сезонных нагрузок на энергосистему, например, в период экстремально высоких температур. В таком случае мы должны будем за несколько часов подтвердить и выполнить команду в течение не более шести часов.
Учитывая наше гибкое производство и управление нагрузки, мы вполне могли бы рассмотреть участие в пилотном проекте такого DR. А также участие в demand response по типу действующего в Великобритании Short-Term Operating Reserve (STOR), которое обеспечивает дополнительную активную мощность за счет снижения спроса по команде от 20 минут до двух часов.
Но цена таких снижений для помощи системе в критические моменты должна быть другой. Не полмиллиона рублей, которые утверждены на отборах, а, например, по цене новой генерации. Это нам было бы интересно.
Кроме того, сейчас много обсуждается вопрос установки накопителей в районах с дефицитом энергоснабжения. Но, например, у нас стоит 27 печей, которые фактически сейчас выступают как виртуальные накопители. Они могли бы использоваться вместо оборудования, которое предполагается установить в рамках инвестпроектов. А мы при этом могли бы рассчитывать на свою часть пирога».
Оценить потери
Максим МИНАЕВ, директор департамента энергетики и энергоресурсов УК «МЕТАЛЛОИНВЕСТ»:
Существует ряд сложностей, с которыми сталкиваются инвестиционные проекты при присоединении к электросетям, к газовым сетям. Также если в силу своего расположения предприятие получает электроэнергию от нескольких ОЭС, то при переключении систем зачастую возникает необходимость останавливать производство.
Да, переключения происходят по заранее согласованным заявкам, то есть предприятие предупреждают заранее. Но переключение в сетях между двумя ОЭС приводит к тому, что производство необходимо останавливать со всеми вытекающими последствиями.
На стадии запуска бизнеса как инвестпроекта такие риски сложно предусмотреть, и редко кто бывает к такому готов.
В то время как для производства это критично. Например, остановка всего на 18 миллисекунд приводит к тому, что необходимо потратить до двух суток, чтобы вновь запустить мельничное оборудование.
Как следствие, план не выполняется, ресурс высокотехнологичного оборудования снижается, увеличивается цикл ремонтов, и предприятие несёт дополнительные затраты. Кроме того, запуски, монотонная работа оборудования и выход на режимы - это разные объемы электропотребления и разные затраты.
Для того чтобы избежать этих последствий, предприятия вынуждены ставить частотные регуляторы, которые стоят немалых денег. Вынуждены делать надежности. Для дренажных шахт и других участков брать в аренду или покупать дизель-генераторные установки. А это тоже расходы.
Оптимальным решением могла бы стать единая методика, которая все-таки позволит, во-первых, оценивать, во-вторых, компенсировать потери, хотя бы прямые.
Понятно, что упущенную выгоду компенсировать маловероятно, де-юре даже понятия такого нет. Но хотелось бы иметь возможность привлечь к ответственности тех, кто своими действиями или бездействием создает ситуации, когда наносится ущерб производству, оборудованию и не выполняются планы".
«Остановка на 15 миллисекунд приводит к тому, что приходится тратить до двух суток, чтобы вновь запустить мельничное оборудование».
Для того чтобы избежать этих последствий, мы вынуждены ставить частотные регуляторы, которые стоят немалых денег. Вынуждены делать надежности. Для дренажных шахт и других участков брать в аренду или покупать ДГУ, потому что у нас нет уверенности, что энергосистема нас обеспечит. А это тоже расходы.
Поэтому оптимальным решением могла бы стать единая методика, которая все-таки позволит, во-первых, оценивать, во-вторых, компенсировать потери, хотя бы прямые. Понятно, что упущенную выгоду нам не компенсировать, де-юре даже понятия такого нет. Но хотелось бы иметь возможность привлечь к ответственности тех, кто своими действиями или бездействием создает ситуации, когда наносится ущерб производству, оборудованию и не выполняются планы.
Кроме того, мы сейчас планируем расширять производство. Да, мы заранее обеспечили себя достаточным количеством мощности. Плановая мощность со следующего года увеличивается почти в два раза — до 1 млрд киловатт-часов.
«Удоканская медь» — крупный и значимый важный объект, который обеспечивает почти 10% ВВП Забайкальского края. Но все инициативы МРГ и Россетей приводят к тому, что мы вынуждены по новой пересчитывать возможности возврата инвестиций в бизнес-проект.
Также мы задумывались и рассматривали возможности строительства собственной генерации. У нас нет попутного газа, и нас 25 МВт ограничения затрагивают в первую очередь.
Но почему бы нам не рассмотреть генерацию как инвестпроект?
Но мы как крупные потребители, как крупный бизнес могли бы рассмотреть это как инвестиционный проект, который в будущем окупится от продажи этой электроэнергии, пусть в рынок. То есть мы готовы рассматривать это как бизнес-проект по производству электроэнергии — продукта, который принесет доходность нам, как инвестору.
То есть мы бы обеспечили себе надежность, резерв для будущего расширения. Кроме того, могли бы внести свой вклад в решение проблемы энергодефицита в регионах нашего присутствия».
Изменить подход к обсуждению СиПРа
Дмитрий ГОЛОВКО, руководитель направления по развитию энергетики группы НЛМК:
«Ответ на вопрос, как найти баланс в энергопотреблении и сохранить клиентоориентированность, нужно искать через призму корректности прогноза спроса на электроэнергию. СиПР состоит из обосновывающих материалов региональных схем по каждому субъекту Федерации. Основа этих документов — пул инвестпроектов, который связан с будущим спросом на электроэнергию.
Большинство инвестпроектов относится к реальному сектору экономики, тому, что создает рабочие места, продукты, услуги, приносит пользу обществу, наполняет налоговую систему деньгами. Но при этом есть огромный пласт проектов, связанных с майнингом, с развитием ЦОДов.
Мы сделали экспресс-анализ цифр, представленных в СиПР на 2026–2031 годы. Если посмотреть на топ-20 регионов по приросту потребления мощности с 2026 по 2031 год, видно, что часть регионов выбиваются из общего состава. К примеру, Москва — более чем на 1,5 ГВт, Иркутская область — на 2 ГВт, Красноярский край. Но только последний наполнен на 99% проектами, которые можно отнести к реальному сектору.
Провели анализ инвестиционных проектов, не отнесенных к реальному сектору экономики. Все они называются ЦОДы, часть из них — действительно ЦОДы в чистом виде, часть, компании, которые занимаются или будут заниматься майнингом криптовалют.
«Не секрет, что майнинг — прибыльная отрасль, и нам она тоже интересна, тем более у компании есть промышленные объекты с избытком собственной генерации. Мы глубоко погружались в экономику вопросов майнинга и пришли к выводу о крайней нестабильности данного бизнеса. Это связано со сложностью прогнозирования курса криптовалюты, когда составляющие очень сильно влияют на экономическую целесообразность».
Не секрет, что майнинг — прибыльная отрасль, и нам она тоже интересна, тем более у компании есть промышленные объекты с избытком собственной генерации. Мы глубоко погружались в экономику вопросов майнинга и пришли к выводу о крайней нестабильности данного бизнеса. Это связано со сложностью прогнозирования курса криптовалюты, когда составляющие очень сильно влияют на экономическую целесообразность.
И когда мы видим в СиПР, к примеру, в Москве 416 МВт дата-центров (это как два крупных горнообогатительных комбината), становится понятно, зачем планируется строительство линий постоянного тока до столицы, в том числе для удовлетворения потребностей в этих мощностях.
При этом часть из них, по понятным экономическим соображениям, расположена на распредустройствах крупных московских ТЭЦ.
При включении такого рода бизнеса в СиПР может сложиться опасная ситуация. Будут потрачены огромные деньги всего рынка на развитие инфраструктуры, а она в один прекрасный момент окажется невостребованной. Потому что этот бизнес очень быстро — буквально, по движению рубильника — просто перестанет потреблять электроэнергию.
При анализе региональных СиПР обратили внимание на Бурятию. Здесь есть целый пласт инвестпроектов, которые не проработаны. По строительству жилых комплексов нет никаких данных. Но они уже включены в региональный СиПР как будущее потребление, которое в совокупности с другими составляющими потом формирует нам очередные проблемы потребления и генерации. Создается искусственный прецедент, говорящий о том, что генерации у нас в горизонте 5−10 лет будет не хватать. Но при погружении внутрь оказывается, что все совсем не так.
И в этой связи мы предлагаем изменить подход к обсуждению СиПРа и проводить его, изучая суть, взвешенно подходить к формированию будущего прогноза потребления.
На наш взгляд, есть огромные ресурсы для того, чтобы будущее потребления существенным образом сократить и сделать это совершенно обоснованно. Что касается майнинга, думаю, что этот бизнес не должен конкурировать за ресурсы и за энергосистемы с реальным сектором экономики. Как только такая конкуренция возникает, майнинг нужно ставить во вторую очередь и развивать под него сетевые мощности нужно с особой осторожностью, понимая что он в один момент может просто исчезнуть».
Майнинг — польза или вред
Максим СИМУТКИН, директор по энергетике и строительству ООО «Интелион Майн»:
«Сейчас по всему миру функционируют около десяти тысяч центров обработки данных. Есть спрос у потребителей, спрос на вычисление, на хранение данных. Этот тренд — глобальный. В 2024 году Международное энергетическое агентство прогнозировало рост в трех сценариях. Самый низкий — увеличение потребления с 500 млрд киловатт-часов в год до 620, то есть в районе 20−25%. В самом оптимистичном прогнозе — увеличение до 1000 киловатт-часов в год и больше, то есть — удвоение за четыре года. Основную долю в этом потреблении играет далеко не майнинг. То есть все эти вычислительные мощности создаются под задачи искусственного интеллекта.
Если говорить по структуре, то из озвученных объемов примерно треть находится в США, 16% в Европе, 10% в Китае. Запрещать ЦОДы за границей никто не собирается, наоборот, их будут развивать.
«В статистике, которую дает МЭА, нет разделения на классические и коммерческие ЦОДы, отдельно под ИИ, под майнинг. Потому что с точки зрения электроэнергетики ЦОД — технологическая площадка, где может размещаться любой тип оборудования».
В статистике, которую дает МЭА, нет разделения на классические и коммерческие ЦОДы, отдельно под ИИ, под майнинг. Потому что с точки зрения электроэнергетики ЦОД — технологическая площадка, где может размещаться любой тип оборудования.
К примеру, калининский ЦОД концерна «Росэнергоатома» — это совмещение классического ЦОДа по хранению данных на 48 МВт и технологической площадки под майнинг на 32 МВт. У концерна были сложности с заполнением классического ЦОДа, процесс начался в 2017 году и завершился в 2020-м.
Или — самарский ЦОД, на котором есть отдельно модули под задачи ИИ графической обработки данных. С точки зрения инфраструктуры на этой площадке может разместиться любой сервер в зависимости от спроса. Сейчас очень большой спрос на майнинг, поэтому там размещаются майнеры. Спрос на задачи искусственного интеллекта под вычисление растет, но он пока не очень велик».
Фото: 123RF
WhatsApp
ВКонтакте
.svg)
