С цифровизацией экономики в нашей стране определились самым решительным образом, утвердив решением Правительства РФ Программу «Цифровая экономика Российской Федерации», в которой предусмотрена и цифровизация электроэнергетики. Полезность принятия названного документа однозначно положительно скажется на динамике качественных показателей управляемости экономическими процессами и в такой важной инфраструктурной отрасли, какой является электроэнергетика.
Недаром же очень метко определили, что «цифровая экономика – это экономика новых скоростей, определяемых не столько движением товаров, сколько скоростью информационных процессов в рамках уже не привычного интернета, а «интернета вещей». Для электроэнергетики, в которой производство, передача, распределение и потребление товара (электроэнергии) фактически является одновременным производственным процессом, значение скорости информационных процессов для принятия управляющих решений на всех уровнях как технологической так и административно-экономической иерархии управления этим процессом трудно переоценить.
Несмотря на во многом декларативный характер названной Программы, в ней очень правильно и четко сформулированы качественно различные этапы ее реализации, это:
- непосредственное развитие цифровых платформ и технологий;
- создание режима правового регулирования цифровой экономики;
- развитие информационно-телекоммуникационной инфраструктуры и обеспечение кибербезопасности;
- запуск масштабной программы подготовки и переподготовки профессиональных кадров;
- и, наконец, создание цифровой экономики – сами отраслевые рынки и их архитектура.
Применительно к электроэнергетике вышеназванная Программа послужила интеллектуальным базисом для организации масштабной практической работы по решению поставленных задач. Разработана «Концепция цифровизации ПАО Россети», разработаны технические задания на цифровизацию РЭС «Ленэнерго», поступает информация о первых результатах пилотных проектов по цифровизации РЭС в Калининградской, Ярославской и Тульской областях.
Вместе с тем, анализ экономических итогов работы первых пилотных проектов показывает их низкую экономическую эффективность, и это должно озадачить, в первую очередь, Минэнерго России и ФАС России, как государственных регуляторов электроэнергетики. Ведь речь идет об инновационных инвестициях в размере 1,3 трлн рублей, которые в конечном итоге будут взяты с потребителей без видимой пользы для них.
Попробуем разобраться в причинах такого положения.
Еще раз отметим, что временная неразрывность технологического процесса в электроэнергетике должна учитываться при цифровизации в полном его неразрывном цикле: производстве, передаче, распределении и потреблении электроэнергии. Если заниматься цифровизацией каждого из названных технологических процессов раздельно, что само по себе правильно, но без адекватного системного учета всех структурных связей между смежными производственными звеньями, то общий экономический эффект может оказаться даже отрицательным.
При этом важнейший фактор обеспечения максимального экономического эффекта цифровизации электроэнергетики находится в эффективности систем управления производственным процессом: во-первых, в непосредственно электроэнергетической системе, во-вторых, в самом замыкающем технологическом звене – в системе электропотребления, т.е. у каждого хозяйствующего электропотребителя.
Именно поэтому потребитель не должен оставаться пассивным плательщиком по счетам энергосбытовых компаний, а должен и сам становиться самым активным и мотивированным субъектом цифровизованной электроэнергетической системы. Только при активном вовлечении со стороны электроэнергетических компаний в процесс своей цифровизации потребителей электроэнергии можно добиться максимального экономического эффекта.
Активный мотивированный энергопотребитель:
- это потребитель, имеющий возможность оптимизировать график загрузки своих мощностей как с целью минимизации своих платежей за электроэнергию, так и с целью получения дохода от продажи на энергорынке системных услуг энергии и мощности своей генерации и/или мощности своей управляемой нагрузки;
- это умный учет энергоресурсов;
- это управление энергопотреблением;
- это контроль качества энергоснабжения и условий комфорта;
- это планирование энергопотребления с правом выбора для себя поставщика (генератора);
- это возможность участия в рынке системных услуг на энергорынке.
Если же этот процесс будет интенсивно проводиться отдельно только в сфере электроэнергетики, что само по себе безусловно необходимо, а когда-нибудь потом, но не одновременно с энергетикой, будет цифровизовываться потребитель электроэнергии в качестве активного субъекта рыночных отношений в электроэнергетике, то экономический эффект этой дорогостоящей работы будет минимальный.
В качестве аналога такой масштабной системной ошибки можно привести реализацию программы строительства новых электростанций по программе ДПМ, в которой не были на конкурентных условиях привлечены проекты модернизации тепловой энергетики, реализация которых была тогда и остается в настоящее время в 2–2,5 раза дешевле нового строительства. Эта системная ошибка поменяла очередность реализации инвестиционных программ с перерасходом инвестиционных ресурсов не менее чем на 1,5 трлн рублей, которые были изъяты у потребителей через обязательные платежи за электроэнергию без экономической пользы для них. Нужно избежать аналогичной ошибки при реализации Программы цифровизации электроэнергетики – необходимо синхронно заниматься цифровизацией потребителей электроэнергии.
Например, что нужно сделать сегодня, а не когда-нибудь потом, чтобы потребитель был заинтересован (мотивирован) быть активным субъектом на рынке электроэнергии и мощности в текущем времени и при расчетной (планируемой) перспективе:
- рынок на сутки вперед с дифференциацией поставок по времени суток;
- балансирующий рынок;
- конкурентный отбор мощности, если он располагает собственной генерацией;
- рынок системных услуг, если он имеет управляемую системным оператором электрическую нагрузку и регулируемые источники реактивной мощности;
- рынок услуг энергосистем по параметрам надежности и качества поставляемой энергии и другим показателям.
Очевидно, что это возможно лишь в том случае, если цена на потребляемый от энергосистемы ресурс будет дифференцирована по перечисленным факторам, это, во-первых, и, во-вторых, если участие потребителя электроэнергии на рынке системных услуг будет оплачиваться по экономически обоснованным ценам.
Эти задачи нужно решать уже сейчас, внося соответствующие поправки в законодательные акты по обороту электроэнергии, так как перенося их на потом, т.е. после решения задач цифровизации, мы получим дополнительные затраты по адаптации не согласованных между собой автоматизированных и оцифрованных систем электроэнергетики и систем энергопотребления.
Без решения этих, казалось бы, очевидных задач, мы рискуем недополучить от цифровизации электроэнергетики существенную (в разы большую) часть экономического эффекта в сфере электропотребления. А ведь именно в этом и заключается основная цель цифровизации всего экономического механизма страны.
Вместе с тем успешная эксплуатация отечественной ЕЭС и ее надежное функционирование стали возможными благодаря созданию автоматизированной системы централизованного диспетчерского управления на принципах кибернетики энергосистем, теоретическая разработка которых была в основном выполнена отечественными учеными. При этом задача оптимизации режимов работы ЕЭС рассматривались в детерминированной и весьма ограниченной по объему учета связей с системами электропотребления.
В основу такой сложной иерархически выстроенной системы оптимального управления должны быть положены алгоритмы Smart Metering и Smаrt Grid, которые получили широкое распространение на западе и успешно применяются в Китае, который по объемам инвестиций в этой области сегодня вышел на первое место в мире.
Представляется, что ИААС ЕЭС России должна представлять собой иерархически выстроенную систему управления режимами работы каждой из структурных подсистем с обменными протоколами согласовывающих управляющих воздействий между собой, а именно:
- всех центров электроснабжения непосредственно потребителей электроэнергии с их активным участием в этом процессе посредством своих управляемых нагрузок и собственных генерирующих установок активной и реактивной мощностей (блок-электростанций разного типа и установленной мощности);
- сетевых узловых подстанций на всех классах напряжения;
- всех типов электростанций, выдающих свою мощность в сетевые узлы;
- всех региональных энергообъединений как подсистем ЕЭС;
- и, наконец, управление режимами работы ЕЭС России в целом.
В основе иерархической пирамиды управленческого алгоритма должны быть приняты алгоритмы Smart Metering и Smart Grid в центрах электроснабжения непосредственно потребителей энергии, и поэтому ИААС ЕЭС должна представлять собой не чисто отраслевую электроэнергетическую задачу, а большую комплексную межотраслевую программу создания Метасистемы общегосударственного значения.
Вариант строительства ИААС ЕЭС без должного учета управленческого алгоритма в центрах электроснабжения потребителей не может обеспечить глубокой общеэкономической эффективности ведения режимов работы ЕЭС с формированием требований к оптимальной структуре развития энергетических мощностей и режимам работы ЕЭС России как важнейшей инфраструктурной составляющей всей экономики страны.
Поэтому речь идет о необходимости выработки согласованных решений множества взаимно дополняющих друг друга задач разного управленческого уровня (дерево целей). Для этих целей необходимо на каждом подсистемном уровне организовать соответствующую платформу как обязательную часть цифрового перехода в информационном обеспечении взаимодействия хозяйствующих субъектов. Другими словами: платформа в вышеизложенном смысле – это система интеграции баз данных и программ, обеспечивающая взаимосвязь всех активов в режиме реального времени и в масштабе всего соответствующего производственно-технологического комплекса.
Представляется, что на таких платформах в электроэнергетическом комплексе должны быть взаимно согласованы:
1. Системы измерения, учета и управления режимами работы электроэнергетических систем, РЗА и ПА должны надежно обеспечивать коммерческие поставки электроэнергии потребителям с оптимизированными производственными издержками как в сфере производства электроэнергии, так и в сферах передачи и распределения электроэнергии, включая потери электроэнергии на всех этапах ее транспортировки и потребления.
2. Вышеперечисленные системы управления режимами работы электроэнергетических систем и систем энергоснабжения потребителей должны:
а) быть взаимно сопряжены АИИ СКУЭ, РЗА и ПА с системами АСУ ТП электроснабжения потребителей через дифференцированную и детерминированную систему количественных и стоимостных показателей в таком объеме и на таком качественном уровне, который позволит потребителю быть активно-адаптивным элементом в электроэнергетической системе, участвуя в торгах на рынке системных услуг как в решении оптимизации параметров режимов работы энергосистемы, так и в выборе коммерческих вариантов оптимизации своих энергетических затрат при производстве целевой продукции;
б) обеспечить физическую сохранность материальной части самой электроэнергетической системы в нормальных, аварийных и послеаварийных состояниях;
в) минимизировать экономический (социальный, материальный и финансовый) ущерб для потребителей при ненормальных, аварийных и послеаварийных режимах энергосистем и сети их внешнего электроснабжения.
3. Организовать переподготовку и повышения квалификации инженерно-эксплуатационного персонала и рабочих базовых профессий электроэнергетических и электросетевых компаний, а также служб главных энергетиков промышленных предприятий в Корпоративной сети образовательных и научных центров ЕЭС России совместно с профильными кафедрами ведущих энергетических вузов страны.
При прогнозировании развития сферы электропотребления с учетом энергосберегающих факторов и, соответственно, планирования адаптивного развития электроэнергетических систем и объединений необходимо организовать процесс постоянного совершенствования систем управления электрическими режимами электроэнергетических систем и электропотребления с применением инновационных проектов, для чего необходимо обеспечить:
1. Анализ нормативного и правового обеспечения деятельности электроэнергетических компаний для надежного электроснабжения социальной сферы и реального сектора экономики как важнейшей инфраструктурной составляющей безопасного развития страны.
2. Мониторинг соответствия технического состояния электроэнергетики, включая электросетевое хозяйство, уровня его эксплуатации требованиям нормативных документов и современным достижения в указанной сфере для разработки первоочередных и перспективных мероприятий его модернизации и развития с использованием технологий «интеллектуального» управления электрическими режимами их работы.
3. Проведение НИОКР силами соответствующих институтов РАН и отраслевых НИИЦ и профильных кафедр вузов с возможной эффективной кооперацией с другими отечественными организациями, в целях разработки инновационных программ и проектов развития «интеллектуального» управления электрическими режимами работы систем электроснабжения различного типа (smart metering, smart grid и др.) с разработкой проектов протоколов согласования управляющих воздействий между подсистемными комплексами – «советчик диспетчера» для разного уровня оперативного управления.
4. Разработку нормативов и стандартов проектирования и пилотных проектов схем внешнего электроснабжения потребителей, в том числе систем автоматизированного технологического управления электросетевым хозяйством и электропотреблением разных групп потребителей электрической энергии с использованием технологий «интеллектуального» управления (отдельных потребителей и групп, коммунальных и сельских электрических сетей, отдельных промышленных предприятий и промузлов, схем электроснабжения железных дорог, КС и НС трубопроводных систем, населенных пунктов, малых и средних городов, мегаполисов и др.).
5. Разработку с использованием технологий «интеллектуального» управления стандартов проектирования, требований к управляемости и автоматизации электроснабжения при технологическом присоединении к распределительным электрическим сетям новых потребителей электроэнергии и региональных электростанций различных типов (ТЭЦ, ГТЭС, ГЭС, газопоршневых электростанций, ветряных и солнечных электростанций и др.). При этом должна быть обеспечена возможность энергосбалансированного отделения всех энергоисточников от энергосистемы при авариях и их автоматизированной синхронизации в послеаварийных режимах для обеспечения надежности и энергоэффективности электроснабжения потребителей электрической энергии.
6. Разработку методических указаний и порядка:
а) установления цен на электроэнергию и стоимости услуг на транспорт электроэнергии для потребителей электрической энергии, дифференцированных по показателям надежности их электроснабжения, качества электроэнергии, времени суток и сезонов года;
б) определение нормативов оплаты потребителям их участия на рынке системных услуг в управлении электропотреблением с целью оптимизации величин финансовых затрат на коммерческих условиях.
7. Формирование требований и разработку технических заданий производителям и поставщикам электротехнического оборудования, приборов, материалов, информационных систем и систем автоматизированного управления электрическими режимами энергосистем для их модернизации и нового строительства с учетом задач создания «интеллектуальных» систем управления в электроэнергетике.
8. Развитие алгоритмов «интеллектуальных» систем управления в электроэнергетике и обеспечение их программными продуктами и сервисным обслуживанием.
9. Анализ технико-экономических показателей производственной и финансово-экономической деятельности электроэнергетических компаний и отрасли в целом, проведение бенчмаркетинга их научно-технического уровня в сравнении с зарубежными аналогами и подготовкой предложений руководству страны и электроэнергетическим компаниям по вопросам первоочередной значимости для повышения энергетической эффективности нашей экономики.
Выводы
1. Цифровизация систем энергоснабжения – это эффективное техническое средство реализации программы обеспечения создания интеллектуально-адаптивной энергетической системы с участием в ней активного и мотивированного потребителя электроэнергии.
2. Важнейшим условием получения экономического эффекта от цифровизации алгоритмов интеллектуально-адаптивного функционирования систем энергоснабжения является полномасштабное участие в этом процессе субъектов реального сектора экономики в виде активных мотивированных потребителей.
3. Для организации такого процесса нужна государственная программа повышения квалификации и переобучения инженерных кадров не только в сфере электроэнергетических компаний, но, что особенно важно, в энергетических и коммерческих службах как отдельных промышленных предприятий так и целых компаний.
Автор статьи:
Георгий Кутовой, научный руководитель Центра экономических методов управления в энергетике КЭУ, заслуженный энергетик России, академик РАЕН, профессор
