Собственная электростанция для предприятия - это реально. Но сложно.

Нельзя не отметить нарастающий в последнее время интерес к объектам малой генерации, активно подогреваемый со стороны Минэнерго РФ. В массовом сегменте, когда мы говорим о снижении затрат на потребляемую энергию посредством ввода в эксплуатацию объектов собственной генерации (иначе говоря - блок-станций), в первую очередь подразумевается использование газопоршневых установок (ГПУ) как самого доступного и понятного вида первичного генерирующего оборудования. Сегодня мы не рассматриваем турбоустановки, различного рода экзотику и плотно занимающие нишу резервных источников энергоснабжения дизельные генераторы.

Принципы работы ГПУ, использующего для превращения в электрическую и тепловую энергии теплотворную способность топлива при сгорании последнего в цилиндрах двигателя, максимально понятны потребителю на примере автомобильного двигателя внутреннего сгорания и его обычно на старте проекта не пугают. Несмотря на возможность работы ГПУ на газах различного происхождения, состава и калорийности, задумывающимся об экономии потребителем в качестве топлива главным образом обоснованно рассматривается доступный для центральных регионов природный газ. Именно по причинам кажущейся простоты желание установить ГПУ и начать экономить в условиях растущих цен на электрическую энергию, мощность, услуг по их передаче и сбытовых надбавок появляется у всё большего круга промышленных предприятий.

Вместе с тем, интеграция ГПУ в существующие схемы предприятий в отличии от резервных дизельных агрегатов отнюдь не является простым типовым решением, поскольку за исключением редко встречающегося островного режима предполагает параллельный режим работы с внешней сетью. Количество объектов, функционирующих в островном режиме работы, не предполагающем наличие гальванической связи с внешней сетью и использующим вместо неё ДГУ, возможно, покажет в скором будущем рост в связи с запретом осуществления деятельности по майнингу криптовалюты в отдельных регионах при подключении к сети.

В части, касающейся промышленных предприятий, используется один из двух режимов параллельной работы с внешней сетью: без выдачи мощности в сеть и с экспортом мощности.

Работа в параллель сетью должна быть согласована с сетевой организацией, обязывающей собственника объекта генерации выполнить ряд мероприятий, указанных в Технических условиях на присоединение энергоцентра к электрическим сетям. Если раньше сетевые организации не предъявляли практически никаких требований к Заявителям, обращающимся за присоединением ГПУ, вплоть до направления ответа об отсутствии необходимости в выдаче ТУ (технического условия), то в последнее время, оценив влияние объектов малой генерации на режимы работы прилегающей сети, ТУ стали содержать требования о необходимости организации независимых каналов связи с ближайшими узловыми подстанциями, реконструкции их систем РЗА и т.д., что обуславливает дополнительные затраты Заявителя, оценивающиеся в миллионы рублей. При желании работать в режиме параллельной работы с сетью с возможностью выдачи в сеть требования и, соответственно, затраты увеличиваются. При грамотном подходе к вопросам подбора количества и мощности ГПУ, архитектуры построения энергоцентра избыточная энергия попросту не будет вырабатываться, эффективная работа над снижением стоимости покупной энергии будет обеспечена без необходимости её поставки в сеть и дальнейшей реализации.

Вопрос грамотного подбора ГПУ является одним их важнейших, обеспечивающих фактическое подтверждение плановых значений основных параметров финансово-экономической модели планируемого проекта по внедрению ГПУ в будущем. При его решении критически важны топология существующих электрической и тепловой сетей потребителя, сетей ГВС, режимы работы предприятия и характер его нагрузки, типовые проекты в ГПУ возможны лишь на абсолютно идентичных объектах, что на практике не встречается, остальные проекты всегда индивидуальны, что неминуемо увеличивает сроки и стоимость реализации проекта.

Несмотря на то, что тепловая энергия вырабатывается попутно, т.е. она условно бесплатна, это утверждение не в полной мере корректно. Если ГПУ в любом случае обязательно комплектуется градирней для сброса тепла с рубашки охлаждения в атмосферу, то для снятия тепловой энергии отработанных газов и её дальнейшего использования потребуется теплообменное оборудование. Здесь снова необходим взвешенный подход к вопросу оценки сроков окупаемости инвестиций в оборудование системы утилизации тепла. При этом производить оценку правильнее будет отдельно: как не связанного с установкой ГПУ энергоэффективного мероприятия.

Также очень важным вопросом является выбор вендора ГПУ. В недавнем прошлом за ГПУ китайского производства мощностью 1МВт просили 12 млн рублей, сейчас же, после введения санкций, такая машина стоит уже 30 млн рублей, а оборудование лидеров рынка, в те же времена стоившее 30, в нынешних реалиях находится в диапазоне 60-70 млн рублей за тот же 1 МВт. Что занятно, штучная, даже не мелкосерийная, продукция от отечественных производителей стоит сейчас столько же, сколько и, к примеру, канонический Энбахер. Текущие цены на качественное оборудование удваивают капекс, как следствие, и сроки окупаемости проектов, а также не способствуют уверенности в бесперебойности поставок запасных частей в течение последующих этапов эксплуатации. На противоположной чаше весов при выборе производителя - китайское оборудования с подъёмной ценой, но непонятным, вернее будет сказать - неподтвержденным, сроком беспроблемной эксплуатации.

Также стоит отметить, что китайские производители довольно легкомысленно относятся к заявленным мощностным параметрам оборудования и срокам проведения плановых ремонтов, что уже говорить об отдельных отечественных коммерсантах, извлекающих прибыль из поставки ГПУ китайского производства на российский рынок. Чтобы не быть голословным: на шильдике ГПУ одного из китайских вендоров, позиционирующего себя крупнейшим в Китае негосударственным производителем двигателей, значится величина мощности в режиме СОР (коэффициент производительности), однако, судя по предельной температуре в цилиндрах и устойчивому дымообразованию картерных газов, указанная величина с натяжкой должна была быть отнесена и обозначена на шильде как мощность в режиме ESP (максимальная мощность электростанции, которая рассчитывается для аварийного/резервного применения), даже не PRP (максимальная мощность электростанции, при которой она может работать в постоянном режиме, обеспечивая автономное энергоснабжение). А постоянно удлиняющийся срок эксплуатации до первого капитального ремонта, увеличенный с 20 уже до 60 тысяч часов, ориентируется больше на необходимые сроки окупаемости при текущей ключевой ставке, а не на реальный ресурс машины.

Таким образом, для человека, ранее не имевшего опыта работы с ГПУ, ничего легкого и простого, несмотря на всю кажущуюся понятность, в вопросах подбора, проектирования, монтажа и ввода в эксплуатацию ГПУ нет. Решившись, придется щепетильно подойти к вопросу выбора опытного поставщика оборудования, который возьмется за решение вопроса комплексно. Но и здесь необходимо помнить, что после ввода в эксплуатацию переложить все проблемные вопросы на исполнителя по сервисному договору не получится, придется решать бесконечные вопросы текущей эксплуатации силами собственного персонала. А в условиях кадрового голода, недоукомлектованности и недооценённости технических служб, энтузиасты из числа инженеров и техников, готовые вникнуть, разобраться и дополнительно нагрузится новой ответственной работой, найдутся не на каждом предприятии. В противном случае ГПУ будет обречена на периодические длительные простои и возможные аварии в прилегающих и внутренних сетях.

Отдельно стоит остановиться на периодически озвучиваемых законодательных инициативах о введении платы за резерв мощности, оплаты услуг по передаче по величине максимальной мощности вместо фактически потребленной, а также о введении платы за услугу по передаче в части объема потребления, обеспеченного выработкой собственной блок-станции. Принятие любой из озвученных мер поддержки Россетей приведет к прекращению эффективности и экономической целесообразности дальнейшего использования ГПУ во всех режимах, кроме островного. При формировании модели и принятии итогового решения указанные риски также необходимо пытаться учитывать на период времени, необходимый на реализацию проекта, т.е. на 1,5 - 2 года вперед.

Подводя итоги, хочется обратить внимание на то, что при принятии решения нужно иметь в виду, что установка и дальнейшая эксплуатация при отсутствии опыта не будет легкой прогулкой. Сложности с ресурсоснабжающими, сетевыми организациями и надзорными органами не решить без собственной службы эксплуатации, мотивированной на успех проекта на протяжении всего его жизненного цикла, а также надежного плеча партнера в вопросах подбора, проектирования, наладки, допуска в эксплуатацию, гарантийного и постгарантийного сервисного обслуживания. Конечно же все вопросы решаемы, но в условиях присоединения предприятия к сетям ЕНЭС (Единой национальной электрической сети), либо ТСО (территориальной сетевой организации) на тарифном уровне высокого напряжения, при ранее успешно реализованных малозатратных мероприятиях по снижению величин платы за мощность и сбытовой надбавки груз приобретенных проблем может не перевесить величину достигнутого эффекта. Именно поэтому крайне важно определить все основные параметры и произвести корректные расчеты на этапе предварительного внестадийного проектирования, на основании которого принять взвешенное решение.