В России существуют населенные пункты, не подключенные к Единой национальной электрической сети (ЕНЭС). Большинство таких объектов находится в труднодоступных районах Крайнего Севера с неразвитой дорожной и энергетической инфраструктурой. В связи с этим технологическое подключение удаленных населенных пунктов к ЕНЭС является либо технически нерациональным, либо экономически необоснованным. Электроснабжение потребителей в таких населенных пунктах осуществляется за счет местных локальных энергосистем.

Локальная энергосистема типового изолированного посёлка состоит, как правило, из местной (поселковой) электрической сети и одного-двух источников генерации, работающих, как правило, на дизельном или угольном топливе. Анализ более 140 объектов локальной генерации АО «Сахаэнерго», расположенных в Якутии, показывает, что до 90% в топливном балансе станций составляет дизельное топливо. При этом топливо завозится из других субъектов РФ по сложным логистическим схемам, что приводит как к увеличению стоимости, так и к увеличению сроков доставки. В некоторых случаях срок доставки может достигать трех лет.

Высокая топливная составляющая на объектах локальной генерации, совместно с их низкой технологической эффективностью, вызванной в первую очередь высоким износом, приводит к высокому уровню экономически обоснованного тарифа на производство электрической энергии. В отдельных населенных пунктах Якутии экономически обоснованный тариф в ценах 2016 года достигает 600 — 2000 руб/кВт·ч (среднее значение — 35−36 руб/кВт·ч). Основная категория потребителей в изолированных населенных пунктах — население, причем с достаточно низким уровнем дохода. В этих условиях оплата электроэнергии по экономически обоснованному тарифу просто невозможна.

В связи с этим, региональными тарифными комитетами тарифы на электроэнергию для потребителей изолированных поселков устанавливаются гораздо ниже экономически обоснованного уровня. Затраты энергокомпаний, связанные с разницей между установленным и экономически обоснованным тарифом, как правило, субсидируются из федерального или регионального бюджета, либо перекладывается на прочие категории потребителей (зачастую на крупные промышленные предприятия).

Постоянное субсидирование локальной энергетики, учитывая текущие проблемы с наполнением бюджетов, не может устраивать ни федеральное, ни региональное правительство. Ровно так же субсидирование локальной энергетики не может устраивать и других потребителей, за счет которых реализуется механизм перекрестного субсидирования: зачастую это крупный бизнес, который вынужден покупать электроэнергию по завышенным ценам, увеличивая тем самым себестоимость своей продукции и снижая рентабельность своих предприятий. В Якутии источником такого субсидирования до 2016 года являлись в основном крупные промышленные предприятия, расположенные в двух изолированных энергоузлах: центральном и западном.

Решение проблемы субсидирования локальной энергетики возможно за счет разработки и реализации рационального и обоснованного набора мероприятий по каждому из объектов локальной энергосистемы: объект генерации — электрическая сеть — потребитель.

Разрабатывать такой набор мероприятий можно как отдельно по наиболее проблемным локальным энергосистемам, так и по всем удаленным населенным пунктам в целом.

Подготовка единой программы по всем объектам энергетики обладает определенными преимуществами, поскольку позволяет сформировать единую долгосрочную политику в сфере децентрализованного электроснабжения, оценить технологические, финансовые, тарифные и экономические последствия, в том числе и динамику субсидирования локальной генерации в будущем. Последовательность работ по подготовке такой программы может быть следующей.

На первом шаге анализируется текущее техническое состояние объектов энергетики (объект генерации, оборудование электрических сетей), включая поагрегатную оценку наработки основного оборудования, остаточного ресурса, стоимости и продолжительности ремонтов, статистики отказов.

Визуально, а также на основе имеющейся документации (заключения по результатам экспертизы промышленной безопасности, отчеты по обследованиям, предписания регулирующих органов и пр.) оценивается текущее техническое состояние оборудования, основных зданий и сооружений.

По результатам анализа делается вывод о необходимости модернизации/ремонта или возможности продолжения эксплуатации энергетического оборудования в долгосрочный период времени. Дополнительно анализируется состояние имеющейся системы учета топливно-энергетических ресурсов на объектах электроэнергетики и у потребителей.

На втором шаге анализируются ретроспективные (фактические) данные о производстве, потерь при транспорте и потреблении электроэнергии. Это позволяет выявить имеющиеся закономерности и оценить потенциал повышения эффективности использования топливно-энергетических ресурсов. Кроме того, производится анализ структуры потребления электроэнергии и суточных графиков нагрузок в течение года.

На основе программ комплексного развития территорий, данных о заявках на технологическое присоединение, данных местной администрации о планируемом развитии отдельных секторов экономики, а также учитывая тенденции, сформированные на основе анализа статистических данных, формируется прогнозный уровень нагрузок и потребления электроэнергии. Обычно прогноз составляется на 10−15 лет.

Сформированный прогноз является основой для расчета производственных показателей объектов локальной энергосистемы. Эти показатели будут нужны при создании технических и тарифно-балансовых моделей локальных энергосистем для каждого изолированного населенного пункта.

На третьем шаге необходимо разобраться с наличием, условиями поставки и ценами топлива. Рассматриваются альтернативные виды топлива, которые технически возможно использовать для рассматриваемых локальных электростанций, в том числе: дизельное топливо, нефть, уголь, природный газ, сжиженный углеводородный газ (СУГ), сжиженный природный газ (СПГ) и пр.

Объекты возобновляемой энергетики (ВИЭ) пока не нашли широкого распространения в России для электроснабжения изолированных населенных пунктов, хотя опыт Якутии показывает целесообразность развития ВИЭ для этой цели: по состоянию на начало 2017 года в изолированных населенных пунктах введено 16 солнечных электростанций (СЭС), работающих совместно с дизельными станциями. Поэтому важно рассмотреть местные ВИЭ: потенциал местных рек, потенциал солнечной энергии, энергии ветра, биоресурсы (отходы деревообработки, ЖКХ, сельского хозяйства).

Важным элементом анализа топливной базы является разработка логистической схемы поставки с учетом имеющихся ограничений, а также определение конечных цен на различные виды топлива с учетом актуальных данных по ценам отгрузки и транспортных расходов.

Одним из основных вопросов при разработке технических решений является определение установленной и единичной мощности генерирующего оборудования. Анализ действующих локальных энергосистем и требований различных организаций к проектированию и сооружению изолированных электростанций свидетельствует о наличии нескольких методик выбора единичной мощности. Суммарная установленная мощность локальной электростанции в зависимости от выбранной методики может отличаться примерно в 2−3 раза. Величина установленной мощности влияет на капитальные вложения, загрузку и технологическую эффективность производства электроэнергии, величину амортизационных отчислений, величину экономически обоснованного тарифа и необходимой субсидии.

После выбора методики определения единичной и суммарной мощности электростанции производится разработка и сопоставительный анализ различных технологических решений. Так, на локальных объектах генерации могут применяться поршневые установки (дизельные, нефтяные, газовые), газотурбинные установки, паросиловые установки, ORC-модули и пр. Парогазовые установки в изолированных населенных пунктах, учитывая низкие значения электрических нагрузок, рассматривать нецелесообразно.

Рассмотрение технологий генерации необходимо производить с учетом результатов анализа топливной базы. Если в населенном пункте возможен отпуск тепловой энергии в местную тепловую сеть, то все представленные выше решения должны учитывать возможность когенерации (производства тепловой и электрической энергии в едином технологическом цикле). Если населенный пункт находится на незначительном расстоянии от электросетевых объектов ЕНЭС или крупной локальной энергосистемы, тогда целесообразно дополнительно рассмотреть вариант технологического присоединения данного населенного пункта к энергосистеме.

Целесообразно рассматривать не только конкретный населенный пункт, но и близлежащие изолированные населенные пункты с целью определения возможности объединения населенных пунктов в одну локальную энергосистему с укрупнением источника генерации. В результате разрабатывается несколько технически обоснованных альтернативных вариантов технологических решений. Примерами таких решений могут быть: сооружение ДЭС, сооружение ДЭС и СЭС, сооружение станции на нефти и СЭС, сооружение ГТУ на СУГ, строительство электрической сети до близлежащей энергосистемы и вывод действующей электростанции в резерв и т. д. При разработке вариантов нужно учесть оснащение (дооснащение) объекта генерации, электросети и потребителей системой учета топливно-энергетических ресурсов.

После определения основных технологических решений анализируется рынок производителей и поставщиков энергетического оборудования, направляются запросы о предоставлении технико-коммерческих предложений на поставку оборудования. На основе полученной от поставщиков или производителей технической информации, а также обоснованного прогноза потребления и потерь электроэнергии при транспортировке разрабатывается техническая модель по каждому альтернативному варианту. Эта модель позволит спрогнозировать производственные показатели локальной энергосистемы, необходимые для расчета операционных затрат (OPEX — operational expenditure).

Параллельно с разработкой технической модели по каждому из рассматриваемых вариантов реконструкции объекта локальной генерации и (или) объектов электросетевого комплекса разрабатываются основные электротехнические, строительные и компоновочные решения, составляется график реализации проекта. Оценивается воздействие принимаемых решений на окружающую среду.

Оценка капительных вложений (CAPEX — capital expenditure) производится, как правило, на основе коммерческой информации, полученной из технико-коммерческих предложений поставщиков/производителей оборудования, с учетом стоимости работ подготовительного цикла, доставки оборудования и материалов, строительно-монтажных и пусконаладочных работ. Для оценки полученных результатов может применяться информация об объектах-аналогах.

Анализ стоимости обычно формируется из 12 глав по аналогии со сводным сметным расчетом стоимости строительства. На основе графика реализации проекта составляется график капитальных вложений.

Разрабатывается финансово-экономическая модель, при помощи которой для каждого из рассматриваемых альтернативных вариантов определяются как стандартные показатели экономической эффективности (NPV, IRR, PBP, DPBP, PI), так и дополнительные: суммарные дисконтированные затраты, экономически обоснованный тариф на электроэнергию, необходимый объем субсидирования (бюджет РФ, бюджет субъекта РФ, перекрестное субсидирование).

По результатам сопоставления капитальных вложений и операционных затрат, а также показателей, рассчитанных при помощи финансово-экономических моделей, выбирается наиболее оптимальный вариант электроснабжения для каждого изолированного населенного пункта.

Представленный выше подход позволяет в течение нескольких месяцев разработать обоснованную программу повышения эффективности локальных энергосистем, позволяющую без снижения качества и надежности электроснабжения потребителей, проживающих в изолированных населенных пунктах, уменьшить экономически обоснованный тариф на электроэнергию и уменьшить величину субсидирования локальной энергетики со стороны бюджетной сферы РФ или прочих категорий потребителей.

Программа в таком формате будет содержать ответы на большинство вопросов, возникающих у потенциальных инвесторов, партнеров и федеральных органов исполнительной власти в отношении технической, финансовой и экономической деятельности локальной энергетики на долгосрочную перспективу. Глубина проработки программы позволит относительно быстро приступить как к привлечению финансирования, так и к реализации программы, поскольку по каждому из мероприятий можно будет начинать проектирование, минуя стадию обоснования инвестиций.

Аналогичный подход может быть применен и к сфере теплоснабжения, поскольку теплоснабжение, как и электроснабжение в изолированных населенных пунктах является дотационным и требует выявления и реализации эффективных мер по повышению технологической и организационной эффективности с целью уменьшения экономически обоснованных тарифов и субсидий на тепло.