Smart Metering не дают «зеленый свет»

В России количество установок точек Smart Metering не превышает и нескольких сот тысяч, в то время, как в Европе их количество измеряется десятками миллионов. Рынок инфраструктуры учёта в Евросоюзе растёт ежегодно на 29%, а по итогам 2016 года - достигнет $3,72 млрд. Развитию новых технологий в ЕС способствует нормативная база. В то же время, словосочетание «Smart Grid» как часть Smart Metering и аббревиатура «АСКУЭ» в 263-страничном тексте проекта «Энергетической стратегии России на период до 2035 года» встречается по одному разу.

Европа примерила Smart Metering

Smart Metering («интеллектуальные измерения») – это система, состоящая из потребительского оборудования, которая взаимодействует с оборудованием поставщика, передавая по различным каналам связи количественные данные.

В России основная цель внедрения Smart Metering в энергетике – это улучшение платежной дисциплины, предупреждение неплатежей и профилактика воровства электроэнергии. С помощью «умных» счётчиков, частям системы Smart Metering, возможно дистанционно ограничивать поставку услуг в случае неоплаты, изменять количество фаз для тарификации электроэнергии и т. д. Счётчики взаимодействуют с биллинговой системой поставщиков, оперативно производя начисления.

«Смарт измерения – это фактическое применение смарт счётчиков в большем масштабе, то есть применение общего принципа вместо отдельного прибора», - гласит определение компании Kema.

Евросоюз, который не использует атомную генерацию, выступает за оптимизацию потребления энергоресурсов и предпочитает «зелёные» технологии, Smart Metering развивается с середины 2000-хх гг. Массовое внедрение «умных» счётчиков началось именно в это время. Участники рынка передовой инфраструктуры учёта (Advanced Metering Infrastructure, AMI), за это время стандартизировали отрасль и активно участвовали в разработке соответствующего европейского законодательства. Эти два фактора привели к тому, что доходы на рынке AMI в Евросоюзе, согласно аналитикам Frost & Sullivan, вырастут в трое: с $1,13 млрд в 2011 году до $3,72 млрд к 2016 году. Третьим энергопакетом Евросоюза предусмотрены санкции к компаниям, которые после 1 января 2015 года не обеспечат внедрение современной инфраструктуры учёта. В настоящее время, количество точек учёта в ЕС превышает 100 млн.

Дефицит и кражи – драйверы роста АСКУЭ

В странах СНГ термин Smart Metering употребляется редко. Обычно используют определение АСКУЭ (Автоматизированная Система Коммерческого Учёта Энергии и мощности). Это комплекс контрольно-измерительной аппаратуры, каналов связи (сетей передачи данных), ЭВМ и программного обеспечения, предназначенный для учёта потребляемой/передаваемой электроэнергии.

В странах СНГ АСКУЭ внедряется, в основном, в странах, испытывающих дефицит электроэнергии. Так, в феврале 2015 года компания "Днепрооблэнерго" (Украина) сообщила о том, что около 83 тыс. её клиентов установили «умные» счётчики. Компания планирует до конца года установить такие приборы еще 24 тыс. абонентам. В Днепрооблэнерго заявили, что счетчик сам учитывает потребление энергии по двум или трем зонам. Особой популярностью у клиентов компании пользуется трехтарифный счетчик. Они фиксирует потребление энергии в три периода: с 23:00 до 7:00, когда электроэнергия стоит на 60% дешевле, с 8 до 11 и с 20 до 22 часов, когда стоимость энергии увеличивается на 50%. В остальное время свет оплачивается согласно обычным тарифам. Счетчики можно запрограммировать удаленно, выбрав несколько видов тарификации. Днепрооблэнерго внедряет АСКУЭ с 2010 года.

В России внедрение АСКУЭ и Smart Metering происходит медленнее, чем в Евросоюзе и в странах с дефицитом собственной генерации. Первые проекты в стране в начале 2000х годов инициировал коммерческий сектор. ОАО «РЖД» начало создавать свою систему в 2004 году. Тогда компания вышла на оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

«Мы начали внедрение АСКУЭ крупнейших железнодорожных узлов, системы центров планирования и контроля электроэнергии (ЦПК), что решало много других важных задач, поскольку был налажен строгий учет, контроль, резко улучшился управленческий и вытекающий из него экономический эффект. К данному моменту в этот проект инвестировано более 29 млрд руб., системы коммерческого учета электроэнергии внедрены на тысячах подстанций и сотнях железнодорожных узлов», - сообщал ранее директор «Трансэнерго» – филиала ОАО «РЖД» Андрей Федоров.

Существуют и иные, менее масштабные, но эффективные проекты. Так, новокузнецкое ООО «Горэлектросеть» внедряло АСКУЭ одной из первых на Кузбассе. Проект начался в 2008 году и завершился спустя пять лет. За это время компания сэкономила около 150 миллионов киловатт-часов. Потери энергии удалось снизить с 23% в 2008 году до 13% в 2013 году. Работа по оптимизации сети продолжается. «АСКУЭ позволяет видеть в реальном времени загрузку отдельных участков сети и оптимизировать ее работу, снижать по конкретным линиям пиковые нагрузки, и как следствие избегать многих аварийных ситуаций», - рассказывал тогда директор предприятия.

В ноябре 2014 года представители ОАО «Камчатскэнерго», внедрившие для абонентов «умные» счётчики, отметили, что переход на АСКУЭ помог улучшить качество энергоснабжения и в четыре раза, по сравнению с прошлым годом, снизить объём хищения энергии - в четыре раза. 13 марта 2015 года дочернее предприятие ОАО «БЭСК» - ООО «Башкирэнерго» завершило проект по оснащению 12 тысяч точек учёта электросчётчиками по протоколу Ethernet. В итоге, компания может оперативно обнаружить электропотери и выставить счета потребителям без их участия.

Сетевики набираются ума

О том, что в России развивают рынок Smart Metering, в основном, сетевые компании, говорит Валерий Шандалов, президент Группы «Оптима». Его компания реализует некоторые пилотные проекты по внедрению Smart Metering и обладает комплексом решений.

«Именно сетевики сейчас несут финансовые потери от незаконных подключений, поскольку не имеют средств контроля и оперативного реагирования на незаконные подключения. После них по развитию интеллектуальных технологий лидируют энергосбытовые компании, обеспечивающие установкой систем Smart Metering с возможностями ограничения потребителей, своевременную оплату счетов (что стало ещё более актуально с ростом за последний год кредитной ставки)», - говорит он.

От аналогичного рынка Европейского союза он отличается в первую очередь более быстрыми сроками окупаемости. Так, в России они составляют 3,5-5 лет.

«Наличие в регионе большого количества домов частного сектора, коттеджной застройки, мини-гостиниц, может уменьшить этот срок до полугода (по существующему опыту внедрения систем)», - говорит Валерий Шандалов.

Он объясняет это тем, что основную часть коммерческих потерь составляют незаконные подключения и несвоевременная оплата, которые на порядок выше чем в США или ЕС. В Европе приемлемыми сроками считается период от 10 до 20 лет.

Законы и оборудование – беды для Smart Metering

По мнению экспертов, опрошенных корреспондентом M2M Russia News, в России нет масштабных внедрений «умных» счётчиков, их число не превышает и 500 тыс. В то же время в Европе и США количество установок исчисляется сотнями миллионов. Потенциал российского рынка оценивается в 100 млн точек учёта. Эксперты сомневаются, что освоить такое количество к 2020 году, как планировалось ранее, скорее всего, не представится возможным.

По мнению Валерия Шандалова, в России не хватает в первую очередь качественного оборудования. Производители «умных» счётчиков включают в свои изделия избыточную функциональность, которая попросту будет невостребованной, и не уделяют такое же внимание качеству. Системы Smart Metering подразумевают под собой большое количество территориально распределенного оборудования (счётчиков, УСПД) и его установок на подстанциях и у абонентов.

«При 2-3% брака, допустимого, например, при внедрении систем АСКУЭ оптового рынка, проект по внедрению Smart Metering может стать просто нерентабельным из-за необходимости повторных выездов в удаленные районы для замены зачастую всего одного-двух счетчиков», - говорит Валерий Шандалов.

Еще один фактор, который влияет на перспективы развития Smart Metering, ровно как и Smart Grid – это нормативная база. Несколько лет назад в стране была принята госпрограмма «Энергоэффективность и развитие энергетики». Она будет действовать до 2020 года. Один из главных положительных эффектов, на которое рассчитывают авторы документа, станет снижение энергоёмкости ВВП в 2020 году на 13,5 % по отношению к уровню 2007 года.

Перспективы развития Smart Metering, ровно как и Smart Grid, в первую очередь, зависят от нормативной базы, считает Игорь Хереш, заместитель генерального директора по развитию бизнеса АО «Группа Телематика-Один». «В рамках программ «Энергоэффективность-2020» предусматривалось внедрение умных счётчиков на предприятиях и в организациях. Несколько пилотных проектов доказали свою эффективность и первые «умные» системы были внедрены. К сожалению, в данный момент в России внедрения АСКУЭ происходят не масштабно, а разрозненно. Государственное регулирование тут играет такое же важное значение, как и в сфере транспортной телематики. Законодательная база помогла бы развить технологии, сэкономить средства для конечных потребителей электроэнергии», - рассказал он.

Вячеслав Максимов, директор по промышленным решениям компании «КРОК», и вовсе считает, что в России в словосочетании «Smart Metering» актуальна только часть «Metering».

«Некоторые технологии действительно используются, в основном в части организации автоматизированного учета. И, безусловно, технология программируемых логических контроллеров (PLC) является весьма удобной и кое-где даже работает. А получать каждый месяц реальные показатели потребления выгодно для энергоснабжающих организаций», - говорит он.

По словам эксперта, в России нет потребности именно в интеллектуальной части Smart Metering – ни в информировании потребителей, ни в точечном управлении нагрузкой, ни в автоматическом включении-выключении энергоснабжения, ни в предоплатных схемах. Такая потребность, как считает Вячеслав Максимов, появится ещё не скоро.

Отчасти подтверждается это и нормативными документами.

В российской энергетике зафиксирован высокий износ основных производственных фондов. Так, в 263-страничном тексте известного проекта – «Энергетической стратегии России на период до 2035 года», подготовленном Минэнерго, указываются на несколько основных проблем в электроэнергетике. Например, свыше 30 лет (выше нормативного срока) проработало почти 60% оборудования ТЭС, 80% - ГЭС , 35% - АЭС, 50% - ВЛ и 60% - подстанций единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС). До 70% техники в распределительном электросетевом комплексе выработало нормативный срок. Из-за износа надежность работы аппаратуры электростанций невысокая. Повысить эффективность отрасли смогут новые технологии. Износ оборудования приведет к тому, что компании сменят его на более современное, которое позволит реализовать проекты Smart Grid и Smart Metering.

Также отрасль имеет низкую энергетическую и экономическую эффективность (низкий КПД большинства тепловых электростанций, высокие потери в электрических сетях, неоптимальная загрузка генерирующих мощностей в ЕЭС России, наличие ограничений на межрегиональную передачу электроэнергии и мощности; неэффективное использование ТЭЦ).

В профилактике неэффективных узлов, диагностике потерь, в кражах энергии частными и коммерческими пользователями, могут помочь Smart Metering и АСКУЭ. Однако, словосочетание «Smart Grid» и аббревиатура «АСКУЭ» в этом документе встречаются по одному разу.