22 ноября 2016 в 13:31

90% инженерии работает в МГУ с 1954 года

Главный энергетик университета рассказал, что игнорировать новые технологии уже невозможно
Владимир Астапкович / РИА Новости
Бывший замглавы департамента топливно-энергетического хозяйства Москвы Александр Татарников, ныне ответственный за электрохозяйство МГУ, рассказал МОСЛЕНТЕ, насколько необходимо модернизировать энергосистему комплекса на Ленинских горах, о перспективах и технических решениях накопившихся проблем.

Бывший замглавы департамента топливно-энергетического хозяйства Москвы Александр Татарников, ныне ответственный за электрохозяйство МГУ имени Ломоносова, рассказал МОСЛЕНТЕ, насколько необходимо модернизировать энергосистему комплекса на Ленинских горах, о перспективах и технических решениях накопившихся проблем.

Направления модернизации

— Александр Викторович, Вы пришли в МГУ из Департамента топливно-энергетического хозяйства Москвы. Теперь за Вами — уже не вся Москва, но главный университет страны. Как Вам переход от политики к практике?

— Переход случился два с половиной года назад, так что я уже давно снова «практикую». МГУ — огромный объект с общей установленной мощностью 120 МВт. Университет делится на старую часть на Ленинских Горах и новую, за Ломоносовским проспектом, где находятся библиотека и школа-интернат для одаренных детей. В старой части здания коммуникации сданы в эксплуатацию в 1954 году, но с системной точки зрения энергетическая инфраструктура продумана и выполнена здесь тщательнее и лучше, на мой взгляд. При нормативном сроке в 25 лет девяносто процентов инженерного оборудования еще исправно работает!

— Мощный ресурс, но он не вечен. Что требует модернизации в первую очередь?

— В МГУ есть три типа нагрузок. Например, освещение. Ему не нужна электроэнергия высокого качества. Есть рабочие компьютеры, хозблоки, столовые. Они требуют более качественной энергии. И, наконец, есть нагрузки, для которых критичны любые перепады и пропадания напряжения. Недавно, например, сгорели ИБП на компьютере мощностью 6 МВт. А таких суперкомпьютеров для фундаментальных исследований — не один и не два. И эта уникальная техника, моделирующая такие же уникальные идеи, уязвима и в любой момент может выйти из строя. Соответственно, первое направление модернизации — обеспечить качественную энергию для критичных нагрузок.

Евгений Биятов / РИА Новости

— Поставщик высокого качества энергии не гарантирует?

— Поставщик гарантирует средний уровень, а качество электричества — это головная боль и издержки МГУ. Всего в университете 80 подстанций, из них 20 только в главном корпусе «шлейфами» сидят на двух ЦРП, и от любых перепадов и провалов в сети мы несем ощутимые потери. У нас старые, изношенные сети, высока вероятность скачков и выключений, особенно в часы пик. Мне видятся перспективы за двумя техническими решениями. Это автономная генерация и накопители энергии. Технологии сейчас настолько шагнули вперед, что игнорировать их и продолжать расточительство неоправданно.

— Под автономной Вы имеете в виду генерацию на возобновляемых источниках энергии — солнце, ветре?

— Да. На энергосистемы с дизель-генераторами в университете есть ограничения. Дизеля шумят, загрязняют воздух, а здесь учебные корпуса и огромные территории природоохранных зон. Остается либо солнце-ветер, либо строительство отдельных электростанций. Преимущества систем «автономная генерация + накопители энергии» в том, что потребитель становится участником процесса, может влиять на стоимость, на качество энергии. В ночные часы, когда энергия дешевая и спрос на нее минимален, накопитель аккумулирует электричество. В часы пик, когда энергия дорогая, мы берем ее только из накопителя или совмещаем накопитель и сеть. Это называется «ценовой арбитраж». При разнице тарифов и больших объемах потребления энергии экономический смысл арбитраж очевиден. А с помощью современной электроники можно управлять качеством энергии.

— Помимо «чистой» энергии и ее накопления, что еще требуется МГУ?

— Надо научиться эффективно использовать выделенную мощность. У каждого объекта есть разрешенная мощность, а есть реально потребляемая, процентов 20 от разрешенной. По факту мы переплачиваем за пики потребления дважды — когда платим за выделенную мощность и когда платим за потребление по пиковому тарифу.

Внебюджетные механизмы

— Бюджетом предусмотрено начало смены технологического уклада в электрохозяйстве?

— Бюджетом предусмотрен текущий ремонт и «латание дыр». А для системных изменений нужны внебюджетные механизмы. Есть вариант энергосервиса, когда потребитель фактически не тратит собственных денег, расплачивается из сэкономленных средств. Но у участников энергосервиса слишком много недоверия и опасений. Права собственности, налоги, изменение законов, изменение тарифов — все это не дает развернуться и отработать на практике возможные риски.

Сергей Савостьянов / ТАСС

— Но эти риски лежат на стороне энергосервисной компании. Вас как заказчика что смущает?

— Смущает вопрос готовности участников рынка идти навстречу заказчику, отсутствие клиентоориентированности. У большинства энергосервисов присутствует формальный подход, они лишь описывают преимущества технологий. Но этого мало! Не пожалейте времени и сил, сделайте готовое проектное решение, в привязке к объекту, с расчетами, чертежами, перечнем согласований. Необходим энергосервис с обоснованиями.

— Помимо энергосервиса какие варианты рассматриваете?

— Вариант создания новой генерирующей или сетевой компании. Инвестиционный механизм понятен для генерирующей компании и предусмотрен для сетевой. Но государство последние лет десять проводит в метаниях между подходом принудительного регулирования с тарифами и подходом свободного инвестирования, поэтому риски инвестора высоки. Например, в Москве есть монополисты типа МОЭСК, и есть владельцы новостроек. На балансе последних — множество подстанций, которые монополистам неинтересны, зато интересны небольшим сетевым компаниям. Эти подстанции они готовы забрать себе, но не могут, потому что меняются правила, вводятся ограничения по статусу энергосетевой компании (количество абонентов, уровни напряжения и др.). Хорошо бы твердо определиться, какую модель мы строим и реализуем — монополию с регулируемым тарифом или конкурентный сетевой бизнес? Третий вариант привлечения средств — государственно-частное партнерство. Пока прецедентов ГЧП немного, и наличие в таких схемах государства придает им известную инертность. Мы активно рассматриваем все три варианта.

Комментарии экспертов

Рашид Артиков, заместитель Генерального директора НП «Российское теплоснабжение»

«Энергосервисный договор в его классическом варианте «заказчик — исполнитель — банк», к сожалению, массово не пошел, за исключением тех случаев, когда заказчик является собственником и распорядителем финансовых средств. Первая волна заключения энергосервисных договоров превратилась в их расторжения.

Максим Шеметов / Reuters

Основные причины:

  • неправильно и неточно подготовленные технические задания;
  • неподготовленность энергосервисных компаний;
  • некомпетентность чиновников и руководителей финансовых структур;
  • нежелание менять традиции.

В итоге классический вариант энергосервиса переродился в договор подряда или договор с отсрочкой платежа. Но есть положительный опыт реализации энергосервиса, в основном — в ТСЖ, ЖСК или на предприятиях, где договор заключает собственник».

Игорь Озерных, эксперт НТИ «EnergyNet», главный конструктор ООО «Интелион»

«Традиционно в России строилась большая энергетика, и мы научились неплохо ею управлять. Сегодня централизация уступает место распределенной энергетике, гибкой, управляемой, доступной потребителю. Развитие элементной базы, разработки на стыке энергетики и электротехники позволили создать решения, которые не ограничивают потребителя нажатием кнопки «вкл. — выкл.». Есть технологии для хранения энергии, технологии ее оптимальной интеграции из разных источников, решения по защите от нестабильной работы сети. Мы научились добывать и концентрировать энергию. Задача современного технологического этапа — сделать интеллектуальные разработки по управлению энергией широко доступными».

*** Инна Шевченко