Активные энергетические комплексы что это

Активные энергокомплексы

Ксения Дацко
Генеральный директор «НТЦ ЕЭС Управление энергоснабжением» и руководитель дирекции по развитию бизнеса АО «НТЦ ЕЭС Группа компаний»
e-mail: info@ntc-msk.ru

Kseniya Datsko
CEO «Scientific and Technical Center of Unified Power System (Moscow Department)
e-mail: info@ntc-msk.ru

Аннотация. Активные энергетические комплексы – это цифровой пилотный проект по созданию новой системы взаимоотношений потребителей розничного рынка электроэнергии с генераторами и оптимизации их затрат.
Ключевые слова: активные энергетические комплексы, пилотный проект, оплата услуг.

Постановление Правительства РФ № 320 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам функционирования активных энергетических комплексов», принятое 21 марта 2020 года, обеспечило условия для реализации пилотного проекта по созданию активных энергетических комплексов (АЭК) – новой модели организации энергоснабжения групп промышленных потребителей на базе распределенной генерации.

Микрогрид по-русски

Актуальность вышедшего документа сложно переоценить. К возникновению конструкции АЭК привело критическое сочетание нескольких факторов: появление на российском рынке большого числа когенерационных установок для распределенной энергетики, зрелость цифровых и аппаратных решений, позволяющих балансировать местную генерацию, локальный спрос и лимитированную передачу из сети общего пользования, и – самое главное – очень высокая стоимость услуг по передаче для промышленных потребителей на тарифных уровнях напряжения СН‑1 (35 кВ) и СН‑2 (1–20 кВ).
Активный энергокомплекс – первый российский микрогрид с генерацией, или микроэнергосистема, состоящая из розничной ТЭЦ, непосредственно присоединенного к ней пула неаффилированных промышленных потребителей и управляемого интеллектуального соединения. Потребление внутри активного энергокомплекса может существенно превышать пропускную способность прилегающей к ней внешней сети, для которой АЭК представляет собой только субъект потребления (нагрузку). Основное свой­ство АЭК, делающее его экономически востребованным, заключается в особой системе оплаты услуг по передаче электрической энергии.
В соответствии с духом времени активные энергетические комплексы решено сначала запустить в пилотном режиме, сочетающем преимущества тонкой настройки условий и фиксации правил для игры «в долгую». Заявки на участие в пилотном проекте будут рассматриваться, только если они поступят до конца 2022 года, в то время как условия, установленные постановлением, будут действовать для АЭК в течение 10 лет с момента вступления в силу данного норматива. Этого времени будет достаточно для того, чтобы окупились любые вложения в генерацию и инфраструктуру, включая программно-­аппаратную ее часть. Первые итоги пилотного проекта будут анализироваться через два года после его запуска. К этому моменту будет собрано достаточно данных для подтверждения технологической и экономической нейтральности АЭК для энергосистемы и экономических эффектов для потребителей, и генерации самих активных энергокомплексов. Для оценки воздействия новой системы отношений с сетевыми организациями на экономику сетевого комплекса, скорее всего, будет разработана специальная методика, позволяющая рассчитать реальные финансовые потери сетей в связи с функционированием активных энергокомплексов. Во избежание неконтролируемых выпадающих доходов сетевых организаций совокупная установленная мощность генерации АЭК на пилотной стадии не превысит 250 МВт.
Индикативные показатели для оценки успешности пилотного проекта сформированы исходя из ключевых целей, которые правительство ставит перед данной организационно-­правовой и технологической новацией. Во-первых, стоит задача обеспечить эффективную интеграцию цифровых решений в розничную энергетику. Отсюда вытекают показатели по снижению потребления в часы пиковой нагрузки и по количеству производителей программно-­аппаратных решений для АЭК. Во-вторых, нужно добиться инвестиционной привлекательности АЭК как инструмента розничных рынков электроэнергии через тщательную проработку всех предпроектных решений. Отсюда следует указание на предельное число АЭК, которые могут покинуть проект до его окончания. Их число не должно превысить половину от общего числа активных энергокомплексов, попавших в реестр. Реестр формируется «Системным оператором» по заявлениям участников, выполнивших модернизацию своих объектов и обеспечивших ввод в эксплуатацию устройств и компонентов управляемого интеллектуального соединения.

Рис. 1

Интересы общества

Постановление упорядочивает весьма хаотичные отношения, которые за многие годы выстроились между потребителями, владеющими собственной генерацией, и внешней энергосистемой. В этих отношениях, если задуматься, было мало выигравших. Скорее, это система «loose-­loose», а не «win-win». Не от хорошей жизни потребители уходили на энергоснабжение за счет собственной генерации: кому нужны непрофильные расходы! В результате сеть общего пользования, будучи обязанной поддерживать пропускную способность на всю мощность энергопринимающих устройств потребителя, недофинансировалась в связи со снижением полезного отпуска потребителю, поскольку последний переключился на собственную генерацию.

Основное свойство АЭК, делающее его экономически востребованным, заключается в особой системе оплаты услуг передачи электрической энергии

С вводом нового (а по сути, давно забытого старого) понятия разрешенной мощности начинает принципиально меняться вся система отношений розничных потребителей с сетевыми организациями. Без АЭК любой потребитель, присоединяясь к сети на максимальную мощность своих энергопринимающих устройств, может рассчитывать на безоговорочное энергоснабжение в пределах величины своей максимальной мощности в любой момент времени. В реальности это означает, что, единожды присоединившись на максимум, но на постоянной основе отбирая существенно меньшие объемы, потребитель относится к сетевой мощности как к страховочной. А когда этот потребитель строит у себя собственный энергоцентр, страховочной становится практически вся мощность, заложенная для него во внешней сети. В отличие от иных видов страхования, «энергетический полис» оплачивается только один раз в самом начале. Поэтому его можно назвать самым дешевым, практически бесплатным. Нависшая в последнее время над потребителями угроза введения так называемой «платы за резерв» проистекает именно из этого организационно-­экономического перекоса. Фактор разрешенной мощности приведет к реализации ответственного энергетического поведения: потребитель в АЭК захочет технологически присоединить только минимальную нагрузку, которая не может функционировать без мощности внешней сети. Остальная нагрузка подлежит энергоснабжению от генерации в составе АЭК. Тем самым с сетевого комплекса будет снято обязательство поддерживать невостребованную мощность в экономически убийственном страховом режиме, а потребитель сможет добиться значительной экономии на своем энергоснабжении.

Где деньги

В полном соответствии с духом пилотного проекта Правительство РФ предоставило самим потребителям возможность выбора системы взаимоотношений с сетевой организацией для максимизации экономического эффекта от реализации модели АЭК на каждой конкретной площадке. При формировании АЭК, его участники вольны выбирать один из двух вариантов оплаты.
В одном случае, субъекты АЭК могут оплачивать услуги по передаче в части содержания сети исходя из минимума двух величин – фактически потребленного часового объема (т. е. по своему счетчику) или фиксированной разрешенной мощности, которая устанавливается индивидуально для каждого объекта АЭК. Справедливости ради следует отметить, что для пилотной фазы на момент начала внедрения АЭК на конкретной площадке разрешенная мощность объекта АЭК соответствует его максимальной мощности, как она фигурирует в документах о технологическом присоединении. Поэтому данный подход наиболее привлекателен для инвестиционных пилотных проектов по типу Green Field, когда в начале пути присоединенная мощность невелика из-за отсутствия существенных нагрузок, а с их увеличением в ходе развития производств на площадке величина разрешенной мощности на границе с внешней сетью может оставаться неизменной.
Во втором случае, потребители АЭК могут оплачивать только мощность, фактически потребленную из сети общего пользования, то есть разницу между величиной, зафиксированной на счетчике потребителя, и величиной, обеспеченной энергоцентром комплекса. Данный подход применим для уже действующих промышленных площадок (Brown Field), где перспективы роста просматриваются не так хорошо, как в Green Field. В данном случае понятие разрешенной мощности не применяется.

Потребители АЭК могут оплачивать фактически потребленную мощность из сети общего пользования
Источник: wastesoul / Depositphotos.com

Было бы лукавством преподносить сам факт такой альтернативы исключительно как заботу о потребителе. Если со вторым вариантом оплаты все понятно, то первый требует пояснений. Он был предложен для минимизации возможных потерь сетевых организаций в связи с внедрением АЭК. К моменту оценки первых результатов пилотирования – а это зима 2022–2023 гг. – появятся предварительные количественные итоги. На их основе Правительство России сможет окончательно определить наиболее предпочтительный способ расчетов с сетями. При этом, повторимся, для АЭК, уже функционирующих на момент принятия окончательного решения, условия, сопровождавшие их запуск, сохранятся и будут действовать до 2030 года – срока более чем достаточного для возврата всех вложений.

Пример финансовой составляющей

Для наглядности приведем рассчитанные эффекты для трех потребителей, представляющих разные отрасли промышленности. В расчетах учли:
– мощности (табл. 1);
– исходные данные для расчета стоимости электрической энергии (табл. 2);
– затраты на энергоснабжение в год (табл. 3).
Условная компания ООО «Энергоцентр», владеющая электростанцией мощностью 18 МВт (располагаемая мощность 17,6 МВт), предлагает потребителям поучаствовать в пилотном проекте АЭК и покупать энергию и мощность по средневзвешенной цене 3,49 руб./кВт·ч.
В АЭК объем оплачиваемой мощности по ставке на содержание сетей будет различаться в зависимости от выбранного варианта оплаты (п. 23 а) или б) постановления). Далее для примера приняты среднегодовые значения (табл. 4).
Годовые расходы на энергоснабжение потребителей, в случае участия в пилотном проекте АЭК при выборе варианта оплаты а), отражены в табл. 5.

Таблица 1 Таблица 2 Таблица 3
тыс. руб./год, без НДС Таблица 4
МВт

«Энергоцентр» в таком проекте АЭК получает дополнительный доход (по сравнению с продажей гарантирующему поставщику) в 69,987 млн руб./год без НДС. Суммарная экономия потребителей в АЭК составит 6 %. Наибольший эффект получит потребитель с приростом нагрузки. Результат остальных, в лучшем случае, будет соизмерим с эффектом от смены ценовой категории или перехода к независимой сбытовой организации. Именно поэтому данный способ оплаты привлекателен для инвестиционных пилотных проектов по типу Green Field, где необходимые нагрузки обеспечиваются производителем электроэнергии.
При выборе варианта оплаты б) картина с годовыми затратами на энергоснабжение потребителей выглядит намного лучше (табл. 6).
Высокий процент экономии связан не только с выбором способа оплаты, но и с ценой, предложенной «Энергоцентром». В указанном примере компания получает дополнительный доход (по сравнению с продажей гарантирующему поставщику) также в размере 69,987 млн руб./год без НДС. При этом эффективность проекта АЭК сохранится для всех потребителей даже при средневзвешенной цене электроэнергии и мощности «Энергоцентр» в 5,1 руб./кВт·ч без НДС. Производитель в таком случае получает дополнительный доход (по сравнению с продажей гарантирующему поставщику) в 231,701 млн руб./год без НДС. Хороший люфт для переговоров с потребителями. Однако не стоит забывать о необходимых инвестициях в проект создания АЭК.

Таблица 5
тыс. руб./год, без НДС Таблица 6

Новелла

Как известно, времена, когда требовалось изобретать колесо, остались далеко позади. Нынешняя эпоха – время создания добавленной стоимости. В этом смысле управляемое интеллектуальное соединение – это совокупность хорошо известных в энергетике программно-­аппаратных средств, позволяющих выполнять необходимые для микроэнергосистемы функции, которые дополнены двумя специальными решениями.
Первое обеспечивает автоматическое отключение объектов АЭК по заранее согласованному алгоритму в случаях, когда невозможно устранить превышение разрешенной мощности энергокомплекса за счет загрузки генераторов. Система отключает весь АЭК, если превышение длится более 10 секунд. Это делает возможным выполнение главного требования к активному энергокомплексу со стороны внешней сети – работать в пределах своей разрешенной мощности.
Другое решение обеспечивает оптимизацию в реальном времени загрузки генерирующих установок в соответствии с режимом работы энергопринимающих устройств потребителей. Это позволяет постоянно получать дополнительные экономические эффекты сверх выгод, которые дает буквальное исполнение постановления в части финансовых расчетов с сетью.

Рис. 2. Управляемое интеллектуальное соединение АЭК

Для активного энергокомплекса, как для микроэнергосистемы, интеллектуальное соединение выполняет задачи технологического и коммерческого управления. В едином цифровом и аппаратном решении соединяются функции всех субъектов энергетической инфраструктуры одновременно – диспетчера, сети и энергосбыта. Однако нарушения смысла законодательно установленного запрета на совмещение монопольных и конкурентных видов деятельности здесь нет, и это тема для отдельной статьи. Зато есть внедряемая впервые в российской действительности бессубъектная конструкция: функции исполняются, а субъекта нет. И, если технические требования к управляемому интеллектуальному соединению, ожидаемые сообществом к концу мая, будут по своему духу соответствовать постановлению, то есть будут минимально необходимыми, достаточными и уважительными по отношению к потребителю, то и стоить оно будет не так дорого, как грозят алармисты.

Эволюция розницы

С появлением постановления, отношения на розничных рынках электроэнергии становятся более объективированными и, как следствие, способными развиваться дальше. Траектория развития обусловлена новым смыслом коммерческих взаимоотношений между АЭК и сетевым комплексом, опирающихся на программно-­аппаратные решения. Это ведет к возникновению системы промышленно-­энергетических кластеров, способных удовлетворить экономические интересы потребителей, розничных генераторов и энергосистемы в целом.

Источник

Знакомьтесь, АЭК!

Вступило в силу постановление Правительства РФ № 320, которое определяет условия работы и развития энергокомплексов с использованием инновационных технологий.

Фактически это означает, что до 2023 года российские организации смогут строить и эксплуатировать активные энергокомплексы (микрогриды) в экспериментальном режиме. Пока инициатива актуальна только для предприятий и компаний, которые хотят сэкономить на энергии и получать ее без сбоев.

Общие положения

Активный энергетический комплекс (АЭК) представляет собой особый организационный и технологический формат — микроэнергоячейку (микрогрид), связанный с ЕЭС, в состав которого входит не участвующая в оптовом рынке генерация общей мощностью до 25 МВт, и потребителями в котором являются только промышленные предприятия, административно­деловые и торговые центры.

Регулирование производства и потребления энергии в АЭК обеспечивается за счет управляемого интеллектуального соединения (УИС) — программно-аппаратного комплекса, который поддерживает параметры перетока мощности от ЕЭС в сторону АЭК.

До 2023 года создание АЭК будет осуществляться в режиме пилотного проекта. Ключевые участники пилотного проекта — Минэнерго России, АО «СО ЕЭС», предприятия сетевого комплекса.

В соответствии с документом, к ответственности Системного оператора отнесены вопросы организационно-технического сопровождения проекта, а также формирования и ведения реестра пилотных площадок. Контроль за ходом проекта будет осуществляться Минэнерго России. Отбор участников проведет специально созданная комиссия на основании поданных заявок.

Прием заявок на образование АЭК осуществляется в течение двух лет со дня начала реализации пилотного проекта. В течение месяца со старта пилотного проекта формируется комиссия, которая будет рассматривать заявки на создание АЭК.

АЭК, работа которых будет запущена в рамках пилотного проекта до 2023 года, продолжат функционировать в режиме пилотного проекта в течение 10 лет после начала работы.

Постановление предусматривает создание разных АЭК с суммарной мощностью входящей в их состав генерации до 250 МВт.

В ходе реализации проекта на конкретных площадках будет сформирована целевая правовая и экономическая система взаимодействия участников АЭК. Выявлены нормативные ограничения и административные барьеры, препятствующие масштабированию модели от пилотного статуса до тиража. А также апробированы инновационные решения, необходимые для организации АЭК.

Результатом этой работы станет новый алгоритм взаимоотношений потребителей с генераторами и АЭКа в целом с внешней энергетической инфраструктурой, который при определенных условиях позволит снизить затраты субъектов АЭК на энергоснабжение, эффективно интегрировать распределенную генерацию в энергосистему и оптимизировать сетевую инфраструктуру.

Анализ результатов пилотного проекта должен быть проведен до 1 марта 2023 года, и по его итогам Минэнерго России должно представить Правительству РФ предложения о целесообразности дальнейшего применения и развития практики АЭК.

На основании этих предложений Правительство РФ примет решение о дальнейшей судьбе модели АЭК в России.

Современные реалии

Новая бизнес-­практика создания и обеспечения функционирования микрогридов создает новые возможности не только для организаторов и пользователей этой практики, но и для разработчиков новых технологий и поставщиков технологических решений для микрогридов.

Основным вопросом масштабного развития новой бизнес-практики в России является то, какие регуляторные условия должны быть сформированы, чтобы позволить участникам АЭК извлекать экономические выгоды из использования передовых технологий и этой новой модели деятельности. И, одновременно, чтобы в будущем дать возможность извлечь позитивный общесистемный эффект для всей энергетики от синергии централизованной энергосистемы с растущим множеством управляемых микрогридов.

— АЭК — это проект более активного вовлечения потребителей в жизнь энергосистемы, — подчеркнул заместитель директора Департамента развития электроэнергетики Минэнерго России Андрей Максимов. — Изначально энергосистема выстраивалась как пирамидальная структура — от генерации через сети к потребителю. Теперь у потребителей появляются более широкие возможности участия в этой работе.

Андрей Максимов обратил внимание, что сейчас главное — это изменение инженерной мысли, когда построение энергосистемы идет не только сверху вниз, но и снизу вверх. Когда потребители планируя свою работу в энергосистеме, определяют, какими участниками будут: простыми, как большинство (просто потребляя электроэнергию), либо будут участвовать в более сложных моделях, которые современная техника позволяет реализовать.

— Начинается фаза пилотирования АЭК, — подчеркнул лидер рабочей группы НТИ Энерджинет Олег Гринько. — Когда мы формировали и готовили направление активные энергокомплексы, одним из сложных вопросов был о балансировке выгод и ответственности участников рынка. Мы пытаемся пройти конфликт между текущими классическими игроками и игроками, которые становятся лидерами на новом открывающемся рыночном сегменте — АЭК.

Мировая практика

— Постепенно и по мере развития технического прогресса стоимость электроэнергии, вырабатываемой малой генерацией стремительно снижается и достигает с учетом ценового паритета цены электроэнергии на централизованных рынках, — рассказал руководитель направления Инфраструктурного центра НТИ Энерджинет Борис Бокарев. — Этот процесс идет по разному в разных странах, и мы видим, что разные генерации с разной скоростью подходят к этому сетевому паритету.

Особенно этот прогресс сейчас заметен в солнечной и ветроэнергетике, в малой газовой генерации. Это означает, что мы можем комбинировать разные типы генерации, чтобы находить оптимальные решения, которые приведут к снижению цены для потребителя.

И именно это будет техническим залогом эффективности микрогидов. Мировая практика показывает, что микрогридах, которые могут работать изолировано от централизованной энергосистемы и в параллельном режиме, цена электроэнергии стремится к более низким значениям.

Микрогриды в определенных ситуациях могут обеспечить снижение расходов коммерческих и промышленных потребителей на электроснабжение в диапазоне от 5% до 25% и даже более по сравнению с потреблением энергии только из централизованной энергосистемы. Величина эффекта зависит как от особенностей конкретных потребителей, так и от того, какие требования неэкономического характера — по надежности и экологичности — ими предъявляются.

— Мы провели моделирование стоимости электроэнергия у промышленного потребителя и централизованной системы в России и в качестве сравнения — Сингапуре (Рисунок 1), — рассказал Борис Бокарев.

Это моделирование показывает, что в случае России при дефиците свободной мощности центра питания для промышленных предприятий вариант создания микрогрида с газопоршневой генерацией и питанием частично от этой генерации, а частично из сети оказывается на 20% дешевле, чем вариант увеличения присоединенной мощности за счет реконструкции подстанции с последующим питанием из сети.

В зарубежных условиях на примере Сингапура результаты моделирования демонстрируют, что электроснабжение коммерческой недвижимости за счет сочетания солнечной генерации с питанием из сети дешевле на 40%, чем покупка электроэнергии только из сети.

В России именно сектор коммерческих и промышленных потребителей может стать локомотивом рынка микрогридов, поскольку, с одной стороны, проблема роста расходов на электроснабжение наиболее остро стоит именно перед такими потребителями. И у них есть прямая заинтересованность в использовании возможностей распределенной генерации. С другой стороны, именно эти потребители способны сформировать платежеспособный спрос и инвестировать свои ресурсы в создание микрогридов и развитие необходимых технологий.

— Потребителям это интересно, поскольку они снижают расходы на покупку, и решают задачи по декарбонизации учитывают разнообразие требований, в том числе климата, кондиционирования, — подчеркнул Борис Бокарев.

Привлекательность микрогридов для потребителей и инвесторов увеличивается также за счет реализации на этом рынке новых бизнес-моделей. Они позволяют упростить взаимодействие поставщиков и потребителей решений для микрогридов, снизить инвестиционные риски и диверфицировать источники инвестиций и финансирования проектов.

По оценке EnergyNet, объем мирового рынка микрогридов к 2028 достигнет 22 млрд долларов, прирост годовой мощности по микрогридам будет достигать 11 ГВт вводов в год (Рисунок 2).

Объем российского рынка коммерческих и промышленных микрогридов (Рисунок 3) к 2028 году может достичь 1,2 ГВт в год вводимой установленной мощности. Или 175 млрд рублей­ в год в денежном выражении в зависимости от сценария роста экономики страны.

Потенциал российского рынка микрогридов в основном будет определяться перспективным спросом на мощность со стороны новых промышленных и коммерческих потребителей и ростом электропотребления.

В России в силу особенностей ценового регулирования на рынке электроэнергии и мощности именно на промышленных и коммерческих потребителей приходится основное давление растущей цены на мощность. Которая включает все большую долю фиксированных надбавок, а также рост стоимости услуг по передаче, также содержащей в своем составе значительную долю перекрестного субсидирования.

Кроме того, дополнительным драйвером спроса станет развитие секторов экономики с повышенной чувствительностью к качеству электроэнергии и надежности электроснабжения. Например, дата-центров и центров обработки данных (ЦОД), цифровых производств, использующих технологии 3D‑печати, производств композиционных материалов, биофармацевтических и других высокоточных предприятий.

Затраты на электроснабжение из сети оказываются в ряде случаев больше, чем стоимость владения собственной генерацией в составе микрогрида. А в ряде случаев эти затраты сопоставимы. Можно предположить, что часть потребителей, создающих перспективный спрос на мощность, предпочтут АЭК более знакомому и понятному решению — технологическому присоединению или увеличению присоединенной мощности.

Драйвер технического развития

Сегодня особенности ценообразования на рынках электроэнергии, а также доступность надежных и малообслуживаемых источников электроэнергии малой мощности формируют риск лавинообразного нарастания числа потребителей, предпочитающих собственную генерацию в микрогридах потреблению из сети.

— Микрогриды активно развиваются всему миру, появляются проекты, они разные, — констатирует заместитель Председателя Правления АО «Системный оператор ЕЭС» Федор Опадчий. — Во многих случаях драйвером появления микрогридов становятся проекты развития возобновляемой энергетики. С развитием ВИЭ возникает задача как с учетом этих ресурсов сделать аналог небольшой энергосистемы, которая при этом обеспечивает не только доступность, но и надежность энергообеспечения.

В некоторых случаях драйвером развития микрогридов становятся не только проекты малой, но и традиционной генерации. Например, в аэропорте Питсбурга решили создать АЭК потому что рядом расположено месторождение сланцевого газа. То есть имеется дешевое сырье и возможность использовать его для решения задач энергоснабжения. Сейчас аэропорт подключен в соответствии со всеми категориями надежности.

Но в таких ситуациях, с учетом локальных источников топлива, выгодным является установка газовых турбин, создание системы регулирования и выстраивание системы отношений с сетевой компанией и оптовым рынком.

Это дает хороший старт и обеспечивает спрос на интеллектуальную систему управления таких небольших систем. И это помимо появления нового класса генерирующего оборудования, или оборудования старой логики работы, но требующего меньшего сервиса.

Сейчас появилась возможность создания достаточно экономичных систем управления, которые позволяют в автоматическом режиме регулировать режимы энергоячейки. Это создает спрос на развитие интеллектуальных систем управления.

— То есть развитие АЭК становится драйвером для развития этих технологий внутри страны, повышения экспортного потенциала, — уверен Федор Опадчий. — Надеюсь, в рамках пилотного проекта мы апробируем организационно-экономическую модель АЭК. И дадим возможность развития технологических решений, а также компаний, которые способны такие продукты реализовывать. Без подобных систем управления невозможно разворачивание микрогридов.

Золотая середина

— Сегодня все больше объектов (в основном промышленных, как наиболее зависимых от энергоресурсов) по разным причинам — экономическим, технологическим, оснащается собственной генерацией, — поясняет заместитель Председателя Правления Ассоциации «НП Совет рынка» Олег Баркин. — У потребителя возникает выбор по какой схеме ему действовать с учетом этого.

Первый вариант — весь объем потребления покупается, а выработанный — поставляется в энергосистему. Но из-за нерыночных надбавок, перекрестного субсидирования такой вариант удобен для энергосистемы, но крайне невыгоден потребителю.

Поэтому понятно желание большинства компаний замкнуть генерацию на свое потребления выработанную электроэнергию направлять на свои нужды и минимизировать потребление из энергосистем. Для реализации этого варианта нужны законодательные возможности и оформление объектов генерации на одно юрлицо. Иногда используются различные арендные схемы, чтобы также зафиксировать право владения одного юрлица. Эти варианты возможны, но они подходят не всем собственникам. Особенно когда речь идет о сложных проектах. А при необходимости привлечения инвесторов, часто с зарубежным капиталом, эти варианты становятся сложными и рискованными. И самое главное, они крайне негативны для энергетики.

При этом платежи таких потребителей субъектам «большой энергетики» снижаются, в то время как затраты на обеспечение работы централизованной энергосистемы остаются прежними. Каждый потребитель, выбирающий собственную генерацию вместо покупки электроэнергии на рынке и потребления из сети, увеличивает платежную нагрузку на всех остальных потребителей, продолжающих потреблять энергию из сети.

В определенный момент такое развитие событий приводит к росту тарифов и цен, что еще больше мотивирует компании к переходу на собственную генерацию. На рынке возникает система отношений между потребителями и энергосистемой с положительной обратной связью. И она опасна своей потенциальной неустойчивостью.

Проблема ухода потребителей в распределенную энергетику усугубляется в том случае, если обязательства энергосистемы и электрических сетей перед этими потребителями сохраняются, но их потребление из сети становится неравномерным. Это заставляет сохранять в централизованной энергосистеме генерирующие мощности и поддерживать возможность передачи через сети на случай покрытия пикового или неожиданно возникающего потребления со стороны микрогридов, присоединенных к сети.

— Получается, что потребитель снижает потребление, в существующей нормативной базе сетевая компания вынуждена сохранять за ним объемы техприсоединения, даже если они не используются, — комментирует Олег Баркин. — То есть энергосистема инфраструктуру обслуживает, а выручку получает все меньше. Выходом могла бы быть полная автономизация — то есть отключение от сети. И такие проекты есть. При этом они достаточно затратны в силу необходимости обеспечивать собственными силами высокий уровень надежности.

До настоящего времени не было «золотой середины». Чтобы потребитель, с одной стороны, мог остаться в энергосистеме, а с другой стороны — оптимизировать взаимодействие с ней до нужного объема. А ведь такой вариант с точки зрения взаимодействия самый оптимальный.

Безусловно, коммерческие и промышленные, пользуясь правовой неопределенностью некоторых аспектов взаимоотношений и специальными организационно-правовыми решениями могли находить возможности для организации некоторых вариантов микрогридов. Могли переходить на использование собственной генерации исключительно для собственного потребления.

Но постановление Правительства РФ от 21 марта 2020 года № 320 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам функционирования активных энергетических комплексов» задает правовые основания для налаживания системных взаимоотношений первых коммерческих и промышленных микрогридов с сетевыми организациями и системным оператором.

При этом возникает свободное поле для выстраивания взаимоотношений между распределенной генерацией и потребителями электроэнергии внутри АЭК. Это позволяет им осуществлять как куплю-продажу электроэнергии, так и оказание друг другу различных услуг. В том числе и не присутствующих на российском оптовом и розничных рынках.

— Важно построить взаимодействие между энергосистемой и объектом на взаимовыгодной основе, восполнить пробел в регуляторике, который существовал до сих пор. Это первый шаг, — подчеркнул Олег Баркин.

Концепция активных энергетических комплексов предлагает справедливое решение этой задачи. Она позволяет гарантировано ограничить потребление мощности из внешней сети объемами, определенными субъектами АЭК. Это снижает потребность в поддержании соответствующих сетевых и генерирующих резервов в энергосистеме.

Если развитие распределенной энергетики идет по управляемому сценарию создания микрогридов типа АЭК, то оно может быть учтено при развитии сетей, рынка мощности при долгосрочном планировании. У сетевых организаций снижаются потребности в инвестициях, поскольку появление АЭК уменьшает запрос на технологическое присоединение.

Таким образом, развитие рынка коммерческих и промышленных микрогридов в России в рамках концепции АЭК может обеспечить дополнительный экономический эффект.

Причем, включающий не только экономию на стороне потребителей самих АЭК, но и общесистемные эффекты на стороне ЕЭС в целом.

Эти эффекты во многом обусловлены тем, что появление АЭК создает конкуренцию решениям централизованной энергосистемы, таким как строительство сетевой инфраструктуры. И за счет этой конкуренции позволяет обеспечить более эффективное и сбалансированное развитие энергосистемы.

Источник