«Ограничение выработки СЭС и ВЭС является нормальной практикой»

Работа рынка мощности снова стала предметом дискуссий в энергетическом сообществе. Минэнерго прорабатывает переход от шестилетнего к трёхлетнему конкурентному отбору (КОМ), остались вопросы к параметрам программы модернизации. О том, как может измениться подход к расчёту резерва мощности, а также о встраивании «зелёной» генерации в работу энергосистемы и перспективах управления спросом рассказал заместитель председателя правления – руководитель дирекции по развитию ЕЭС «Системного оператора Единой энергосистемы» Александр Ильенко.

Александр Ильенко

– Одной из постоянно обсуждаемых тем в отрасли является резерв мощности в Единой энергосистеме (ЕЭС). Какая сейчас работа ведётся для сокращения его объёма?

– Давайте сразу разделим вопрос на два – как выводить из эксплуатации неэффективное оборудование в условиях сверхнормативного резерва и как определить собственно норматив резерва.

Правильно работающие рыночные инструменты создают для участников экономические стимулы выводить из работы избыточные низкоэффективные мощности, а корректно выстроенные процедуры вывода оборудования из эксплуатации позволяют собственнику это сделать.

На рынке мощности модель с наклонной кривой спроса действует с 2015 года – каждый лишний мегаватт, заявленный и отобранный в КОМ, приводит не только к снижению цены на мощность, но и к снижению стоимости всей мощности, оплачиваемой потребителями. Модель работает достаточно эффективно, и с 2015 года мы видим устойчивую динамику выводов – порядка 3 ГВт в год. Наверное, уже можно говорить, что большая часть неэффективного оборудования, вывод которого не требует замещающих мероприятий, либо уже выведена, либо планируется к выводу в ближайшее время. Следующий этап – это решение вопроса вывода оборудования в случае, когда такой вывод требует реализации замещающих мероприятий.

На законодательном уровне данный вопрос решён – в июле 2020 года внесены соответствующие нормы в федеральный закон «Об электроэнергетике», в январе 2021 года вышло постановление правительства РФ, раскрывающее нормы закона. С 31 января этого года действует новый порядок вывода объектов генерации из эксплуатации. Его принципиальное отличие от ранее действовавшего – наличие механизмов формирования и реализации замещающих мероприятий, позволяющих вывести объект генерации из эксплуатации или обеспечить его полноценную длительную эксплуатацию, если такое решение для энергосистемы является наименее затратным. Нормативная база есть, осталось на практике реализовывать новую модель вывода объектов генерации из эксплуатации.

Сегодня мы находимся в самом начале пути – по новой процедуре с января этого года уже поданы заявки на вывод 54 объектов генерации суммарной мощностью 3 423,4 МВт, но, с учётом установленных сроков разработки замещающих мероприятий и формирования экономических оценок, пока еще ни один собственник не прошёл процедуру от начала до конца.

Очевидно, что с учётом опыта практической реализации нового механизма будут уточняться отдельные процедуры и деловые процессы, но сегодня мы можем говорить, что все условия для вывода избыточной и неэффективной генерации в ЕЭС России созданы.

Что касается в целом вопроса резерва мощности, то его сокращение не может являться самоцелью. На мой взгляд, целесообразно говорить не про сокращение резерва мощности до какого-то численного значения, а про создание признаваемого электроэнергетическим сообществом порядка определения достаточности или недостаточности генерации для покрытия прогнозируемого потребления.

Наличие прозрачной, понятной и общепризнанной методики расчета позволит снять вопросы из разряда «17% – это много или мало?». Без привязки к конкретному составу оборудования, профилю потребления сама по себе цифра резерва не имеет никакого смысла. Если вы хотите покрыть потребление только объектами ВИЭ или оборудованием с высоким уровнем аварийности, то 17 % будет заведомо мало, а если ваше генерирующее оборудование годами работает как часы – избыточно.

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на сегодня – 245 ГВт, а максимальный объём потребления мощности зимой – порядка 150 ГВт. При сравнении двух цифр может создаться впечатление, что мы имеем гигантские избытки. Безусловно, в настоящее время избытки мощности есть. Но они существенно меньше, чем арифметическая разница указанных цифр. Не будем забывать, что в составе этих 245 ГВт есть установленная мощность солнечных электростанций, вклад которых в покрытие декабрьского вечернего максимума нагрузки будет равен нулю, ветровых электростанций, фактическая нагрузка которых, как правило, существенно ниже установленной. Фактическая мощность гидроэлектростанций зависит от напора, условий ледостава и иных ограничений в конкретный год, мощность ТЭЦ с определённым оборудованием – от наличия тепловых нагрузок, а на атомных станциях необходимо производить перезагрузку топлива. Для любого вида оборудования требуется проведение ремонтов. Все эти факторы приводят к тому, что реальная мощность оборудования, готового к несению нагрузки, ниже установленной. Объём такого снижения является существенным. Максимальных значений он достигает в период летней ремонтной кампании. Так, например, в июле 2021 года средняя за месяц величина снижения мощности составляла 62,7 ГВт. Но и в зимний период объём снижений достаточно высок – так, в январе 2021 года он составил 24,2 ГВт. Следует отметить, что в последние годы и температуры, при которых ЕЭС России проходит годовые пики потребления, далеки от наиболее низких температур, регистрировавшихся в предшествующие годы, соответственно, и уровень потребления мощности был ниже потенциально возможного.

Некорректный учёт вышеуказанных факторов может привести к невозможности обеспечения электроснабжения потребителей. Поэтому необходимо иметь методику расчёта резервов, учитывающую указанные факторы.

В настоящее время «Системный оператор» ведёт работу по имплементации подхода по расчёту необходимой величины резерва на основании расчёта балансовой надежности. Предполагается включение этой нормы в новую редакцию методических указаний по проектированию развития энергосистем. Это позволит нам, исходя из актуальных параметров работы энергосистемы, отвечать на вопрос, достаточно или нет генерирующих мощностей в конкретном энергорайоне или в целом по ЕЭС для покрытия потребления с заданной вероятностью. Принципиально важным является указание на заданную вероятность.

Чем большими резервами обладает энергосистема, тем выше её надежность и меньше вероятность отключения потребителей. Но чем выше надёжность, тем больше за неё в итоге платит потребитель. В энергосистеме экономически нецелесообразно иметь как «сверхнизкий», так и «сверхвысокий» уровень надёжности. В обоих случаях страдают потребители: в первом – от частых отключений, ущербов и отсутствия нормальных условий развития, во втором – от высокой финансовой нагрузки.

Расчёт балансовой надёжности позволяет оцифровать планируемое состояние энергосистемы с точки зрения вероятности отключения потребителей.

Наша энергосистема – не «медная доска», её нельзя представить моделью, в которой вся мощность свободно передаётся между любыми её частями: она включает энергорайоны, которые имеют ограниченные возможности приёма и передачи. В этой связи крайне важно, чтобы расчётная модель, используемая для расчётов балансовой надежности, как можно более точно отражала реальные параметры функционирования энергосистемы. Модель, которую использует «Системный оператор», достаточно подробна. Она включает в себя порядка 100 зон надёжности – энергорайонов, для каждого из которых отдельно считается вероятность бездефицитной работы. Такая подробная модель позволяет выявлять как территории, где существуют локальные проблемы с электроэнергетическим балансом и необходимо принятие решения о строительстве новых сетей или новых генерирующих мощностей, так и территории, где объём генерирующих мощностей заведомо избыточен и, соответственно, возможен вывод невостребованных мощностей.

Сформировать расчётную модель и выполнить расчёты балансовой надёжности – это инженерная задача. В «Системном операторе» есть для этого все необходимые ресурсы и компетенции. Определение нормативных уровней надёжности – это уже вопрос технико-экономической политики государства. Задача состоит в том, чтобы найти оптимум, который с одной стороны не приведет к негативным последствиям для экономики страны в целом из-за ограничений электропотребления, а с другой – не будет перегружать экономику затратами на поддержание избыточной надёжности инфраструктуры.

В настоящее время идёт формирование нормативной базы в области вопросов балансовой надёжности. Первым стал приказ Минэнерго РФ от 30.04.2021 № 321, установивший с 1 сентября 2021 года нормативный уровень балансовой надёжности, подлежащий применению для оценки возможности вывода из эксплуатации генерирующего оборудования. На мой взгляд, именно принципы вероятностной оценки, формируемой на основании статистических и прогнозируемых параметров работы оборудования, являются наиболее корректным методом определения нормативных значений резервов в энергосистеме для любых видов долгосрочного планирования.

– Насколько вообще стоит поднимать тему сокращения резерва с учётом планов по развитию ВИЭ? Этим летом в Объединённой энергосистеме (ОЭС) Юга в резерве оставалось менее 500 МВт. Ранее «Системный оператор» указывал на риски запирания ВИЭ-мощностей на Юге.

– О сложностях с покрытием баланса мощности в ОЭС Юга известно давно, и высокий уровень потребления нынешним летом в период высоких температур только подтвердил правильность решения о строительстве новой генерации в регионе. Напомню, что в марте 2018 года «Системный оператор» провёл конкурентный отбор мощности новой генерации, по результатам которого в Юго-Западном энергорайоне Краснодарского края должна быть введена в работу новая электростанция с ПГУ-энергоблоками – ТЭС Ударная мощностью 500 МВт.

При этом по программе ДПМ ВИЭ в ОЭС Юга должно быть введено до 3,5 ГВт солнечных и ветровых электростанций. Решают эти масштабные вводы ВИЭ проблему дефицита мощности? Ответ – нет. Ввод даже существенных объёмов новых объектов ВИЭ не оказывает значимого влияния на обеспечение надёжности. Объекты ВИЭ – это замечательный источник чистой «зелёной» электроэнергии. Ключевое слово здесь – «электроэнергия». Чем больше в энергосистеме объектов ВИЭ, тем большую долю в балансе электроэнергии они будут занимать. В балансе мощности ситуация принципиально иная. Например, 21 января 2021 года при прохождении годового пика нагрузки в ЕЭС мощность СЭС в утренний максимум составляла 12% от их установленной мощности, но при прохождении вечернего максимума их мощность была равна нулю. Нагрузка ВЭС в утренний максимум составила всего 5,4 % от их установленной мощности, хотя и поднялась к вечернему максимуму до 28%. Пример даже одного дня наглядно показывает, что при формировании баланса мощности бессмысленно учитывать установленную мощность объектов ВИЭ.

Какой уровень мощности ВИЭ может быть учтён в балансе мощности? Тот, который может быть гарантированно обеспечен. Как мы видим, для СЭС на сегодняшний день это ноль, для ВЭС расчёт на основе вероятностного подхода показывает, что мы можем рассчитывать на уровень загрузки порядка нескольких процентов от их установленной мощности.

Что касается вопроса ограничений выработки электроэнергии, то, на мой взгляд, здесь больше мифов и абстрактных рассуждений, чем реальных оценок масштаба проблемы. В любой точке энергосистемы можно построить любое количество объектов ВИЭ. Вопрос в том, какую часть их выработки сможет принять энергосистема? И это вопрос прежде всего экономический, а не технологический. В предельном случае объект генерации может быть построен на территории, где включение объектов ВИЭ будет в принципе невозможно без реализации значительных мероприятий по развитию сети. Если инвестор реализует проект по вводу объекта ВИЭ за счёт собственных средств, все риски, в том числе что его выработка не будет принята энергосистемой, – это его собственные риски. Для объектов ВИЭ, строительство которых оплачивается на рынке мощности через механизм ДПМ, правилами оптового рынка предусмотрены механизмы, исключающие оплату мощности простаивающих объектов.

В странах с большой долей ВИЭ ограничение выработки солнечных и ветровых электростанций является нормальной практикой управления режимом работы энергосистемы. У нас же не вызывает вопросов необходимость разгрузки тепловых электростанций и гидроэлектростанций в период прохождения ночного минимума нагрузки. Логично, что при наличии системно значимых объемов СЭС и ВЭС они должны нести свою часть системной нагрузки.

Другой вопрос, что территорий, где одновременно с высокой инсоляцией или устойчивой ветровой нагрузкой существует развитая сетевая инфраструктура, не так много. Высокая концентрация объектов ВИЭ в ОЭС Юга это наглядно показывает. Но если все объекты по программе ДПМ ВИЭ-2 снова придут в ОЭС Юга, то ограничения для объектов ВИЭ могут быть весьма существенными. Если при реализации программы поддержки выработка объектов ВИЭ замещает выработку низкоэффективных тепловых электростанций, то мы можем говорить, что программа эффективна как минимум с точки зрения снижения выбросов. Если же выработка новых объектов ВИЭ будет замещать выработку АЭС, ГЭС, ранее построенных солнечных и ветровых электростанций, то вряд ли такую программу мы сможем назвать эффективной. Чтобы такого не случилось, необходимо создать стимулы для разумного территориального размещения объектов. Одним из таких стимулов является предлагаемый нами подход к распределению выработки между объектами ВИЭ при наличии ограничений. В первую очередь предлагается разгружать последние введённые объекты. Чем позже ты пришел на территорию, тем выше твои риски снижения выработки. Если в энергорайоне на данный момент нет ограничений – хорошо, если есть, то инвестор должен взвесить, что ему выгоднее – построить объект именно на этой территории с хорошими метеоусловиями и рисками снижения выработки или найти другую площадку без рисков регулярных ограничений.

– С учётом международных требований по сокращению углеродных выбросов, доля ВИЭ в России может расти более быстрыми темпами, чем планируется сейчас. При какой доле ВИЭ понадобится перенастройка работы объединённых или, возможно, Единой энергосистемы?

– Мы не первые идём по пути интеграции больших объёмов ВИЭ в энергосистему. Есть большое количество исследований на эту тему, и, как мне кажется, в мире достигнут консенсус по типам задач, требующих решения в зависимости от доли ВИЭ в балансе электроэнергии. Как правило, выделяют следующие этапы.

Первый этап – до 3%. Ветровые или солнечные электростанции включаются в большие энергосистемы, единичные мощности объектов невелики и переменный режим их работы не оказывает влияния на систему в целом. На фоне естественных флуктуаций потребления изменение загрузки ВИЭ незаметно, и изменение процедур планирования и управления режимом не требуется. На этом этапе главной задачей является корректное формирование требований к техническим характеристикам объектов генерации и требований по присоединению мощностей к энергосистеме, чтобы ввод объектов ВИЭ не приводил к нарушению режимов работы прилегающей сети.

Второй этап – 3-13%. Влияние ВИЭ становится заметным и требуется постепенное изменение процедур планирования и управления режимом работы энергосистемы, корректировка рыночных механизмов. Принципиально важным становится наличие точной системы прогнозирования нагрузки мощности ВИЭ, вводятся механизмы превентивного снижения нагрузки ВИЭ, для того чтобы регулирующие электростанции могли своевременно компенсировать изменение нагрузки ВИЭ. Важно, что на данном этапе все изменения остаются на уровне изменения процедур и регламентов.

Третий этап – 13-25%. Режим работы ВИЭ оказывает существенное влияние на режим работы энергосистемы, меняется режим работы традиционных электростанций. Принципиально важным становится поддержание в энергосистеме достаточных ресурсов регулирования. Как правило, требуется развитие сетевой инфраструктуры, активное использование механизмов управления спросом, создание специальных механизмов привлечения генерации к «быстрому» регулированию.

Выделяют и последующие этапы, но применительно к нашей энергосистеме про них говорить преждевременно. Если рассматривать ЕЭС России в целом, то даже после реализации программы ДПМ ВИЭ-2 мы останемся на первом этапе. Если посмотреть на отдельные части ЕЭС, например, ОЭС Юга, то очевидно, что уже сейчас мы находимся на втором этапе интеграции ВИЭ. Вопросы учёта выработки солнечных и ветровых электростанций при выборе состава включенного оборудования, ввод ограничений выработки ВИЭ в отдельные часы, установление приоритетов разгрузки при наличии ограничений – это практические задачи, которые мы решаем уже сегодня, а соответствующие положения уже включены в состав регламентов ОРЭМ.

– Какое решение «Системный оператор» видит в части увязки проектов II и III этапов расширения Восточного полигона РЖД? Точно ли нужна новая генерация для III этапа? Как будут увязаны проекты II этапа и электрификация железной дороги для вывоза угля из Якутии?

– На данном временном отрезке необходимо разделить эти этапы. В отношении II этапа имеются все необходимые решения и понятны параметры требуемой электрификации тяговых нагрузок.

В отношении III этапа детальная проработка технических решений пока не осуществлялась.

Поэтому предлагаю всё же основной упор сделать на II этап. Этот этап предусматривает значительное – до 2,4 ГВт – увеличение потребления мощности и рост потребления электроэнергии объектами РЖД в Сибири и на Дальнем Востоке.

Для обеспечения перевозок предполагается создание необходимой энергетической инфраструктуры, то есть увеличение нагрузки на уже электрифицированных участках Транссиба и БАМа, а также электрификация нескольких участков на территории Дальнего Востока.

Такое значительное увеличение невозможно обеспечить только за счёт резервов или дополнительной загрузки имеющихся генерирующих мощностей. Тем более учитывая, что значительная доля этого прироста в Сибири приходится на Северобайкальский участок БАМа, обладающий сегодня слабыми протяжёнными связями, а имевшиеся в ОЭС Востока значительные резервы мощности ввиду активного развития энергосистемы уже практически исчерпаны. Кроме того, из-за большой доли ГЭС на Востоке и практически базовой нагрузки железной дороги велико влияние снижения выработки гидроэлектростанций в маловодный год на стабильность энергоснабжения. Поэтому для покрытия такого спроса безусловно необходима новая генерация, а также строительство протяжённых электрических сетей класса напряжения 220-500 кВ.

Учитывая значительное развитие электрических сетей уже в рамках реализации II этапа расширения Восточного полигона, можно рассматривать вопрос постоянной синхронной работы ОЭС Востока с ЕЭС России по пяти ЛЭП 220 кВ, что позволит оптимизировать потребность в резервах и максимально эффективно использовать все плюсы совместной работы энергосистем.

В случае принятия решения об электрификации новых тяговых нагрузок III этапа расширения Восточного полигона величина потребления мощности, по информации ОАО «РЖД», может вырасти примерно на 1 800 МВт, причём практически все увеличение придётся на территорию ОЭС Востока, что, по нашей оценке, потребует дополнительного строительства объектов генерации в Сибири и на Востоке и развития сетей 500 кВ на связях ОЭС Востока с ЕЭС России.

В любом случае при проработке всех вариантов учитывается особое условие – огромная протяжённость территории и распределённость по ней планируемой нагрузки. Крайне важно найти такое решение, которое позволило бы минимизировать затраты, но при этом создать оптимальную энергетическую инфраструктуру, достаточную для обеспечения предполагаемых объёмов перевозок.

У нас есть понимание как текущих, так и перспективных режимов работы, поэтому мы готовы предложить несколько вариантов схем электроснабжения третьего этапа, обсуждать их со всеми заинтересованными сторонами, чтобы в итоге максимально эффективно эту задачу решить.

– Регуляторы сейчас прорабатывают изменения в работе части основных механизмов рынка электроэнергии и мощности (например, введение короткого КОМ). Как «Системный оператор» оценивает текущую модель рынка? Есть ли направления, которые, на ваш взгляд, можно изменить или усовершенствовать?

– На мой взгляд, рынок электроэнергии работает достаточно устойчиво, и каких-то принципиальных изменений в обозримом будущем я не вижу. Регулярно обсуждаются вопросы цен на рынке, стратегий участников, поэтому, возможно, будут корректироваться процедуры подачи ценовых заявок, расчёта отклонений, но это, скорее, вопрос тонкой настройки рынка. Рынок электроэнергии живёт в режиме на сутки вперед, и участники имеют возможность ежедневно активно реагировать на изменяющиеся условия.

Другая ситуация на рынке мощности. Обязательства на рынке мощности формируются на многие годы вперед. Реализация действующей с 2015 года модели долгосрочных конкурентных отборов мощности выявила ряд существенных вопросов, на которые необходимо найти ответы.

Первый важный вопрос, который обсуждают участники рынка, – необходимость долгосрочных – на шесть лет вперед – конкурентных отборов.

Такой горизонт отборов и планирования обязательств, с одной стороны, позволяет принимать долгосрочные решения и реализовывать достаточно значимые технические решения в части вывода из эксплуатации, модернизации оборудования. Но, с другой стороны, ситуация в энергосистеме меняется достаточно быстро, и такой горизонт планирования может быть избыточным. Приведу простой пример. При шестилетнем горизонте планирования отбор мощности на 2027 год должен быть проведён в этом году. Отбор проводится, исходя из величин спроса и предложения. В предложении должен быть учтён весь объём поставляемой мощности по ДПМ и по результатам конкурентных отборов мощности новой генерации. В настоящее время обсуждается проект технологически нейтрального отбора, в соответствии с которым в ОЭС Сибири должна быть построена станция мощностью 460 МВт. Есть основания полагать, что эта станция к 2027 году уже будет в работе. Но пока отбор не проведён, в действующей нормативной базе мы не можем учитывать эту мощность в составе предложений на 2027 год. При этом влияние такого объёма мощности на цену КОМ в ОЭС Сибири достаточно значимо.

К порядку определения прогноза потребления у участников тоже есть вопросы. Для определения спроса в КОМ используются прогнозы потребления по субъектам Российской Федерации, утверждённые в составе схем и программ развития (СиПР) на соответствующий год. В СиПР прогноз потребления формируется исходя из средней температуры, при которой в данном субъекте регистрируется годовой пик потребления. И эта прогнозная цифра достаточно точна. Для примера возьмём прошлый 2020 год, конкурентный отбор мощности на который мы проводили в 2016 году. Сумма прогнозов потребления по субъектам ОЭС Сибири, учтённых в соответствии с СиПР 2016-2022 годов в КОМ на 2020 год, составила 31 695 МВт, а фактическая сумма максимумов потребления в ОЗП 2020/2021 – 31 833 МВт. Понятно, что такая точность – это реализация всех влияющих на прогноз факторов, но тем не менее точность региональных прогнозов достаточно высокая.

При проведении КОМ необходимо учитывать, что температура может быть ниже среднестатистической, и, соответственно, потребление будет выше учтённого в СиПР. В существующей модели мы пересчитываем прогнозные цифры потребления в каждом субъекте РФ на температуру так называемой холодной пятидневки, и сумма этих величин идёт в расчёт спроса на КОМ. Конечно, похолодание может наступить одновременно во всех регионах, но вероятность этого точно не 100%. В настоящее время прорабатываются предложения об изменении подходов к формированию величины спроса в КОМ. Например, можно посмотреть на распределение температур по ценовой зоне за предшествующие годы и сформировать прогноз потребления исходя из фактического распределения экстремально низких температур, т.е. вероятности одновременного наступления холодов. Ровно тот же подход, о котором мы говорили в начале при рассмотрении вопросов резервов, – параметры потребления целесообразно определять исходя из разумной вероятности наступления событий. Если по статистике событие наступает раз в 100 лет, то экономически вряд ли обоснованно поддерживать соответствующий такому событию уровень резервов.

В этом году широко обсуждался вопрос роста цен на мощность в Сибири, который был обусловлен оптимистичными предположениями крупных потребителей об увеличении объёма производства. Оптимизм не оправдался, а цены КОМ, сформированные ещё в 2017 году, остались. Возможно ли в принципе точное планирование производственных программ на шестилетний период и надо ли вводить механизмы ответственности? Это ещё один вопрос, который существует на сегодняшний момент.

Вопрос, который активно обсуждается рыночным сообществом, – определение коэффициента резервирования, учитываемого при проведении КОМ. Как мы уже говорили в начале беседы, при прогнозировании потребления и при определении требуемых для его покрытия объёмов генерации целесообразно применять не логику нормативного установления конкретных цифр, а рассчитывать параметры спроса и предложения с использованием вероятностных характеристик, исходя из фактической статистики работы генерирующего оборудования, длительности ремонтов и готовности оборудования к несению нагрузки.

Необходимость перехода к такому принципу формирования величины резерва особенно актуальна в условиях ввода новых типов оборудования, появления системно значимых объёмов управляемого спроса, систем накопления энергии. Если паросиловой блок своей установленной мощностью может быть учтён в балансе как зимой, так и летом, то мощность энергоблока ПГУ будет значимо отличаться в зимний период и в период экстремально высоких температур. Про непостоянство нагрузки СЭС и ВЭС мы уже подробно говорили. В этой связи подход, который позволяет учитывать фактическую готовность каждого типа оборудования, позволит приблизиться к «физичности» определения величины объёма генерации, требуемой для покрытия потребления при проведении конкурентных отборов.

Кроме вопросов КОМ есть ряд вопросов, связанных с реализацией программы модернизации. Сейчас мы находимся в середине этого процесса: 60% квоты уже отобрано, осталось 40%. Обсуждаются вопросы целесообразности выделения специальных квот для отдельных видов оборудования, например небольших ТЭЦ или ПГУ.

– Как «Системный оператор» видит конечную модель управления спросом на электроэнергию, прежде всего на опте? Как будет сочетаться работа агрегаторов, ЦЗСП крупных потребителей?

– С учётом постоянного развития механизмов управления спросом, вряд ли мы можем говорить о конечной модели. Но целевая модель, к которой мы будем идти в ближайшие годы, представляется достаточно чётко.

Ресурс управления спросом должен стать полноценным элементом во всех секторах рынка – начиная с рынка мощности до балансирующего рынка. Сегодня учёт ресурса управляемого спроса в РСВ позволяет снижать неэффективную выработку включённого оборудования. Учёт этого ресурса при выборе состава оборудования (в ВСВГО) позволит не включать наименее эффективное оборудование в работу и соответственно увеличить долю загрузки эффективной генерации. Учёт объёмов управляемого спроса создаст дополнительный стимул к выводу неэффективной генерации. С развитием технологий управления спросом будут появляться потребители, которые смогут предложить свой ресурс изменения нагрузки не только в режиме на сутки вперёд, но и внутри операционных суток, соответственно, агрегаторы станут полноценными участниками балансирующего рынка.

Важно помнить, что потребители, участвующие в программах управления спросом, в своём абсолютном большинстве не снижают потребление электроэнергии, а перераспределяют его между часами суток и делают график потребления более ровным. Именно поэтому механизмы управления спросом выгодны не только потребителям, но и эффективным генераторам, которые за счёт перераспределения потребления получают дополнительную загрузку.

Что касается вопроса участия агрегаторов и крупных потребителей в программах управления спросом. Конечно, для участников, которые работают на оптовом рынке и готовы сами себя представлять, такая возможность останется и в целевой модели. Крупный потребитель, представленный на оптовом рынке, может самостоятельно участвовать в программах управления спросом или воспользоваться помощью профессиональных участников – агрегаторов. Если мы говорим про малых потребителей – их участие возможно через агрегаторов управления спросом. Договорные модели участия могут быть разными, но важно, чтобы участники, предоставляющие ресурс регулирования, находились в общей конкурентной среде. Это принципиально важный момент, и мы с самого начала стремились к тому, чтобы все правила, все требования были технологически нейтральны.

В настоящее время мы видим, что экономически эффективные объёмы управляемого спроса в российской энергосистеме могут составлять от 4 до 6 ГВт. При этом однозначно ответить на вопрос, что такое экономически эффективные объёмы, просто нельзя. Всё зависит от того, в каком направлении будет развиваться энергосистема. Если она будет развиваться с ориентацией на рост ВИЭ-генерации, это приведёт к растущей востребованности ресурса регулирования, его стоимость будет расти. Чем выше будет оцениваться ресурс, тем больше участников будет приходить на этот рынок, и мы увидим большую конкуренцию между генерирующими компаниями и потребителями. Если стоимость будет падать, будет снижаться востребованность ресурса регулирования, желающих участвовать будет меньше. Таким образом эффективный объём сектора управляемого спроса будет самобалансироваться.

Что касается долгосрочного экономического эффекта, то его нельзя оценить в виде какой-то конкретной цифры. Что произойдёт, когда в энергосистеме будет работать целевая модель и будет эффективно использоваться этот ресурс? Устойчивая работа этого механизма сформирует иные графики потребления. Это будет означать, что затраты на строительство новой генерации и развитие сетевой инфраструктуры потребуются позже. Снизится выработка неэффективной генерации.

Принципиально важно, что с помощью механизма управления спросом в сектор, который традиционно занимали генераторы, приходит новый участник. Конкуренция технологий неизбежно приведёт к снижению стоимости ресурса регулирования для энергосистемы в целом.


13 октября 2021 в 14:00

Другие статьи автора

«Расшивка Кольско-Карельского транзита «освободит» сотни мегаватт «запертых» мощностей»

В июне «Россети» приступили к финальному этапу строительства Кольско-Карельского транзита мощностью 330 кВ и протяжённостью 1,05 тыс. км. Проект обойдётся в 55 млрд рублей. Как сообщили «Россети», новая сетевая инфраструктура позволит повысить надёжность электроснабжения потребителей Карелии и Мурманской области, уменьшить невыпускаемую мощность Кольской АЭС и Серебрянского каскада ГЭС, обеспечить выдачу мощности строящейся Кольской ВЭС. О значении проекта Кольско-Карельского транзита для ЕЭС «Переток» попросил рассказать заместителя председателя правления «Системного оператора», руководителя Дирекции по развитию ЕЭС Александра Ильенко.