Вопреки расхожему мнению, основу солнечной энергетики стран—лидеров рынка составляют не огромные «солнечные поля», а микрогенерация — установки из десяти-двадцати фотоэлектрических панелей на крышах зданий мощностью всего в 5–10 кВт. Например, в Австралии «солнечные» крыши 2,4 млн частных домов и бизнеса обеспечивают более 10 ГВт, или порядка двух третей всего рынка, а в Германии — до 60% из 45 ГВт установленной мощности солнечной генерации. В этом контексте скромные 900 тыс. установок на крышах домохозяйств Великобритании уже не кажутся удивительными. Глядя на цифры очевидно, что микрогенерация — не удел энтузиастов и «экофриков», а гигантский «микрорынок» с миллиардными оборотами. Как же удалось привлечь десятки миллиардов долларов в крышную генерацию и соблюсти интересы вовлеченных сторон?
Фото: пресс-служба КПМГ
Фото: пресс-служба КПМГ
Для достижения положительной экономики используется пошаговый подход. Регулятор исходно на один-два года устанавливает финансовую поддержку солнечных установок для привлечения игроков, а затем поэтапно снижает ее, чтобы избежать сверхприбылей и повысить эффективность. Например, в Германии особый «зеленый тариф» (feed-in-tariff) на продажу электроэнергии с установок класса до 10 кВт с 2004 по 2021 год снизился в семь раз — с €0,57 до €0,08 за 1 кВт•ч.
Распространенная схема поддержки, используемая в том числе в США,— «неттинг» (netting) — дает возможность сальдирования выданной и полученной электроэнергии (солнечная генерация работает днем и не работает вечером и ночью, когда достигается максимум нагрузки домохозяйств). А, например, в Австралии применяется прямое софинансирование за счет бюджета до 25–30% от стоимости установок. Но есть особенности. C точки зрения интеграции в общую энергосистему наиболее выгодно, чтобы домохозяйство самостоятельно потребило максимальный объем энергии модулей (self-consumption), что конфликтует со схемой «зеленого тарифа», которая, наоборот, стимулирует направлять выработку на продажу.
Наиболее гибкое решение можно подсмотреть у британского регулятора OFGEM, который с 2008 года использует схему с двумя счетчиками: первый — на самой солнечной установке, второй — на вводе в дом. Это позволяет разделить поддержку: домохозяйство получает «зеленый тариф» за выработку модулей для собственных нужд и более низкий «экспортный тариф» на продажу.
Подобные схемы «тонкой настройки» были запущены и в Германии, что параллельно дало толчок развитию рынка домашних накопителей — более 200 тыс. установок на 2019 год. Появились новые игроки — операторы виртуальных электростанций (Virtual Power Plants) и распределенных энергоресурсов, которые дополнительно монетизируют агрегированную мощность десятков тысяч микроустановок не только на рынке электроэнергии, но и на рынках управления пиковым спросом (demand response) и системных услуг, что косвенно позволяет обеспечить интеграцию в сети большего количества магистральных ВИЭ.
Как видно из мирового опыта, при грамотном подходе микрогенерация может помочь в решении и смежных задач в масштабах энергосистемы. Россия — не исключение. Например, размещение 100 тыс. крышных солнечных установок с бытовыми накопителями и их интеграцией в demand response могло бы стать более дешевым способом ликвидации сезонного дефицита мощностей в курортной зоне черноморского побережья, чем строительство новых ТЭС. Это могло бы помочь и в разгрузке электросетей, ведь перегрузки возникают только в жаркие дни, когда крышные панели работают по полной.
