Спрос рождает энергопредложение
Модель аварийного управления спросом предлагают расширить на все энергодефицитные регионы
«Транснефтьэнерго» предлагает распространить обсуждаемый механизм аварийного управления спросом — оплачиваемого снижения нагрузки потребителей по команде диспетчера — не только на энергосистему Юга, но и на другие регионы с энергодефицитом. Согласно концепции компании, стоимость услуги можно увеличить примерно в три раза, а продолжительность отключений — закрепить на уровне 12 часов вместо 4. «Системный оператор» же пока рассматривает снижение нагрузки до десяти часов в сутки.
Фото: Антон Великжанин, Коммерсантъ
Фото: Антон Великжанин, Коммерсантъ
Окупаемость аварийного механизма управления спросом (Demand Response, DR), по подсчетам «Транснефтьэнерго» (ТНЭ), наступит для участников, если увеличить его стоимость примерно втрое, сообщил гендиректор компании Сергей Емельянов. Сейчас цена услуги снижения потребления — 562,11 тыс. руб. за 1 МВт в месяц, что эквивалентно примерно 28 руб. за 1 кВт•ч, стоимость киловатт-часа с накопителей — до 100 руб. В такой технологии стоимость аварийного DR будет 75 руб. за кВт•ч — дешевле на 25 руб. за кВт•ч, чем накопители, но такой механизм сможет снижать объем потребления на более длительный период.
Продолжительность отключений ТНЭ предлагает закрепить на уровне 12 часов вместо 4, как это работает в классической модели управления спросом.
Плата участникам будет поступать не за факт снижения, а за его возможность и обязательства. Кроме того, по мнению компании, мощности должны отбираться на конкурсной основе.
В классической модели управления спросом агрегаторы, отобранные на конкурсе, снижают потребление своих клиентов в пиковые часы по команде «Системного оператора» (диспетчер энергосистемы). Оптовые цены на электроэнергию снижаются, а бизнес получает плату за такие услуги. Аварийный DR регуляторы рассматривали как меру подстраховки энергосистемы в периоды пиковых нагрузок (см. “Ъ” от 1 сентября). Прежде всего речь шла о его применении в Объединенной энергосистеме (ОЭС Юга). Предлагался сценарий, при котором длительность отключений для малого и среднего бизнеса могла составить до шести часов в сутки, а стоимость услуги определялась бы исходя из цены новой генерации.
В «Системном операторе» сообщили “Ъ”, что прорабатывают конкретные параметры работы механизма с потенциальными участниками. Сейчас предполагается, что продолжительность снижения нагрузки может составлять до десяти часов в сутки, уточняет диспетчер энергосистемы, а общий период активации DR — охватывать до двух-трех недель в период прохождения максимумов нагрузок.
Такой механизм должен быть универсальным, и его целесообразно применять в любой точке, где возникает или прогнозируется дефицит генерирующих мощностей в часы максимума нагрузки, а не только в ОЭС Юга, соглашаются в «Системном операторе».
Гендиректор «Росатом Управление спросом» Павел Гребцов также считает, что аварийный DR необходимо использовать не только в ОЭС Юга, но и в остальных регионах страны, так как от возможного возникновения аварийных ситуаций, в том числе не связанных с дефицитом генерации, полностью застраховаться невозможно.
Запрос же на длительность отключений должен исходить от энергосистемы: сколько необходимо для надежного функционирования, столько и должно длиться отключение. И эта величина будет влиять на цену услуг, которая должна быть как минимум не меньше выпадающих доходов потребителей, которые образовываются за период простоя, добавляет господин Гребцов.
В Минэнерго не ответили на запрос “Ъ”.