© 2019 Teplovichok Today. Сайт создан на Wix.com

  • White Facebook Icon
  • White Twitter Icon
  • Google+ Иконка Белый
  • Teplovichok Today

Энергопереход*

Наталья Гриб, эксперт.


Страховое покрытие для электроэнергетических рынков


Развитые страны мира обсуждают новый уклад энергетики ради снижения выбросов СО2 и предотвращения повышения температуры воздуха на Земле. Цель – формирование низкоуглеродных энергосистем. Энергетики большинства стран ОЭСР уже вошли в так называемый переходный период и сталкиваются с сильнейшим политическим запретом на инвестиции в традиционную для XX в. топливную генерацию и одновременно с дефицитом накопителей в промышленных масштабах. Россия, имея стабильную энергосистему советского образца, пока не увлеклась теорией «перехода». При этом все понимают, что мировые тенденции тем или иным образом затронут нашу энергетику, и надо формировать свой путь в этом новом низкоуглеродном мире.


Модели переходного периода


Недавно Оксфордский институт энергетических исследований (ОИЭИ) опубликовал исследование моделей рынков электроэнергии в мире и попытался «докрутить» уже развитые либерализованные рынки с точки зрения регулирования спроса. Документ любопытен уже тем, что показывает, что в мире нет совершенных рынков, модели которых были бы завершенными и работали, как швейцарские часы, с выгодой для поставщиков и потребителей. С этой позиции очень важен вывод британских ученых, согласно которому любой формат биржевой торговли электроэнергией, когда модель создана по принципу электроэнергия - один товар, приводит к снижению цен до уровня стоимости топлива и переменных затрат, что рано или поздно вымывает резерв мощности в энергосистеме.


Первое, что советуют британские эксперты, добавить централизованный механизм поддержки генерирующих мощностей, который поможет справиться с нехваткой инвестиций в условиях либерализованного рынка. Так, Великобритания с 2015 г. использует рынок мощности. Аукционы по оплате прогрессивной мощности существуют на многих рынках США, таких как PJM (Пенсильвания--Нью-Джерси--Мэриленд) и ISO (независимый системный оператор) в Новой Англии. Альберта (Канада) также дрейфует к введению рынка мощности. Централизованные механизмы отбора стратегических резервов мощности были одобрены и вскоре будут введены в Германии и Бельгии. Национальный электроэнергетический рынок Австралии (AEMC) тоже рассматривает улучшение существующих механизмов стратегических резервов. Международное энергетическое агентство даже опубликовало таблицу стран, использующих механизм оплаты мощности – их уже порядка 30 по всему миру. На этом фоне российский ОРЭМ выглядит весьма прогрессивным и хорошо организованным рынком.


Классический вызов для моделирования рынка электроэнергии - обеспечение надежности и безопасности поставок электроэнергии потребителям с одновременным выявлением спроса на перспективу. Обсуждаемый переход к низкоуглеродному рынку (с нулевыми выбросами СО2 – прим. авт.) в сочетании с развитием технологий ввел переменные и децентрализованные формы генерации, которые создают как возможности, так и проблемы для управления рынком. Нестабильность и непрогнозируемость их нагрузки означает, что требуются резервы для диспетчерского управления системой, когда возобновляемые ресурсы недоступны. «Асинхронный характер большинства видов возобновляемых источников энергии ставит задачи по сохранению стабильной и безопасной сложной электроэнергетической системы – вызовы в области безопасности системы», - обосновывает свое исследование ОИЭИ.


«На переходный период возникают два ключевых вопроса. Во-первых, в централизованных механизмах управления энергосистемой повышенное внимание уделялось эффективности принятия решений центральными органами власти и сопоставлению результатов эффективности системы с точки зрения надежности и стимулирования центрального агентства (Системного оператора – прим. авт.). Во-вторых, существующие механизмы требуют, чтобы центральное агентство прогнозировало спрос, что на практике очень сложно. Это особенно актуально на рынках, где стоимость потери напряжения в сети все более дифференцируется между разными потребителями», - говорится в докладе ОИЭИ.


Из-за нестабильности поставок ВИЭ привносят в энергосистему целый ряд сопутствующих проблем, включая потенциал дальнейшей волатильности цен, взаимодействия с экологической политикой и риска «беспорядочного» (неорганизованного, непрогнозируемого – прим. авт.) выхода из строя оборудования, что затрудняет диспетчеризацию. «Адекватность доходов генераторов стала проблемой на многих либерализованных рынках электроэнергии», - приходят к выводу британские ученые.


Рис. 1. Обобщенная модель надежности при проектировании рынка электроэнергии.

С целью ответа на эти вызовы предложено множество решений для дальнейшего изменения модели рынков электроэнергии - от отказа от биржевой торговли и возврата к централизованной государственной координации на рынках энергии и мощности, оптовых и розничных рынках до рыночных механизмов, основанных на фиксированной ставке на выбросы СО2. Однако общий вариант, рассматриваемый многими рынками электроэнергии с использованием только энергетических инструментов, состоит в том, чтобы включить хоть какой-нибудь механизм оплаты мощности для получения недостающих средств, необходимых для поддержания адекватного уровня доходов.


Впрочем, практика показывает ограниченные возможности этого инструмента и ряд недостатков. «Закупки мощности некоммерческим центральным органом влекут за собой свои проблемы и неэффективность. К ним относятся формирование премиальных доходов и разного рода внебиржевые игры, высокая сложность и перепродажи. Кроме того, в отсутствие выявленных потребительских предпочтений существующие подходы формирования доходов генераторов основаны на оценках важности и надежности клиентов, что является сложной задачей с учетом неоднородности конечных пользователей и субъективности использования ценности для прогноза потребления электроэнергии», – рассуждают ученые из Оксфорда.


Следует отметить, что энергосистемы Европы, не имея технологически крупных накопителей в необходимом промышленном объеме, уже подходят к порогу физического дефицита энергоснабжения. Так, прошедшей зимой в Германии были дни, когда при отсутствии ветра и солнца, имевшиеся в распоряжении системного оператора топливные электростанции не восполняли потребности на 100% и покрыть спрос удавалось только с помощью импортных перетоков. Риск заморозить страну несколько раз возникал, но пока все обходилось без серьезных перебоев с поставками энергии. В Бельгии можем привести более актуальный пример. С 20 октября до конца ноября 2018 г. должны были вывести в ремонт шесть из семи энергоблоков АЭС, вырабатывающих почти 50% всей электроэнергии страны. Системный оператор Бельгии накануне предупредил, что это приведет к дефициту мощности в объеме 5 ГВт в ноябре и 1,7 ГВт до конца зимы. При этом правительство страны на момент отключения ядерных блоков нашло возможность покрыть только 750 МВт и призвало промышленность сократить потребление в пиковые часы на предстоящий зимний период. Electrabel (дочерняя компания ENGIE, владельца АЭС) предложила вернуться к предложенному в 2014 г. плану, предусматривающему «снижение нагрузки в пиковый период спроса между 17:00 и 20:00, за исключением городов с населением свыше 50 тыс. человек, аэропортов, портов, тюрем». Чем закончится конфликт интересов отдельно взятого небольшого европейского энергорынка, пока не ясно. Атомные блоки уже были предложены французскому атомному монополисту EDF, но тот пока воздержался от комментариев. Зато французская сетевая компания сообщила, что будет обеспечивать в первую очередь внутренний рынок, а если зима будет теплой, то и бельгийцев – окончательное решение отложено на момент «после получения протоколов прогноза погоды на сезон зимы 2018-2019 гг.».


С решением о выводе мощности, ее консервации или ремонте, принимаемым участником рынка самостоятельно, генератор может уйти с большинства либерализованных рынков мира без заблаговременного предупреждения. Времени для разработки и строительства новых генерирующих установок, чтобы устранить дефицит мощности, возникший в результате этого выхода, может не хватить. Так, вывод электростанции Hazelwood мощностью 1600 МВт в штате Виктория (США) с уведомлением менее чем за три месяца привел к возникновению дефицита мощности и вызвал существенные затраты на формирование дополнительных резервов.


Модель, основанная на электроэнергии как одном товаре, почти полностью перекладывает финансовые потери, связанные с отключением по причине безопасности, на потребителей, не предоставляя им возможности управлять или переносить риск, и не может включать в себя различные потребительские предпочтения по уровню надежности.


Отключение электроэнергии в 2016 г. в Южной Австралии свидетельствуют о дифференцированных экономических последствиях для широкого круга участников. Из общей суммы затрат в размере 367 млн австрал. долл. почти треть была покрыта четырьмя крупными предприятиями. Затраты на покрытие потерь варьировали от 0 до 100 тыс. австрал. долл. (рис. 2). У потребителей электроэнергии также было ограниченное покрытие или страхование от потерь: 54% предприятий из тех, у которых была страховка на случай потерь бизнеса из-за блэк-аута или потери нагрузки, не получили компенсаций, и только 12% получили полную компенсацию потерь.


Рис. 2. Стоимость компенсации блэкаута в Южной Австралии.


Возникает вопрос: какие альтернативные проекты могут быть реализованы для обеспечения надежности и достаточности энергоснабжения. Некоторые эксперты выступают за двухступенчатое решение, в котором цена на рынке электроэнергии дифференцируется на основе источника генерации (диспетчируемого и распределенного).


На рынках, где энергия продается на конкурентной основе, новые инвестиции в диспетчерируемую генерацию могут зависеть, по мнению экспертов ОИЭИ, от следующих факторов.

  • На конкурентном рынке вертикально не интегрированным участникам может не хватить кредитоспособности для финансирования или обеспечения вывода мощности с целью поддержки инвестиций в генерацию нового поколения. Это позволяет им разделять с конкурентами риски обеспечения ликвидности проектов.

  • Крупные вертикально-интегрированные игроки наиболее способны к созданию такого потенциала, а не интегрированные игроки полагаются на рынок контрактов для обеспечения хеджирования и управления рисками. Контрактная ликвидность важна для функционирования рынка, и история показала, что ликвидность может меняться со временем.

  • Рост доли ВИЭ увеличивает вероятность снижения цен на электроэнергию. Это может повлиять на решение о создании новой мощности для поддержания системы.

  • Решение об источнике генерации. На это решение могут влиять разница стоимости традиционной диспетчируемой генерации и альтернативных источников энергии, субсидии ВИЭ или более широкие экологические механизмы.

  • Неопределенность в отношении адекватности доходов генерации. Влияние ВИЭ может вынудить диспетчеров восстанавливать дефицит мощности за счет меньших, не таких дорогих мероприятий.

  • Доступность топлива по цене и связанная с этим транспортировка могут повлиять на экономику и эффективность новых инвестиций.

  • Маржинальность цен влияет на размер инвестиционного портфеля. Например, риск поглощения существующими участниками рынка прямо влияет на решения об инвестициях.

  • Факторы рынка капитала, такие как стоимость долга, доступность финансирования и структуры капитала.

  • Теоретически достаточный резерв системы обеспечивается, если каждый отдельный участник надлежащим образом оценивает и управляет своими собственными рисками. Однако на практике искажения модели и ее недостатки часто появляются под воздействиями внешней политики, заемного капитала и финансовых рынков в целом, рынков топлива и механизмов стимулирования инвестиций.


Управление системой в переходный период


Британские ученые предлагают внедрить Модель страхования надежности, которая предназначена для работы в качестве покрытия рисков на существующем рынке электроэнергии. Во-первых, эта модель подразумевает системный подход к прогнозу спроса на электроэнергию с учетом потребительских предпочтений в отношении рисков, стоимости электроэнергии и услуг по надежности. Во-вторых, она не предусматривает технологическую дифференциацию цен на электроэнергию, т. к. это увеличивает сложность функционирования рынка и вряд ли позволит решить проблему надежности для энергетики. В-третьих, эта модель предназначена для улучшения существующего рынка, а не для ее полномасштабной замены. Критичным для этой модели является усреднение потребительского спроса в обеспечении экономически эффективного сигнала для надежности системы.


Концепции страхования уже включены в существующие рынки электроэнергии. Продукты производных энергии, такие как опционы или предельные уровни, по сути, являются формой страхования цен для розничных сбытов. На розничном рынке энергетические контракты могут часто иметь форму страхования или хеджирования (где клиенты хеджируются от риска экстремальной волатильности цен). Британские ученые предлагают расширить понятие страховых рисков, чтобы включить концепции надежности и защиты на случай потери нагрузки в сети или полного отключения. Модель может действовать аналогично социальным или государственным схемам страхования, применяемым в ситуациях различных рисков. Некоторые схемы социального страхования имеют двойную цель – предоставлять финансовую компенсацию и ограничивать убытки в этом секторе. Примером может служить Комиссия по транспортным авариям в Виктории (США, TAC), которая отвечает за управление компенсацией, а также за повышение безопасности дорожного движения и предотвращение несчастных случаев. Имея финансовое подтверждение убыткам, страховщик стремится их ограничить.


Страхование надежности распространяется на весь системный уровень. Концепция включает в себя коммерчески уполномоченный центральный орган, предлагающий страховое покрытие на случай временной потери нагрузки или полного отключения. У потребителей есть возможность выбора, будут ли они участвовать и на каком уровне покрытия. Они будут платить страховые взносы в зависимости от уровня покрытия, и, если произойдет факт потери надежности, центральный страховщик предоставит компенсацию на основе уровня покрытия.


Эта схема включит создание централизованной страховой компании (единого страховщика надежности – ЕСН), которая будет предлагать страхование от отключений для потребителей. Целью данной компании является управление схемой страховой компенсации, но она также позволит снизить потери в энергосистеме, например, за счет инвестиций в мощности нового поколения, где это экономически эффективно.


Рис. 3. Модель страховщика надежности.


В случаях когда ЕСН увидит риск потери надежности в системе, компания сможет заключить контракты на мощность с генерацией нового поколения или отрегулировать спрос, чтобы обеспечить финансирование проекта (рис. 3). В то же время коммерческая направленность ЕСН ограничит ситуации, когда создание дополнительной мощности может повысить надежность системы - где стоимость всех этих контрактов дешевле, чем риск выплат как компенсации потерь. Столкнувшись с вопросом, является ли экономически выгодным добавить мощность стоимостью в X млн долл., чтобы снизить риск отключений на Y% (или Z часов), единый страховщик должен взвесить стоимость дополнительной мощности, сокращающей преимущества снижения надежности. Это устраняет проблему неэффективного принятия решений в существующих централизованных подходах, таких как рынок мощности, управляемый системным оператором.


Бизнес-модель


Бизнес-модель для страховщика будет включать в себя капиталовложения (фонд страхового капитала) и управление убытками после наступления события. Первичными источниками оттока денежных средств будут компенсационные выплаты, капитальные вложения и платежи за контракты на мощность, первичными источниками притока денежных средств - премиальный и инвестиционный доходы (рис. 4).


Рис. 4. Потоки в страховой капитал и из него.

ЕСН может быть создан как единый орган, но рынок страхования надежности не должен стать монопольным, по мнению ОИЭИ. Конкурентный рынок возможен, поскольку модель позволяет другим игрокам предлагать конкурирующие страховые продукты для ЕСН (рис. 5).


Рис. 5. Компетенции провайдеров модели страхователя последней инстанции.


Они могут варьироваться от коммерческих страховых компаний до крупных интегрированных коммунальных компаний. Важный момент здесь - сможет ли страховщик войти в управление рисками и механизмов хеджирования вне энергетического рынка. Например, будет ли разрешено ЕСН заключать контракты, с использованием инструментов хеджирования погодных условий как самой дешевой и эффективной альтернативой? Если нет, то это не позволит ему ограничить свои потери самым дешевым способом, что приведет к неэффективности. Между тем, если ЕСН разрешат заключать такой контракт, эти деньги не будут задействованы на рынке генерации.


Коммерческие страховые компании будут предлагать покрытие для потребителей, которые смогут выбирать между ставками на услуги и размером покрытия от ЕСН и других страховых компаний. Эти поставщики будут конкурировать за предоставление страхования надежности для потребителей и инвестиции в новые мощности. Если создание конкурентного рынка страхования надежности невозможно с самого начала или рынок не готов к конкурентному ценовому открытию, потребуются регулирующие меры защиты, прозрачность и надзор. Поэтапный и переходный подход к полностью конкурентной модели также позволит промышленности и потребителям ознакомиться с новой моделью. Уровень нормативного надзора и контроля может варьироваться следующим образом:

  • премия устанавливается независимым регулятором;

  • премия устанавливается страховщиком и проверяется независимым органом;

  • премия устанавливается рынком, но принципы и уровень тарифов пересматриваются и утверждаются регулирующим органом.

Многие из схем соцстрахования уже применяют принципы установления ставок, направленных на то, чтобы общий уровень страховой премии был достаточным для покрытия долгосрочных обязательств по схеме компенсации. Это означает, что страховой агент устанавливает страхую премию, исходя из: 1) оценки потенциальных убытков (и резервирует сумму, достаточную для их покрытия), 2) инвестиционных доходов от своей базы активов и 3) количественной оценки уровня премии, который должен оставаться платежеспособным и обеспечивать достаточный доход от капитала.


Объем закупок и инвестиций в мощность


Модель страхования надежности создаст экономический сигнал для инвестиций в повышение надежности и безопасности энергосистемы, обусловленных выявленным дефицитом и предпочтениями потребителей, поясняют в своем исследовании британские ученые: «Цель страховщика - не гарантировать надежность или безопасность, а позволить принимать экономически эффективные решения о резервах мощности. Страховщик сможет заключать соглашения об ограничении убытков в целях повышения надежности и/или обеспечения безопасности. Он внесет недостающие деньги в проекты по созданию новых мощностей, которые не стимулирует существующая рыночная модель с помощью только регулирования энергетики. Это может работать аналогично механизмам оплаты мощности, причем ключевым отличием будет система экономического стимулирования. Тип инвестиций, сделанный страховщиком, может включать платежи за мощность, прямые инвестиции или другие формы инвестиций, в том числе новую генерацию, модернизацию или реконструкцию действующих установок; меры по финансированию реагирования на чрезвычайные ситуации; хранение энергии; инвестиции в создание сетевых интерконнектеров (развязка узких мест); финансирование схем спецзащиты».


Одним из преимуществ этой модели является то, что она позволяет использовать комплексный подход к разработке генерации и передачи. ЕСН имеет возможность рассмотреть вопрос о финансировании интерконнектеров в той мере, в какой это повысит надежность поставок (либо вместе, либо в качестве альтернативы финансированию новой генерации). Такие альтернативы могут рассматриваться только на стратегической основе с государственным финансированием. С учетом того, что проекты новой мощности имеют ряд источников потенциальных доходов (от вспомогательных услуг), ЕСН не обязательно получать все доходы от проекта по новой генерации - он предоставляет только недостающие деньги.


Рис. 6. Варианты поставки/закупки мощности.


ЕСН может использовать различные подходы к закупке мощности: формализованный стандартизованный периодический тендерный процесс; индивидуальный и целенаправленный подход к формированию резервов, ориентированный на определенный набор инструментов или их комбинацию (рис. 6). Более целенаправленный подход потенциально лучше подходит для смягчения потерь, позволяя ЕСН сосредоточиться на проектах, которые имеют сильные шансы уменьшить количество отключений электроэнергии. С другой стороны, более стандартизованный тендерный процесс может обеспечить более эффективное ценообразование в результате стандартизации и конкурсного тендера. Компромисс может заключаться в том, чтобы ЕСН определял набор целевых критериев надежности и проводил тендер, который оценивал бы проекты по этим критериям. В качестве примера можно привести недавний пилотный проект по регулированию спроса Австралийским агентством возобновляемых источников энергии (ARENA) и австралийским оператором энергетического рынка (AEMO), который включал в себя закупку/формирование резервов мощности для чрезвычайных ситуаций, в том числе показатели потенциального дефицита мощности по регионам, разнообразие технологий и время реагирования для устранения аварий.


Одним из преимуществ этого проекта является то, что финансирование со стороны ЕСН может налагать обязательства на получателя, связанные с предоставлением резерва, например требования минимальной доступности или планирования отключений. Любой проект новой мощности, созданный ЕСН, также может иметь координационные механизмы с Системным оператором, чтобы позволить последнему включать ресурс по мере необходимости. Это позволило бы сформировать систему дальнейшего контроля за резервом мощности со стороны оператора по времени и условиям, при которых указанные резервы должны быть доступны (например, пиковый период для резерва надежности). Это помогло бы повысить надежность системы.


Важный вопрос: участие потребителей в предлагаемой схеме должно быть обязательным или добровольным. В рамках модели добровольного участия потребителям необходимо будет оценить их спрос на электроэнергию в период дефицита резервов мощности, а также частоту возможных отключений. Британские ученые после рассмотрения разных схем и последствий их применения приходят к выводу, что участие в такой схеме должно быть добровольным.


Рис. 7. Соглашения с потребителями, не участвующими в потере нагрузки поставки/закупки мощности.


Страховщик первоначально финансируется за счет взносов из своей базы собственности. Потенциально это охватывает госсобственность и активы участников энергетического рынка, поставщиков коммерческих страховых услуг и внешних инвесторов. Правительственная собственность должна включать четкие протоколы управления для предотвращения политического или государственного вмешательства в бизнес-модель страхователя и процесс принятия решений. Участники энергетической отрасли также могут играть важную роль в формировании базы собственности, а также в страховой отрасли, которая сможет добавить опыт управления сектором и рисками. Коммерческое финансирование потребует, чтобы в финансовую и доходную структуру была встроена достаточная коммерческая норма доходности. Управление страховщиком со стороны его владельцев также может быть осуществлено через посредническую структуру. Это будет означать, что избыточная прибыль будет возвращаться к держателям полисов, которые в этом случае будут потребителями энергии. Видение, цели и структура управления должны быть сосредоточены на независимом коммерческом предоставлении услуг. Важные вопросы для рассмотрения – участие заинтересованных сторон, структура совета директоров, независимость и надзор.


Для формирования надежной страховки необходимо провести оценку вероятности и амплитуды всех рисков, должен быть установлен открытый и прозрачный обмен информацией между страховщиком, системным оператором и участниками рынка.


Рис. 8. Координация и информационный обмен протоколами.


Таким образом, эта модель опирается на протоколы обмена информацией между указанными сторонами (рис. 8). С этой точки зрения роль единого страховщика будет аналогична роли центрального агентства по формированию рынка мощности, которое во многих юрисдикциях является опцией системного оператора. Отсутствие прозрачности затруднило бы для ЕСН оценку достаточности резервов мощности и эффективной оценки страхового продукта.


Рынок Австралии NEM служит примером того, как прозрачность информационного обмена может позволить реализовать эту модель. Во-первых, Системный оператор AEMO разрабатывает уровень спроса и его прогнозы на краткосрочной, среднесрочной и долгосрочный период для ориентации всех участников рынка. Во-вторых, детальная и всеобъемлющая база данных становится общедоступной, включая информацию по участию в торгах всех оптовых генерирующих поставщиков и гарантирующих поставщиков на стороне спроса. В-третьих, процесс определения государственного регулирования и нормативные рамки проверки инвестиций обеспечивают прозрачность при расширении сетей. Наконец, AEMO периодически проводит оценку баланса спроса и предложения. Системный оператор стимулирует обмен информацией с ЕСН, поскольку схема страхования надежности дополняет их роль. Для обеспечения достаточной прозрачности ЕСН могут потребоваться дополнительные требования к участникам – уведомления о выводе оборудования или изменении пропускной способности сетей.


Реализация, сложности и политические вызовы


Можно предъявить два ключевых замечания к модели страхования надежности. Во-первых, потребители электроэнергии в принципе не хотят участвовать в каком-либо выборе. По опыту австралийского NEM, потребители считают существующий рынок Австралии слишком сложным и не хотят реагировать на дальнейшее его усложнение. Австралийская ассоциация энергетических потребителей сообщила в ответ на недавнее предупреждение о формировании стратегических резервов в NЕМ, что «члены ассоциации, которые получили очень большие счета на оплату электроэнергии, предпочли бы риск перебоев в энергоснабжении, чем выплату суммы, которую от них просят».


Это важный вопрос не только для этой модели, но и для конкурентоспособных розничных рынков в целом. Вероятно, что вначале большинству мелких потребителей (жилым домам, малым и средним предприятиям) было бы лучше обеспечить наличие некоторого страхового покрытия, учитывая необходимость наличия протоколов для сброса нагрузки/отключения от электроэнергии. Гарантирующий поставщик (сбытовая компания) может выставить счет и передать страховую премию потребителям как часть их розничного счета, без необходимости отдельной переписки или участия. Со временем, когда появятся возможности для самообеспечения и резервного питания (как индивидуально, так и на основе совокупности факторов), потребители смогут подробнее узнать о своих возможностях. Это также можно продать как способ сократить общий счет потребителей, что будет ключевой частью реализации этого типа схемы.


Для некоторых потребителей уместнее рассмотреть эту схему в рамках более широкого обсуждения вопросов страхования. Например, наиболее энергозависимые предприятия могут рассматривать страхование надежности как часть системных по страхованию бизнеса. Для реализации этой схемы необходим проработанный, скоординированный и поэтапный подход к вовлечению потребителей.


Концепция страхования надежности была первоначально применена к интегрированной модели распределительных сетей на многих рынках, где распределительная сеть эффективно служила бы страхователем в отношении разного рода отключений. Это гарантировало качество обслуживания при передаче энергии и стимулировало инвестиции в повышение надежности сетей. Поставщики сетевых услуг на австралийском NEM реализовали эту концепцию с помощью гарантированных уровней обслуживания, которые позволяют клиентам требовать компенсацию, если определенные показатели надежности не выполняются. Клиенты могут выбирать различные уровни обслуживания, и это отражается в расходах, которые они платят. «Модель может быть легко адаптирована для других сегментов рынка электроэнергии, таких как оптовые рынки», - считают ученые из Оксфорда.


Второе замечание заключается в том, что в некоторых странах такие схемы надежности уже используются. Например, программа Horizon Power Ahead, пилотный проект в Западной Австралии, проверяет участие потребителей в различных моделях ценообразования. Потребителям предлагаются скидки на электроэнергию в обмен на более низкий уровень надежности. Программа управления спросом ARENA-AEMO служит еще одним примером того, как альтернативные модели поставки мощности и ценообразования могут побуждать потребителей играть определенную роль в надежности. Экспериментальный проект обеспечил 200 МВт дополнительной резервной мощности в чрезвычайных ситуациях в течение трех лет на основе структуры ценообразования, которая имела фиксированные и переменные элементы. В аварийных ситуациях или при угрозе надежности системный оператор может управлять этой мощностью на стороне спроса с уведомлением потребителей за 10-30 минут. Возможны гибридные решения, предлагающие альтернативы страхования надежности для более привлекательной части потребительской базы (например, для промпредприятий) и централизованные механизмы для остальных.


Если оценить перспективы применения модели страхования надежности в России, то вопрос о том, кто мог бы им стать, является основным. Коллеги из ИНЭИ РАН считают, что эта модель могла бы быть применена на уровне гарантирующих поставщиков, которые лучше других осведомлены о реальном спросе в своих регионах и вполне могли бы обеспечить прогнозирование спроса. Не сбрасывая со счетов данную перспективу, замечу, что если гарантирующий поставщик сможет принимать решение относительно строительства генерации, то это будет большая угроза для топливной генерации в принципе. Скорее, на мой взгляд, эта опция была бы доступна сетевым компаниям страны.


Следует подчеркнуть, что в России в сетях также пытались внедрить модель добровольного ограничения нагрузки при подключениях, которая предусматривала разный уровень оплаты в зависимости от степени гарантированности от отключений. Опыт показал слабую заинтересованность в развитии данной модели со стороны потребителей, и его, насколько мне известно, отменили. Многие другие инструменты регулирования спроса или системных услуг, включая фьючерсы, не нашли в России своего применения в силу достаточно сбалансированной модели рынка: генератор – сеть - системный оператор - сбыт. Ввиду незначительных объемов ВИЭ даже на среднесрочную перспективу развития ОРЭМ нет оснований полагать, что российский рынок столкнется с перебоями, характерными для рынков с высокой долей ВИЭ. В России достаточно топливных ресурсов, чтобы не использовать альтернативные источники в больших объемах.


В то же время «Россети» уже заявили о программе 100%-ной цифровизации до 2023 г. (диспетчеризация на основе полностью автоматизированной работы подстанций и внедрение интеллектуальных счетчиков). Это значит, что «Россети» планируют развиваться по мировому сценарию трансформации и готовятся к «энергетическому переходу». И новый законопроект «О внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ в связи с развитием систем учета электрической энергии (мощности) в РФ», утвержденный Госдумой в первом чтении в ноябре 2017 г., предусматривает установление полного контроля за потреблением со стороны сетевых компаний с помощью интеллектуальных счетчиков. Следующим шагом может быть управление спросом, а там и идея страхования надежности может стать востребованной, особенно в условиях ограничения планового роста цен на электроэнергию.


Энергостратегия развития России до 2035 г. была разработана как продолжение прежней классической стратегии топливной генерации, но так и осталась в 2016 г. в проекте. Срок ее уточнения наступает в 2019 г., поэтому вопрос пересмотра и переформатирования документа под давлением общемировых тенденций развития энергетики может быть поднят в любой момент. Россия подписала Парижское соглашение, т. е. выразила солидарность со странами, готовыми способствовать сохранению климата на Земле за счет снижения выбросов СО2.


Китай в октябре 2018 г. опубликовал новую революционную низкоуглеродную энергостратегию «Прекрасный Китай». Доля тепловой энергетики в Китае, согласно документу, планово должна расти до 2020 г., а потом начнет сокращаться и суммарно снизится к 2050 г. в 2-3,5 раза в объеме установленной мощности. При этом доля ВИЭ вырастет в 6-8 раз как по показателям мощности, так и по выработке и к 2050 г. вместе с гидрогенерацией составит 86-93% в объеме мощности и 78-15% в объеме выработки. Причем 43-55% всей электроэнергии через 30 лет Китай планирует получать от ветра. Плюсы данной стратегии заключаются в том, что она предполагает резкий разворот после 2035 г., оставляя за страной право дождаться (разработать) новые технологии накопителей, которые являются залогом и гарантом надежности энергосистемы нового уклада, основанного на ВИЭ.


Как российская энергосистема могла бы вписаться в мировой «энергопереход»? Во-первых, гидрогенерация является низкоуглеродной мощностью и по мировым стандартам причисляется к категории ВИЭ – это 17% в объеме выработки ЕЭС РФ в 2017 г. Во-вторых, АЭС имеют минимум выбросов и также могут считаться низкоуглеродными установками (19% в объеме выработки ЕЭС). То есть суммарно Россия уже имеет 36% электроэнергии из низкоуглеродных источников. В-третьих, газ сам по себе является топливом с пониженными выбросами СО2 (по сравнению с нефтью и углем). И пока мир будет сокращать генерацию на угле, а с 2000 по 2017 г. установленная мощность угольных электростанций мира выросла в два раза, у России есть шанс усовершенствовать известные мировые технологии переработки газа в электроэнергию либо путем добавления водорода, либо путем утилизационных надстроек.


Статья опубликована в журнале "Энергорынок", № 9, 2018.

Просмотров: 84