В России тестируют концепцию локальных микрогридов.

У потребителей электроэнергии России появился новый способ выхода из энергосистемы. Они могут объединяться и создавать активные энергетические комплексы (АЭК) с собственной генерацией и сетевой инфраструктурой. Основной плюс - экономия расходов на энергоснабжение при сохранении связи с внешней сетью. Пока проект работает в тестовом режиме, за два года в стране может быть создано множество энергокомплексов общей мощностью до 250МВт. По оценкам "Энерджинет", потенциал рынка в РФ к 2028 году составит 1,2 ГВт в год. Однако эксперты сомневаются в перспективах проекта, считая новый механизм лишь желанием регуляторов контролировать уход потребителей из централизованной энергосистемы.

Общемировой тренд по созданию локальных микроэнергосистем промышленных и коммерческих потребителей (industrial microgrid) дошел и до России. Старт новому механизму дало постановление правительства РФ о создании активных энергетических комплексов (АЭК) в пилотном режиме, которое вступило в силу в конце сентября.

По сути, АЭК - это своеобразный энергетический анклав или локальная энергоячейка. В структуру комплекса могут входить несколько коммерческих потребителей, небольшие электростанции на различных источниках энергии, а также внутренняя электросетевая и инжиниринговая инфраструктура. В результате потребители внутри АЭК смогут снижать потребление из единой энергосистемы (ЕЭС) и обеспечивать себя электроэнергией с собственных блок-станций.

Однако АЭК нельзя считать полностью изолированной ячейкой. Комплекс будет подключен к ЕЭС, обеспечивающей резерв, и сможет при необходимости продолжать потребление из внешней сети. АЭК может иметь только одно соединение с внешней сетью - через генератора или потребителя. Управление энергетическими режимами, регулирование производства и потребления электроэнергии внутри микрогрида, а также поддержание параметров перетока из ЕЭС будут происходить в режиме реального времени с помощью программно-аппаратного комплекса управляемого интеллектуального соединения (УИС).

Согласно постановлению правительства, максимальная установленная мощность всех электростанций в АЭК должна быть менее 25 МВт. При этом суммарная электрическая нагрузка всех комплексов на время проведения пилотного проекта ограничена квотой в 250 МВт. Участники также смогут выбрать более привлекательную для себя модель расчета стоимости услуг по передаче электроэнергии из внешней сети. Цена электроэнергии с электростанций внутри микрогрида регулироваться не будет - потребитель и производитель должны сами договориться о ставках. Есть ограничение: если АЭК дольше 10 секунд будет превышать индивидуально установленное значение потребления мощности из ЕЭС, то энергокомплекс отключат от внешней сети.

Инициатива была разработана в рамках реализации "дорожной карты" Национальной технологической инициативы по направлению "Энерджинет" силами "Системного оператора" (СО, диспетчер энергосистемы) при поддержке группы экспертов инфраструктурного центра "Энерджинет". В группу входили представители "Совета рынка" (регулятор энергорынков), Минэнерго и "Россетей". Как ожидается, в конце октября начнется прием заявок от участников. Единственное условие - соответствие всем техническим требованиям. Набор участников продлится два года или пока не будет выбрана вся квота в 250МВт. За это время регуляторы энергорынка оценят экономический эффект проекта, регуляторные особенности и технические аспекты, что позволит сформировать целевую модель механизма. При этом для всех пилотных АЭКов правила останутся неизменными на протяжении десяти лет.

Желание потребителя уйти из энергосистемы объясняется ростом стоимости электроэнергии, которая в последние годы все больше формируется нерыночными факторами. Так, по оценкам "Совета рынка", в 2021 году 81% платежа за мощность, или 666 млрд руб., придется на нерыночные надбавки. В основном это доплата на строительство ТЭС по договорам на поставку мощности (ДПМ), заключенным после реформирования РАО "ЕЭС России". Кроме того, промышленность и коммерческие потребители также доплачивают за сниженные тарифы населения: так называемое перекрестное субсидирование в электросетевом комплексе, по оценке "Россетей", в текущем году составляет 236,8 млрд руб. в год.

В таких условиях движение потребителей в сторону строительства распределенной генерации только усиливается.

Сейчас совокупная доля распределенной генерации на рынке, по разным оценкам, составляет от 10 до 15 ГВт (до 6% мощности всей энергосистемы). Из-за множества нерыночных механизмов даже генерирующим компаниям стало выгоднее уходить из оптового энергорынка и продавать электроэнергию напрямую потребителю по договорной одноставочной цене. За последние пять лет, по данным "Совета рынка", в розничный сегмент ушли 49 электростанций общей мощностью 1,25 ГВт. На рознице могут работать электростанции менее 25 МВт, крупным объектам можно уходить с опта только по специальному разрешению. Такой подход оказывается намного выгоднее для электростанций без дополнительных преференций, получающих только цену конкурентного отбора мощности, которая, вопреки прогнозам 15-летней давности, сильно отстает от цены ДПМ.

Организаторы ожидают большой интерес к механизму АЭК. Потенциал российского рынка АЭКов к 2028 году может достигнуть 1,2 ГВт в год, или 175 млрд руб. в год, отмечается в экспертно-аналитическом докладе "Энерджинет" об активных энергокомплексах. А суммарная мощность таких объединений через восемь лет может превысить 4 ГВт, подсчитали эксперты.

Цель организаторов проекта - в первую очередь привлечь предприятия среднего бизнеса, для которых совместное использование генерирующей мощности становится новым, ранее недоступным фактором повышения эффективности, говорит директор инфраструктурного центра "Энерджинет" Дмитрий Холкин. По его оценкам, экономический эффект - снижение конечной цены на электроэнергию более чем на 20%. Стоимость электроэнергии, производимой в микрогриде, оказывается ниже, а внутренний энергообмен организуется без оплаты услуг за передачу энергии. Кроме того, каждый новый потребитель, входящий в состав сформированного АЭКа, не будет платить за технологическое присоединение к сети.

Эксперты "Энерджинета" проводили модельный расчет на примере индустриального парка "Малая Сосновка" в Челябинской области. Речь идет о росте потребления с 6,2 МВт до 17,7 МВт за счет появления в ближайшие три года новых резидентов. Дополнительное техприсоединение к сетям уровня 10 кВ приведет к росту цены для потребителей до уровня 8 руб. за 1 кВт-ч, а в случае организации АЭК стоимость электроэнергии составит около 5,8 руб. за 1 кВт-ч, рассказывает господин Холкин.

При этом общие инвестиции в создание инфраструктуры АЭКов, включая генерацию, аккумулятор и УИС, для потребителя на 5 МВт оцениваются примерно в 94 тыс. руб. за 1 кВт установленной мощности при возможности масштабирования АЭКа до 13 МВт и увеличения мощности генерирующих установок со снижением средней стоимости до 60 тыс. руб. за 1 кВт, говорит руководитель направления инфраструктурного центра "Энерджинет" Борис Бокарев. Период окупаемости проекта он оценивает в пять с половиной лет.

Годовой объем мирового рынка микрогридов, согласно подсчетам аналитической компании Guidehouse Insights, оценивается в $8,1 млрд с объемом ввода новых мощностей на уровне 3,5 ГВт в год. К 2028-му этот рынок вырастет до $39,4 млрд в год с объемом ежегодного ввода новых мощностей на уровне 19,9 ГВт, прогнозирует компания. Сейчас в мире реализуется или запланировано более 6,6 тыс. проектов микрогридов.

Активнее всего микрогриды создаются в Северной Америке и Азиатско-Тихоокеанском регионе. Причем за границей в локальные энергосистемы объединяются не только коммерческие и промышленные потребители, но и изолированные поселения, военные объекты и университетские кампусы.

Как правило, в единый контур микрогрида входят разные виды генерации, включая ВИЭ-объекты, системы накопления электрической и тепловой энергии, а также автоматизированные системы учета и управления. Сочетание различных технологий помогает обеспечить оптимальные уровни потребления и производства электроэнергии.

В мире инвестиции в строительство микрогридов оцениваются в $1-3 тыс. за 1 кВт установленной мощности в зависимости от расположения ячейки, оборудования, интегратора, набора вендоров и проч., отмечается в докладе "Энерджинет". Причины бурного развития таких микроячеек - не только в росте цен на электроэнергию в централизованной системе, но и в желании потребителей переходить на более экологичные и при этом надежные и гибкие источники энергии. Участники микрогридов создают новые бизнес-модели и различные механизмы разделения прав собственности на объекты.

Ключевое отличие АЭКов от зарубежных концепций микрогридов заключается в том, что российская модель определяет такие регуляторные условия функционирования, которые делают выгодным присоединение микрогрида к сети, но при этом не создают проблем для энергорынка, отмечает Дмитрий Холкин. "Напротив, концепция АЭКов предполагает своего рода взаимовыгодный симбиоз централизованной и распределенной энергетики, и поэтому центральный элемент концепции - интеллектуальное присоединение, - рассказывает он. - За рубежом в этом плане распределенная генерация и микрогриды выступают скорее вызовом, к которому сетевые компании и другие традиционные игроки отрасли вынуждены адаптироваться, что часто приводит к перекосам в экономике энергосистем".

Промышленные потребители пока скептически смотрят на будущее активных энергетических комплексов в России - по крайней мере в предложенном виде. "Инициатива интересная, но привлекательность участия в ней для многих промышленных предприятий снижена неоправданными ограничениями, например для числа подключений к внешней сети и для мощности генерирующего объекта", - говорят в "Сообществе потребителей энергии" (объединяет крупных потребителей электроэнергии). В Совете производителей энергии (СПЭ, объединяет генерирующие компании) пока не берутся делать выводы о перспективах нового механизма, поскольку проект создания и функционирования АЭК носит экспериментальный характер. Нужно дождаться запуска и начала работы комплексов, считают в СПЭ. В "Россетях" озабочены тем, что в результате создания подобных ячеек снижается полезный отпуск в "общей" сети, "а у остальных потребителей растут затраты на поддержание централизованной системы энергоснабжения в рабочем состоянии". "Компенсировать это могут услуги по предоставлению АЭК "горячего резерва" мощности, а также реверсивной передачи мощности между АЭКами с требуемыми параметрами качества и надежности, - говорят в компании. - Как следствие, тарифная модель станет более дифференцированной, увеличится выбор ценовых предложений для потребителя, расширится рынок системных услуг". Развитие распределенной энергетики "не должно создавать риски для устойчивой работы централизованной системы электроснабжения, частью которой является сетевой комплекс", резюмируют в "Россетях".

В перспективах проекта сомневаются и эксперты. Сама по себе конструкция АЭКа прежде всего является регуляторной, а не технической, объясняет Сергей Роженко, менеджер практики по работе с компаниями сектора энергетики и коммунального хозяйства KPMG в России и СНГ: "Во-первых, схема касается отдельного вида потребителей - бизнес-парков, где есть различные собственники инфраструктуры и отдельных производственных площадок. Во-вторых, при мощности до 25 МВт и без специального регулирования АЭК существует возможность строительства розничной генерации и поставки электроэнергии "с шин" без оплаты сетевого тарифа (основная экономия). То есть подобные проекты и так реализуются". По его мнению, ключевая заслуга АЭКов - "обеление" серой зоны регуляторного вакуума и коммерческих рисков, которые сегодня присутствуют в части опосредованного присоединения потребителей к ЕЭС. Схема АЭКов предлагает более прозрачную конструкцию как в части технологического присоединения, так и во взаиморасчетах с сетями, продолжает аналитик.

"Но тут кроется и главная слабость: потребители, уйдя от монополизма гарантирующих поставщиков электроэнергии, имеют риск попасть в ценовую кабалу локального оператора АЭКа. Думаю, что гарантии возможности возврата на общие условия розничного электроснабжения для потребителей могли бы стать стимулом для более активного развития данного сегмента", - считает Сергей Роженко.

Источник информации - kommersant.ru

В России тестируют концепцию локальных микрогридов.

У потребителей электроэнергии России появился новый способ выхода из энергосистемы. Они могут объединяться и создавать активные энергетические комплексы (АЭК) с собственной генерацией и сетевой инфраструктурой. Основной плюс - экономия расходов на энергоснабжение при сохранении связи с внешней сетью. Пока проект работает в тестовом режиме, за два года в стране может быть создано множество энергокомплексов общей мощностью до 250МВт. По оценкам "Энерджинет", потенциал рынка в РФ к 2028 году составит 1,2 ГВт в год. Однако эксперты сомневаются в перспективах проекта, считая новый механизм лишь желанием регуляторов контролировать уход потребителей из централизованной энергосистемы.

Общемировой тренд по созданию локальных микроэнергосистем промышленных и коммерческих потребителей (industrial microgrid) дошел и до России. Старт новому механизму дало постановление правительства РФ о создании активных энергетических комплексов (АЭК) в пилотном режиме, которое вступило в силу в конце сентября.

По сути, АЭК - это своеобразный энергетический анклав или локальная энергоячейка. В структуру комплекса могут входить несколько коммерческих потребителей, небольшие электростанции на различных источниках энергии, а также внутренняя электросетевая и инжиниринговая инфраструктура. В результате потребители внутри АЭК смогут снижать потребление из единой энергосистемы (ЕЭС) и обеспечивать себя электроэнергией с собственных блок-станций.

Однако АЭК нельзя считать полностью изолированной ячейкой. Комплекс будет подключен к ЕЭС, обеспечивающей резерв, и сможет при необходимости продолжать потребление из внешней сети. АЭК может иметь только одно соединение с внешней сетью - через генератора или потребителя. Управление энергетическими режимами, регулирование производства и потребления электроэнергии внутри микрогрида, а также поддержание параметров перетока из ЕЭС будут происходить в режиме реального времени с помощью программно-аппаратного комплекса управляемого интеллектуального соединения (УИС).

Согласно постановлению правительства, максимальная установленная мощность всех электростанций в АЭК должна быть менее 25 МВт. При этом суммарная электрическая нагрузка всех комплексов на время проведения пилотного проекта ограничена квотой в 250 МВт. Участники также смогут выбрать более привлекательную для себя модель расчета стоимости услуг по передаче электроэнергии из внешней сети. Цена электроэнергии с электростанций внутри микрогрида регулироваться не будет - потребитель и производитель должны сами договориться о ставках. Есть ограничение: если АЭК дольше 10 секунд будет превышать индивидуально установленное значение потребления мощности из ЕЭС, то энергокомплекс отключат от внешней сети.

Инициатива была разработана в рамках реализации "дорожной карты" Национальной технологической инициативы по направлению "Энерджинет" силами "Системного оператора" (СО, диспетчер энергосистемы) при поддержке группы экспертов инфраструктурного центра "Энерджинет". В группу входили представители "Совета рынка" (регулятор энергорынков), Минэнерго и "Россетей". Как ожидается, в конце октября начнется прием заявок от участников. Единственное условие - соответствие всем техническим требованиям. Набор участников продлится два года или пока не будет выбрана вся квота в 250МВт. За это время регуляторы энергорынка оценят экономический эффект проекта, регуляторные особенности и технические аспекты, что позволит сформировать целевую модель механизма. При этом для всех пилотных АЭКов правила останутся неизменными на протяжении десяти лет.

Желание потребителя уйти из энергосистемы объясняется ростом стоимости электроэнергии, которая в последние годы все больше формируется нерыночными факторами. Так, по оценкам "Совета рынка", в 2021 году 81% платежа за мощность, или 666 млрд руб., придется на нерыночные надбавки. В основном это доплата на строительство ТЭС по договорам на поставку мощности (ДПМ), заключенным после реформирования РАО "ЕЭС России". Кроме того, промышленность и коммерческие потребители также доплачивают за сниженные тарифы населения: так называемое перекрестное субсидирование в электросетевом комплексе, по оценке "Россетей", в текущем году составляет 236,8 млрд руб. в год.

В таких условиях движение потребителей в сторону строительства распределенной генерации только усиливается.

Сейчас совокупная доля распределенной генерации на рынке, по разным оценкам, составляет от 10 до 15 ГВт (до 6% мощности всей энергосистемы). Из-за множества нерыночных механизмов даже генерирующим компаниям стало выгоднее уходить из оптового энергорынка и продавать электроэнергию напрямую потребителю по договорной одноставочной цене. За последние пять лет, по данным "Совета рынка", в розничный сегмент ушли 49 электростанций общей мощностью 1,25 ГВт. На рознице могут работать электростанции менее 25 МВт, крупным объектам можно уходить с опта только по специальному разрешению. Такой подход оказывается намного выгоднее для электростанций без дополнительных преференций, получающих только цену конкурентного отбора мощности, которая, вопреки прогнозам 15-летней давности, сильно отстает от цены ДПМ.

Организаторы ожидают большой интерес к механизму АЭК. Потенциал российского рынка АЭКов к 2028 году может достигнуть 1,2 ГВт в год, или 175 млрд руб. в год, отмечается в экспертно-аналитическом докладе "Энерджинет" об активных энергокомплексах. А суммарная мощность таких объединений через восемь лет может превысить 4 ГВт, подсчитали эксперты.

Цель организаторов проекта - в первую очередь привлечь предприятия среднего бизнеса, для которых совместное использование генерирующей мощности становится новым, ранее недоступным фактором повышения эффективности, говорит директор инфраструктурного центра "Энерджинет" Дмитрий Холкин. По его оценкам, экономический эффект - снижение конечной цены на электроэнергию более чем на 20%. Стоимость электроэнергии, производимой в микрогриде, оказывается ниже, а внутренний энергообмен организуется без оплаты услуг за передачу энергии. Кроме того, каждый новый потребитель, входящий в состав сформированного АЭКа, не будет платить за технологическое присоединение к сети.

Эксперты "Энерджинета" проводили модельный расчет на примере индустриального парка "Малая Сосновка" в Челябинской области. Речь идет о росте потребления с 6,2 МВт до 17,7 МВт за счет появления в ближайшие три года новых резидентов. Дополнительное техприсоединение к сетям уровня 10 кВ приведет к росту цены для потребителей до уровня 8 руб. за 1 кВт-ч, а в случае организации АЭК стоимость электроэнергии составит около 5,8 руб. за 1 кВт-ч, рассказывает господин Холкин.

При этом общие инвестиции в создание инфраструктуры АЭКов, включая генерацию, аккумулятор и УИС, для потребителя на 5 МВт оцениваются примерно в 94 тыс. руб. за 1 кВт установленной мощности при возможности масштабирования АЭКа до 13 МВт и увеличения мощности генерирующих установок со снижением средней стоимости до 60 тыс. руб. за 1 кВт, говорит руководитель направления инфраструктурного центра "Энерджинет" Борис Бокарев. Период окупаемости проекта он оценивает в пять с половиной лет.

Годовой объем мирового рынка микрогридов, согласно подсчетам аналитической компании Guidehouse Insights, оценивается в $8,1 млрд с объемом ввода новых мощностей на уровне 3,5 ГВт в год. К 2028-му этот рынок вырастет до $39,4 млрд в год с объемом ежегодного ввода новых мощностей на уровне 19,9 ГВт, прогнозирует компания. Сейчас в мире реализуется или запланировано более 6,6 тыс. проектов микрогридов.

Активнее всего микрогриды создаются в Северной Америке и Азиатско-Тихоокеанском регионе. Причем за границей в локальные энергосистемы объединяются не только коммерческие и промышленные потребители, но и изолированные поселения, военные объекты и университетские кампусы.

Как правило, в единый контур микрогрида входят разные виды генерации, включая ВИЭ-объекты, системы накопления электрической и тепловой энергии, а также автоматизированные системы учета и управления. Сочетание различных технологий помогает обеспечить оптимальные уровни потребления и производства электроэнергии.

В мире инвестиции в строительство микрогридов оцениваются в $1-3 тыс. за 1 кВт установленной мощности в зависимости от расположения ячейки, оборудования, интегратора, набора вендоров и проч., отмечается в докладе "Энерджинет". Причины бурного развития таких микроячеек - не только в росте цен на электроэнергию в централизованной системе, но и в желании потребителей переходить на более экологичные и при этом надежные и гибкие источники энергии. Участники микрогридов создают новые бизнес-модели и различные механизмы разделения прав собственности на объекты.

Ключевое отличие АЭКов от зарубежных концепций микрогридов заключается в том, что российская модель определяет такие регуляторные условия функционирования, которые делают выгодным присоединение микрогрида к сети, но при этом не создают проблем для энергорынка, отмечает Дмитрий Холкин. "Напротив, концепция АЭКов предполагает своего рода взаимовыгодный симбиоз централизованной и распределенной энергетики, и поэтому центральный элемент концепции - интеллектуальное присоединение, - рассказывает он. - За рубежом в этом плане распределенная генерация и микрогриды выступают скорее вызовом, к которому сетевые компании и другие традиционные игроки отрасли вынуждены адаптироваться, что часто приводит к перекосам в экономике энергосистем".

Промышленные потребители пока скептически смотрят на будущее активных энергетических комплексов в России - по крайней мере в предложенном виде. "Инициатива интересная, но привлекательность участия в ней для многих промышленных предприятий снижена неоправданными ограничениями, например для числа подключений к внешней сети и для мощности генерирующего объекта", - говорят в "Сообществе потребителей энергии" (объединяет крупных потребителей электроэнергии). В Совете производителей энергии (СПЭ, объединяет генерирующие компании) пока не берутся делать выводы о перспективах нового механизма, поскольку проект создания и функционирования АЭК носит экспериментальный характер. Нужно дождаться запуска и начала работы комплексов, считают в СПЭ. В "Россетях" озабочены тем, что в результате создания подобных ячеек снижается полезный отпуск в "общей" сети, "а у остальных потребителей растут затраты на поддержание централизованной системы энергоснабжения в рабочем состоянии". "Компенсировать это могут услуги по предоставлению АЭК "горячего резерва" мощности, а также реверсивной передачи мощности между АЭКами с требуемыми параметрами качества и надежности, - говорят в компании. - Как следствие, тарифная модель станет более дифференцированной, увеличится выбор ценовых предложений для потребителя, расширится рынок системных услуг". Развитие распределенной энергетики "не должно создавать риски для устойчивой работы централизованной системы электроснабжения, частью которой является сетевой комплекс", резюмируют в "Россетях".

В перспективах проекта сомневаются и эксперты. Сама по себе конструкция АЭКа прежде всего является регуляторной, а не технической, объясняет Сергей Роженко, менеджер практики по работе с компаниями сектора энергетики и коммунального хозяйства KPMG в России и СНГ: "Во-первых, схема касается отдельного вида потребителей - бизнес-парков, где есть различные собственники инфраструктуры и отдельных производственных площадок. Во-вторых, при мощности до 25 МВт и без специального регулирования АЭК существует возможность строительства розничной генерации и поставки электроэнергии "с шин" без оплаты сетевого тарифа (основная экономия). То есть подобные проекты и так реализуются". По его мнению, ключевая заслуга АЭКов - "обеление" серой зоны регуляторного вакуума и коммерческих рисков, которые сегодня присутствуют в части опосредованного присоединения потребителей к ЕЭС. Схема АЭКов предлагает более прозрачную конструкцию как в части технологического присоединения, так и во взаиморасчетах с сетями, продолжает аналитик.

"Но тут кроется и главная слабость: потребители, уйдя от монополизма гарантирующих поставщиков электроэнергии, имеют риск попасть в ценовую кабалу локального оператора АЭКа. Думаю, что гарантии возможности возврата на общие условия розничного электроснабжения для потребителей могли бы стать стимулом для более активного развития данного сегмента", - считает Сергей Роженко.

Источник информации - kommersant.ru

В России тестируют концепцию локальных микрогридов.

У потребителей электроэнергии России появился новый способ выхода из энергосистемы. Они могут объединяться и создавать активные энергетические комплексы (АЭК) с собственной генерацией и сетевой инфраструктурой. Основной плюс - экономия расходов на энергоснабжение при сохранении связи с внешней сетью. Пока проект работает в тестовом режиме, за два года в стране может быть создано множество энергокомплексов общей мощностью до 250МВт. По оценкам "Энерджинет", потенциал рынка в РФ к 2028 году составит 1,2 ГВт в год. Однако эксперты сомневаются в перспективах проекта, считая новый механизм лишь желанием регуляторов контролировать уход потребителей из централизованной энергосистемы.

Общемировой тренд по созданию локальных микроэнергосистем промышленных и коммерческих потребителей (industrial microgrid) дошел и до России. Старт новому механизму дало постановление правительства РФ о создании активных энергетических комплексов (АЭК) в пилотном режиме, которое вступило в силу в конце сентября.

По сути, АЭК - это своеобразный энергетический анклав или локальная энергоячейка. В структуру комплекса могут входить несколько коммерческих потребителей, небольшие электростанции на различных источниках энергии, а также внутренняя электросетевая и инжиниринговая инфраструктура. В результате потребители внутри АЭК смогут снижать потребление из единой энергосистемы (ЕЭС) и обеспечивать себя электроэнергией с собственных блок-станций.

Однако АЭК нельзя считать полностью изолированной ячейкой. Комплекс будет подключен к ЕЭС, обеспечивающей резерв, и сможет при необходимости продолжать потребление из внешней сети. АЭК может иметь только одно соединение с внешней сетью - через генератора или потребителя. Управление энергетическими режимами, регулирование производства и потребления электроэнергии внутри микрогрида, а также поддержание параметров перетока из ЕЭС будут происходить в режиме реального времени с помощью программно-аппаратного комплекса управляемого интеллектуального соединения (УИС).

Согласно постановлению правительства, максимальная установленная мощность всех электростанций в АЭК должна быть менее 25 МВт. При этом суммарная электрическая нагрузка всех комплексов на время проведения пилотного проекта ограничена квотой в 250 МВт. Участники также смогут выбрать более привлекательную для себя модель расчета стоимости услуг по передаче электроэнергии из внешней сети. Цена электроэнергии с электростанций внутри микрогрида регулироваться не будет - потребитель и производитель должны сами договориться о ставках. Есть ограничение: если АЭК дольше 10 секунд будет превышать индивидуально установленное значение потребления мощности из ЕЭС, то энергокомплекс отключат от внешней сети.

Инициатива была разработана в рамках реализации "дорожной карты" Национальной технологической инициативы по направлению "Энерджинет" силами "Системного оператора" (СО, диспетчер энергосистемы) при поддержке группы экспертов инфраструктурного центра "Энерджинет". В группу входили представители "Совета рынка" (регулятор энергорынков), Минэнерго и "Россетей". Как ожидается, в конце октября начнется прием заявок от участников. Единственное условие - соответствие всем техническим требованиям. Набор участников продлится два года или пока не будет выбрана вся квота в 250МВт. За это время регуляторы энергорынка оценят экономический эффект проекта, регуляторные особенности и технические аспекты, что позволит сформировать целевую модель механизма. При этом для всех пилотных АЭКов правила останутся неизменными на протяжении десяти лет.

Желание потребителя уйти из энергосистемы объясняется ростом стоимости электроэнергии, которая в последние годы все больше формируется нерыночными факторами. Так, по оценкам "Совета рынка", в 2021 году 81% платежа за мощность, или 666 млрд руб., придется на нерыночные надбавки. В основном это доплата на строительство ТЭС по договорам на поставку мощности (ДПМ), заключенным после реформирования РАО "ЕЭС России". Кроме того, промышленность и коммерческие потребители также доплачивают за сниженные тарифы населения: так называемое перекрестное субсидирование в электросетевом комплексе, по оценке "Россетей", в текущем году составляет 236,8 млрд руб. в год.

В таких условиях движение потребителей в сторону строительства распределенной генерации только усиливается.

Сейчас совокупная доля распределенной генерации на рынке, по разным оценкам, составляет от 10 до 15 ГВт (до 6% мощности всей энергосистемы). Из-за множества нерыночных механизмов даже генерирующим компаниям стало выгоднее уходить из оптового энергорынка и продавать электроэнергию напрямую потребителю по договорной одноставочной цене. За последние пять лет, по данным "Совета рынка", в розничный сегмент ушли 49 электростанций общей мощностью 1,25 ГВт. На рознице могут работать электростанции менее 25 МВт, крупным объектам можно уходить с опта только по специальному разрешению. Такой подход оказывается намного выгоднее для электростанций без дополнительных преференций, получающих только цену конкурентного отбора мощности, которая, вопреки прогнозам 15-летней давности, сильно отстает от цены ДПМ.

Организаторы ожидают большой интерес к механизму АЭК. Потенциал российского рынка АЭКов к 2028 году может достигнуть 1,2 ГВт в год, или 175 млрд руб. в год, отмечается в экспертно-аналитическом докладе "Энерджинет" об активных энергокомплексах. А суммарная мощность таких объединений через восемь лет может превысить 4 ГВт, подсчитали эксперты.

Цель организаторов проекта - в первую очередь привлечь предприятия среднего бизнеса, для которых совместное использование генерирующей мощности становится новым, ранее недоступным фактором повышения эффективности, говорит директор инфраструктурного центра "Энерджинет" Дмитрий Холкин. По его оценкам, экономический эффект - снижение конечной цены на электроэнергию более чем на 20%. Стоимость электроэнергии, производимой в микрогриде, оказывается ниже, а внутренний энергообмен организуется без оплаты услуг за передачу энергии. Кроме того, каждый новый потребитель, входящий в состав сформированного АЭКа, не будет платить за технологическое присоединение к сети.

Эксперты "Энерджинета" проводили модельный расчет на примере индустриального парка "Малая Сосновка" в Челябинской области. Речь идет о росте потребления с 6,2 МВт до 17,7 МВт за счет появления в ближайшие три года новых резидентов. Дополнительное техприсоединение к сетям уровня 10 кВ приведет к росту цены для потребителей до уровня 8 руб. за 1 кВт-ч, а в случае организации АЭК стоимость электроэнергии составит около 5,8 руб. за 1 кВт-ч, рассказывает господин Холкин.

При этом общие инвестиции в создание инфраструктуры АЭКов, включая генерацию, аккумулятор и УИС, для потребителя на 5 МВт оцениваются примерно в 94 тыс. руб. за 1 кВт установленной мощности при возможности масштабирования АЭКа до 13 МВт и увеличения мощности генерирующих установок со снижением средней стоимости до 60 тыс. руб. за 1 кВт, говорит руководитель направления инфраструктурного центра "Энерджинет" Борис Бокарев. Период окупаемости проекта он оценивает в пять с половиной лет.

Годовой объем мирового рынка микрогридов, согласно подсчетам аналитической компании Guidehouse Insights, оценивается в $8,1 млрд с объемом ввода новых мощностей на уровне 3,5 ГВт в год. К 2028-му этот рынок вырастет до $39,4 млрд в год с объемом ежегодного ввода новых мощностей на уровне 19,9 ГВт, прогнозирует компания. Сейчас в мире реализуется или запланировано более 6,6 тыс. проектов микрогридов.

Активнее всего микрогриды создаются в Северной Америке и Азиатско-Тихоокеанском регионе. Причем за границей в локальные энергосистемы объединяются не только коммерческие и промышленные потребители, но и изолированные поселения, военные объекты и университетские кампусы.

Как правило, в единый контур микрогрида входят разные виды генерации, включая ВИЭ-объекты, системы накопления электрической и тепловой энергии, а также автоматизированные системы учета и управления. Сочетание различных технологий помогает обеспечить оптимальные уровни потребления и производства электроэнергии.

В мире инвестиции в строительство микрогридов оцениваются в $1-3 тыс. за 1 кВт установленной мощности в зависимости от расположения ячейки, оборудования, интегратора, набора вендоров и проч., отмечается в докладе "Энерджинет". Причины бурного развития таких микроячеек - не только в росте цен на электроэнергию в централизованной системе, но и в желании потребителей переходить на более экологичные и при этом надежные и гибкие источники энергии. Участники микрогридов создают новые бизнес-модели и различные механизмы разделения прав собственности на объекты.

Ключевое отличие АЭКов от зарубежных концепций микрогридов заключается в том, что российская модель определяет такие регуляторные условия функционирования, которые делают выгодным присоединение микрогрида к сети, но при этом не создают проблем для энергорынка, отмечает Дмитрий Холкин. "Напротив, концепция АЭКов предполагает своего рода взаимовыгодный симбиоз централизованной и распределенной энергетики, и поэтому центральный элемент концепции - интеллектуальное присоединение, - рассказывает он. - За рубежом в этом плане распределенная генерация и микрогриды выступают скорее вызовом, к которому сетевые компании и другие традиционные игроки отрасли вынуждены адаптироваться, что часто приводит к перекосам в экономике энергосистем".

Промышленные потребители пока скептически смотрят на будущее активных энергетических комплексов в России - по крайней мере в предложенном виде. "Инициатива интересная, но привлекательность участия в ней для многих промышленных предприятий снижена неоправданными ограничениями, например для числа подключений к внешней сети и для мощности генерирующего объекта", - говорят в "Сообществе потребителей энергии" (объединяет крупных потребителей электроэнергии). В Совете производителей энергии (СПЭ, объединяет генерирующие компании) пока не берутся делать выводы о перспективах нового механизма, поскольку проект создания и функционирования АЭК носит экспериментальный характер. Нужно дождаться запуска и начала работы комплексов, считают в СПЭ. В "Россетях" озабочены тем, что в результате создания подобных ячеек снижается полезный отпуск в "общей" сети, "а у остальных потребителей растут затраты на поддержание централизованной системы энергоснабжения в рабочем состоянии". "Компенсировать это могут услуги по предоставлению АЭК "горячего резерва" мощности, а также реверсивной передачи мощности между АЭКами с требуемыми параметрами качества и надежности, - говорят в компании. - Как следствие, тарифная модель станет более дифференцированной, увеличится выбор ценовых предложений для потребителя, расширится рынок системных услуг". Развитие распределенной энергетики "не должно создавать риски для устойчивой работы централизованной системы электроснабжения, частью которой является сетевой комплекс", резюмируют в "Россетях".

В перспективах проекта сомневаются и эксперты. Сама по себе конструкция АЭКа прежде всего является регуляторной, а не технической, объясняет Сергей Роженко, менеджер практики по работе с компаниями сектора энергетики и коммунального хозяйства KPMG в России и СНГ: "Во-первых, схема касается отдельного вида потребителей - бизнес-парков, где есть различные собственники инфраструктуры и отдельных производственных площадок. Во-вторых, при мощности до 25 МВт и без специального регулирования АЭК существует возможность строительства розничной генерации и поставки электроэнергии "с шин" без оплаты сетевого тарифа (основная экономия). То есть подобные проекты и так реализуются". По его мнению, ключевая заслуга АЭКов - "обеление" серой зоны регуляторного вакуума и коммерческих рисков, которые сегодня присутствуют в части опосредованного присоединения потребителей к ЕЭС. Схема АЭКов предлагает более прозрачную конструкцию как в части технологического присоединения, так и во взаиморасчетах с сетями, продолжает аналитик.

"Но тут кроется и главная слабость: потребители, уйдя от монополизма гарантирующих поставщиков электроэнергии, имеют риск попасть в ценовую кабалу локального оператора АЭКа. Думаю, что гарантии возможности возврата на общие условия розничного электроснабжения для потребителей могли бы стать стимулом для более активного развития данного сегмента", - считает Сергей Роженко.

Источник информации - kommersant.ru