Лекарство от энергодефицита

Потребление электроэнергии в России в последнее время бьет рекорды. 10 января был зафиксирован исторический максимум суточных нагрузок в Единой энергосистеме страны: 163,52 ГВт на 12.00 мск. Это на 2,1 ГВт больше предыдущего значения, зафиксированного 24 декабря 2021 г.

Уверенное увеличение спроса демонстрируют Восточная Сибирь, Дальний Восток, южные регионы страны. И это положительная тенденция: если растет потребность в электроэнергии, значит, развивается экономика, повышается качество жизни.

По всем прогнозам, рост сохранится в ближайшие годы. Это вызов для энергетической отрасли. Нужно строить новые объекты генерации и электросетевого хозяйства. Но крупные проекты не реализуются быстро – запустить их получится только через несколько лет. Экономика не может ждать так долго. На это время нужно искать внутренние резервы и механизмы, чтобы здесь и сейчас не допускать дефицита, подключать новых потребителей, поддерживать надежность энергосистемы.

Один из таких инструментов, широко применяемый во всем мире, – управление спросом, или Demand Response. Так называют ценозависимое снижение потребления: добровольное самоограничение крупных потребителей (алюминиевых заводов, центров обработки данных, котельных) на определенное количество часов в сутки в обмен на экономические стимулы. В некоторых странах в этом механизме задействовано до 8% установленной мощности энергосистем. Например, в США на рынке PJM, объединяющем 14 штатов, при установленной мощности всей генерации 185 ГВт на управление спросом приходится 15 ГВт. В Евросоюзе и Великобритании в относительном выражении доля чуть поменьше – около 2%, но объемы значительные – 20 и 1,5 ГВт соответственно. По оценкам Международного энергетического агентства, около 3900 ТВтч потребляемой электроэнергии в мире на сегодняшний день потенциально доступно для управления нагрузкой, а к 2040 г. прогнозируется рост до 6900 ТВтч, или около 20% глобального потребления электроэнергии.

В России такой механизм тоже есть: потребители могут получать денежное вознаграждение от «Системного оператора» или агрегатора спроса за каждый киловатт сниженной мощности в заданное время. Это очень полезный инструмент в первую очередь для регулирования суточных пиков потребления зимой, когда уровень нагрузки значительно вырастает. Приведу пример Иркутской области, базового региона для компании «Эн+». Разница между ночным минимумом и дневным максимумом потребления в зимний период может составлять 300–400 МВт. Всего в году 30–35 суток, когда есть такое ярко выраженное существенное колебание. Чтобы покрывать такие пики, необходимо держать значительный объем генерирующих мощностей в «горячем» резерве. В конечном счете это приводит к износу основного оборудования, сокращению срока его службы и необходимости его вывода на ремонт. А можно с помощью механизма Demand Response сгладить график, уменьшить нагрузку на энергосистему в такие часы максимумов.

Как показывает российская практика, управление спросом востребовано и актуально, но может и должно развиваться более активно. В связи с ограничениями, действующими при проведении отборов, максимальный объем управления спросом в Сибири составлял 285 МВт (на ноябрь 2022 г.) – меньше, чем нужно для покрытия зимних суточных пиков в одной Иркутской области. Требуется эволюционная настройка этого механизма и увеличение объема потребления, которое возможно регулировать. Есть два ключевых момента, препятствующих раскрытию потенциала механизма Demand Response.

Во-первых, сейчас потребитель соглашается на добровольное ограничение потребления длительностью до 4 часов в сутки. Это много. Многие потребители, с которыми я обсуждал эту тему, говорят: мы не можем отключаться на такое длительное время, но, если бы оно было меньше, мы бы воспользовались этой услугой.

Во-вторых, механизм в нынешнем виде не гарантирует, что его участник, взяв на себя обязанность отключиться в оговоренное время, сделает это. За нарушение грозит санкция – штраф, однако его размер не является существенным. Это позволяет потребителям не соблюдать договоренности о сокращении потребления, что уже многократно подтверждалось на практике. В таких условиях «Системный оператор» не сможет спланировать системную надежность, если потребитель то ли отключится, то ли нет. Это решаемая проблема. За рубежом Demand Response – не просто договор, а целая технология. Устанавливается автоматика и возможность для диспетчерского управления удаленно отключать потребителя, если он согласился участвовать и подал заявку. И это считается абсолютно нормальным. В России реализовать подобную технологию вполне реально. Да, потребуется потратить деньги на автоматизацию, но возможности есть, и желающие точно найдутся.

В управлении спросом заинтересованы все участники энергорынка. Это классическая ситуация win-win. Для регулятора это инструмент повышения гибкости и надежности энергосистемы, оптимизации планирования и управления энергетическими режимами. Генераторы и электросети смогут избежать пиков нагрузок, сгладить кривую потребления, которая порой зашкаливает. Потребители извлекут из временного самоограничения материальную выгоду. Речь идет прежде всего о крупных энергоемких производствах, в том числе непрерывных: нет нужды останавливать, например, электролизер – достаточно отключить какое-нибудь вспомогательное оборудование и уже можно получить за это деньги. В конце концов, Demand Response – это альтернатива строительству новых электросетей и генерации, которое оплачивают те же потребители. Если развивать эту альтернативу, строить придется меньше – можно сэкономить.

Настройка этого механизма требует синхронизации усилий многих заинтересованных сторон. И первые обсуждения необходимости внесения изменений в механизм, которые прошли в этом году с Минэнерго РФ, «Системным оператором», членами наблюдательного совета ассоциации «Совет производителей энергии» и представителями генерирующих компаний, обнадеживают.