Наш канал продолжает серию материалов, посвященных вопросам развития локальных энергетических рынков. Сегодня мы рассмотрим объёмный аналитический обзор, подготовленный Центром анализа европейской политики (CEPA) по заказу Департамента по энергетической безопасности и углеродной нейтральности Великобритании (DESNZ) и содержащий оценку нескольких моделей таких локальных рынков, которые могут повысить эффективность интеграции распределённых энергетических ресурсов (DER) и улучшить управление распределительными электрическими сетями на фоне энергоперехода и децентрализации энергетики.
Термин «локальный рынок» трактуется как рыночный механизм балансировки спроса и предложения электроэнергии на уровне распределительной сети – в отличие от рынка электроэнергии уровня энергосистем с магистральными передающими сетями и подключенных к ним участников. Великобритания является одним из лидеров в развитии локальных рынков электроэнергии, разрабатывая подход к активному управлению распределительной сетью. В обзоре изложены выводы о потенциале разработки и внедрения моделей локального рынка в условиях Великобритании, а также о связанных с ними преимуществах и рисках.
Предпосылки внедрения и модели локальных рынков
Авторы выделяют ряд причин для внедрения локальных энергетических рынков. Во-первых, это необходимость активного управления ограничениями в распределительных сетях на фоне роста объёмов DER. Во-вторых, текущие рыночные механизмы плохо учитывают потребности и возможности DER, поскольку ориентированы на участников, подключённых к магистральной сети. Третье – локальные рынки способны дать лучшие ценовые и инвестиционные сигналы, более точно отражающие ограничения и ценность ресурсов в конкретных местах и моментах времени.
В обзоре выделены три модели локальных рынков, эффективная реализация которых поможет решить проблемы существующей модели энергорынка (Status quo). Сравнение этих моделей показано на рис. 1.
Модель 0: Status quo
Механика функционирования существующего энергетического рынка следующая. Участники рынка подают заявки (для увеличения спроса или сокращения выработки) и/или оферты (для снижения спроса или увеличения выработки). При закрытии торгов подаются заявки на механизм балансировки. TMO выбирает комбинацию балансирующих ставок и системных услуг, которая наиболее эффективно уравновешивает спрос и предложение, соблюдая при этом ограничения на передачу. Согласованные с механизмом балансирования ставки/оферты получают свою цену (оплата по факту предложения). Механизмы этого рынка не учитывают такие значимые факторы, как особенности локации и тайминга конкретных рынков (в части инвестиций и особенностей эксплуатации), и, что важнее, не учитывают производство и спрос на уровне распределительной сети.
Модель 1: Централизованный рынок
В этой модели ресурсы как на уровне передачи, так и распределения координируются и оптимизируются единым оператором. Все ресурсы участвуют в едином процессе согласования заявок и клиринга с учётом ограничений обеих сетей (магистральной и распределительной). К преимуществам модели относятся оптимальное использование ресурсов, конкуренция на равных и масштабируемость. К недостаткам – высокие требования к вычислительным и информационным мощностям для мониторинга, администрирования, проверки и постоянного обновления данных о распределительных сетях, ограничениях, ресурсах и спросе.
Модель 2: Многоуровневый рынок
Эта модель направлена на решение вычислительных и информационных задач путем разделения ответственности за балансировку поставок и спроса между отдельными рынками на уровне распределения и передачи данных и разделения задач между операторами рынка с итеративной координацией между ними (двусторонний обмен информацией и предложениями между уровнями). Преимущества модели – гибкость и масштабируемость, возможность учета локальных особенностей, снятие части нагрузок с централизованных алгоритмов, повышение приватности. К минусам отнесены риск неоптимальных решений из-за итераций, необходимость согласованной работы многих операторов и требование быстрой сходимости итерационного процесса.
Модель 3: Двухступенчатый рынок
Эта модель также отражает разделение рынков и/или операторов на уровне распределения и передачи. В данной модели действует поэтапный клиринг: сначала на уровне распределения, затем на уровне передачи; взаимодействие одностороннее. Преимущества модели – простая реализация, малый объем информационных требований. Минусы: нет совместной оптимизации всех ресурсов, есть риск неэффективного распределения ресурсов и клиринга, снижения конкуренции между ресурсами разных уровней.
Выгоды и риски локальных рынков
В обзоре описаны следующие выгоды от внедрения локальных рынков электроэнергии:
- Более эффективная интеграция DER. Местные рынки позволяют учитывать локальные ограничения и ценность гибкости DER, что приводит к более точному балансированию спроса и предложения на уровне распределительных сетей.
- Оптимизация использования существующих ресурсов. Совместная оптимизация работы ресурсов магистрального и распределительного уровней сети может снизить системные издержки за счет лучшего использования потенциала DER.
- Передача более точных ценовых сигналов. При условии применения распределенных маржинальных цен (DLMP), местные рынки могут формировать значительно более актуальные и точные локальные ценовые сигналы для инвестиций и принятия решений при эксплуатации DER.
- Повышение прозрачности и конкурентоспособности. Местные рынки способствуют вовлечению большего числа участников благодаря более открытому доступу и возможности агрегирования предложений DER.
- Снижение затрат на инвестиции и эксплуатацию сети. Некоторые исследования показывают потенциальную экономию от развития локальных рынков на уровне миллиардов фунтов стерлингов в долгосрочной перспективе – в зависимости от сценариев проникновения DER и выбранной модели рынка.
- Технологическая нейтральность. Подход местных рынков не выделяет конкретные технологии, что обеспечивает равные условия для различных видов решений, в том числе низкоуглеродных.
Основные риски внедрения локальных энергетических рынков таковы:
- Неопределенность материальности выгод. Есть опасения относительно масштабов потенциальной экономической выгоды и срока, за который они могут быть реализованы, особенно на фоне высоких затрат на разработку и модернизацию мониторинговых и ИТ-систем.
- Высокая стоимость внедрения. Необходимы значительные инвестиции в оснащение распределительных сетей средствами мониторинга, цифровизации, обеспечения кибербезопасности и новым программным обеспечением для комплексной оптимизации.
- Риски ликвидности и конкуренции. Возможна недостаточная ликвидность локальных рынков по сравнению с национальными, особенно если рынок ограничен отдельной зоной или сетью, что может привести к неэффективным или нестабильным ценам и ограниченному числу продавцов.
- Сложность управления данными и кибер-риски. Масштаб сбора и обработки данных от миллионов участников увеличивает требования к информационной инфраструктуре и создает вызовы по обеспечению конфиденциальности и защите информации.
- Общественное восприятие и принятие. Механизмы распределения ограниченной пропускной способности сети по рыночным принципам могут вызвать вопросы о справедливости цен на электроэнергию и снизить социальную поддержку реформ среди отдельных категорий потребителей.
- Правоприменение и защита потребителей. Большое число участников затрудняет контроль за соблюдением рыночных правил и проведение расследований по нарушениям, а структуру потребительской защиты предстоит адаптировать для новых моделей рынка.
Условия внедрения локальных рынков
Выявлены следующие необходимые условия для создания локальных энергетических рынков:
- Развитие цифровой и измерительной инфраструктуры. Местные рынки зависят от высокого уровня визуализации состояния распределительных сетей, автоматизации сбора данных и мониторинга в реальном времени, что требует дооснащения существующих сетей.
- Стандартизация и интеграция ИТ-систем. Необходимы общие стандарты для обмена данными, протоколов связи и управления между DER, сетями и операторами.
- Готовность регулирующих органов и рынка. Для постепенного перехода рекомендована поэтапная проработка моделей местных рынков с учетом взаимодействия с другими реформами (например, внедрение узловых тарифов или «зелёных» пулов).
- Разработка и апробация справедливых алгоритмов клиринга. Требуется создание таких рыночных механизмов, которые одновременно будут учитывать ограничения сети, ценовые сигналы, вопросы конкуренции и интересы разных участников.
- Пилотные проекты и международный опыт. Возможность масштабирования зависит от успешности текущих испытаний и пилотов, как в Великобритании, так и в других странах, адаптации лучших практик и методов.
- Гибкость и этапность внедрения. Рекомендуется постепенное развитие, для того чтобы минимизировать технологические, экономические и социальные риски и избежать фрагментации вследствие разных подходов распределительных сетевых компаний.
Выводы
Основной вывод в обзоре состоит в том, что локальные рынки электроэнергии способны повысить эффективность работы распределительных сетей и интеграцию DER. Наиболее перспективными названы модель централизованного рынка (для достижения максимальной эффективности) и модель многоуровневого рынка (для соблюдения баланса между сложностью и гибкостью). Однако, построение рынков этого типа осложняется низкой определенностью выгод, высокими инвестиционными и организационными издержками, а также социальными и техническими рисками. Для успешной реализации таких проектов необходимы развитие инфраструктуры, поэтапное проектирование, адекватная оценка выгод и рисков, а также тщательная интеграция с параллельными реформами и инициативами в энергосекторе.
Подробнее читайте в DESNZ research paper № 52 за 2023 год
Подготовлено АНО «Центр «Энерджинет» при поддержке Фонда НТИ и Минобрнауки России