«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.
Окупаемость аварийного механизма управления спросом, по подсчетам «Транснефтьэнерго», 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 управления будет 75 руб. за кВт•ч, что на 25 руб. дешевле, чем накопители, но такой механизм сможет снижать объем потребления на более длительный период. Продолжительность отключений предлагается 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 ЕЭС России. Оптовые цены на электроэнергию снижаются, а бизнес получает плату за такие услуги. Ранее регуляторы рассматривали аварийный механизм как меру подстраховки энергосистемы в периоды пиковых нагрузок, прежде всего в энергосистеме Юга России. 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 СО ЕЭС сообщили, что прорабатывают конкретные параметры работы механизма с потенциальными участниками. Сейчас предполагается, что продолжительность снижения нагрузки может составлять до десяти часов в сутки, уточняет диспетчер, а общий период активации —до двух-трех недель в период прохождения максимумов нагрузок. Такой механизм должен быть универсальным, и его целесообразно применять в любой точке страны, где возникает или прогнозируется дефицит генерирующих мощностей.
