Снижение объемов промышленного производства, преимущественно обеспечивающего базовую нагрузку энергосистемы, и возрастание доли переменного во времени коммунально-бытового электропотребления, с одной стороны, и стремительный рост возобновляемых источников в мире [1], с другой стороны, обострили задачу необходимости согласования несоответствия графиков спроса и изменяющейся в зависимости от погодных факторов генерации. Можно выделить два подхода к ее решению. Первый – предполагает определение потребности экономики в энергии, а всю совокупность энергоснабжающих предприятий рассматривает как систему. И целью системы энергоснабжения является минимизация издержек для заданной экономикой производственной программы энергетики [2]. В рамках этого подхода происходит: увеличение доли пиковых источников, в том числе за счет изменения режимов работы части тепловых станций, развитие накопителей энергии [3], повышение требований к атомным энергоблокам в части участия в регулировании и расширения диапазона изменения графика выдачи мощности. Издержки содержания в энергосистеме пиковых электростанций в рыночной экономике не могут быть в полной степени покрыты увеличением цены электроэнергии в периоды максимального спроса на электроэнергию. Эта проблема подробно рассмотрена на примере Нового Южного Уэльса (Австралия), где отпуск электроэнергии в периоды прохождения энергосистемой максимума нагрузок по цене в 18 раз, превышающей среднегодовую, лишь частично покрывал 400-кратное различие в стоимости электроэнергии, вырабатываемой пиковыми источниками, обеспечивающих 10% пик нагрузки (10% top–power), и базовыми мощностями [4]. Поэтому на протяжении последнего времени достаточно закономерным является смещение предпочтений, отдаваемых развитию накопителей [5<span style="text-decoration: underline;">],</span> вследствие уменьшения стоимости аккумулирования энергии на 70% в 2010-2017 гг. и прогноза ее дальнейшего снижения на 60% к 2030 г. [6] при отсутствии предпосылок уменьшения стоимости энергомашиностроительной продукции. Развитие систем аккумулирования энергии происходило на протяжении последнего десятилетия значительно более быстрыми темпами по сравнению с пиковой генерацией, несмотря на скачкообразной прирост добычи углеводородов на основе разработок сланцевого газа, снизившем стоимость электроэнергии газовых пиковых электростанций. В свою очередь требование перевода атомных энергоблоков из несения базовой нагрузки к участию в регулировании графика мощности ведет как к их усложнению и, соответственно не способствует повышению надежности функционирования отрасли, так и снижению коэффициента использования мощности (КИУМ), что увеличивает период окупаемости капиталовложений в атомную энергетику.

Альтернативный подход основывается на взаимоувязке возможностей энергосистемы и потребителей путем адаптации графика потребления в соответствии с технологическими особенностями генерации. Основы управления нагрузками потребителей в отечественной энергетике были заложены в 30-е годы прошлого столетия С.А. Кукель–Краевским, а позднее – И.М. Марковичем, И.А. Сыромятниковым и т.д. за многие десятилетия до начала стремительного развития возобновляемых источников. Только тогда она имела постановку никак не связанную с особенностями графика генерации ВИЭ и оставшуюся актуальной и сегодня для тепловых и атомных электростанций, а именно: минимизация удельных расходов топлива, достижения максимального народнохозяйственного эффекта капитальных затрат в электроэнергетику путем максимизации КИУМ энергосистемы. В результате КИУМ в советской энергосистеме был значительно выше, чем в большинстве развитых стран и в 1,2 раза превосходил сегодняшние значения энергосистемы России (0,559 в 1985 г. и 0,463 в 2014 г.), что позволяло более эффективно использовать ресурсы в электроэнергетике – одной из самых капиталоемких отраслей экономики [7]. Успехи в формировании графика спроса, обеспечивающего минимизацию издержек генерации, существенно снизили потребность в пиковых источниках энергии и системах аккумулирования энергии, которые в ХХ веке реализовывались преимущественно на основе ГАЭС. Поэтому гидроаккумулирование не получило широкого распространения: на территории России функционирует всего одна ГАЭС, которая находится в Московской области и не привязана к регулированию работы определенной АЭС.

В качестве иллюстрации оптимизации энергоснабжения в результате использования возможностей потребителя можно привести разработанный в Министерстве черной металлургии СССР механизм, позволяющий при неизменной (или даже увеличивающейся) установленной мощности электроприемников целенаправленно снижать электропотребление в период прохождения максимума нагрузки (при этом суммарная мощность совокупности электроприемников могла увеличиваться). Для энергосистемы определяющим выступает не суммарная установленная мощность совокупности электроприемников потребителя, а заявленная мощность – фактическое потребление в период прохождения максимума нагрузки. Так, например, на трубном заводе «Лентрубсталь» в 1985 г. суммарная мощность электроприемников составляла 33 МВт. Однако за счет мероприятий по координации интересов энергосистемы и технологических процессов потребителя во время максимума нагрузки потребление электроэнергии не превышало 3,3 МВт. В результате увеличения потребления в период дневного и ночного снижения нагрузки более заявленной мощности обеспечивалось время использования заявленной мощности более 8760 часов в году [8].

Первым этапом решения рассматриваемой проблемы являлась корректировка технологических процессов, согласованное изменение графика рабочего времени, перенос времени обеденных перерывов и т.д. Вторым – реализация проектных решений, обеспечивающих разгрузку существующего электроемкого оборудования на один-два часа в сутки. Третьим – разработка нового оборудования, позволяющего увеличивать период снижения электропотребления без ущерба для основного технологического процесса. Если первый этап реализовывался достаточно быстро, то второй и, особенно, третий требовал долгосрочного целеполагания и определял направление технологического развития в отрасли. В результате за счет снижения потребления в период прохождения максимума нагрузки металлургические предприятия принимали на себя функцию регуляторов энергосистемы и обеспечивали фактическое использование заявленной мощности до 12 400 часов в год.

Следует отметить, что если для системы электростанций задачей является обеспечение экзогенной для нее производственной программы, эти наработки не востребованы, повышение КИУМ не входит в первоочередные задачи развития отечественной энергетики, и по настоящее время даже в условиях пренебрежимо малого развития возобновляемых источников в России он продолжает снижаться. Об этом свидетельствуют значения коэффициента использования установленной мощности в самый холодный первый квартал года, когда потребление электроэнергии в ЕЭС России максимально (Таблица).

Таблица <strong>Показатели производства электроэнергии за первый квартал и мощности ЕЭС в 2012-2017 гг. </strong><table class="docx-publication-table"><tr><td class="docx-publication-cell"> Год</td><td class="docx-publication-cell"> КИУМ ЕЭС</td><td class="docx-publication-cell"> Производство электроэнергии, млрд кВт∙ч</td><td class="docx-publication-cell"> Мощность ЕЭС, МВт</td></tr><tr><td class="docx-publication-cell"> 2017</td><td class="docx-publication-cell"> 56%</td><td class="docx-publication-cell"> 287 101</td><td class="docx-publication-cell"> 237 455</td></tr><tr><td class="docx-publication-cell"> 2016</td><td class="docx-publication-cell"> 56%</td><td class="docx-publication-cell"> 284 658</td><td class="docx-publication-cell"> 235 312</td></tr><tr><td class="docx-publication-cell"> 2015</td><td class="docx-publication-cell"> 56%</td><td class="docx-publication-cell"> 281 361</td><td class="docx-publication-cell"> 232 795</td></tr><tr><td class="docx-publication-cell"> 2014</td><td class="docx-publication-cell"> 57%</td><td class="docx-publication-cell"> 280 433</td><td class="docx-publication-cell"> 227 547</td></tr><tr><td class="docx-publication-cell"> 2013</td><td class="docx-publication-cell"> 59%</td><td class="docx-publication-cell"> 286 100</td><td class="docx-publication-cell"> 223 330</td></tr><tr><td class="docx-publication-cell"> 2012</td><td class="docx-publication-cell"> 62%</td><td class="docx-publication-cell"> 291 800</td><td class="docx-publication-cell"> 219 614</td></tr></table>

Приведем данные для ОЭС Беларуси оценки влияния низкой эффективности использования генерирующих мощностей на издержки энергоснабжения потребителей (годовой объем выработки преимущественно на основе тепловых электростанций ~ 30 млрд кВт∙ч, что не превышает 3% объема генерации в России). В работе [9] обосновано, что годовой эффект повышения эффективности использования мощностей путем выравнивания графика нагрузки составляет 71 млн долл. США в год, из которых только 45 млн долл. может быть отнесено на инвестиционную составляющую. Затраты, которые не являются инвестиционной составляющей обусловлены большим удельным расходом топлива в отличных от номинальных режимах с частичной загрузкой; запусками и остановами не только нового, но и ранее эксплуатируемого оборудования, что в свою очередь негативно влияет на ресурс и аварийность энергоблоков; вызывает рост объема ремонтных работ, увеличение доли постоянных затрат на обслуживание электростанций и т.д. Эти сопоставимые с инвестиционной составляющей затраты являются прямыми потерями. То есть мы имеем дело с мультипликативным эффектом снижения эффективности энергетики, когда на каждый рубль, вложенный в опережающий потребление рост энергетических мощностей, требуется оплатить примерно такой же объем дополнительных не подающихся монетизации прямых потерь, обусловленных технологическими особенностями отрасли. Величина этих издержек не может быть определена в полной мере, и как утверждают авторы [9], не исключено наличие еще не обсчитанных составляющих. Еще в меньшей степени подается учету их явно неположительное влияние на динамику электропотребления.

<p>Таким образом, в зависимости от того подразумевается ли взаимоувязка возможностей потребителя и энергосистемы для оптимизации энергоснабжения возможны различные подходы решения вопроса согласования графика нагрузки и режимов работы генерирующих мощностей:</p> <p>- формулировка производственной программы для энергосистемы, предусматривающей выдачу мощности по графику задаваемому потребителем;</p> <p>- не удовлетворения спроса, а его формирование в наибольшей степени приближенного к возможностям генерации путем комплекса реализуемых у потребителя мероприятий.</p>

По сути следование второму подходу является возвращением потребителя в неразрывную технологическую цепочку «производство-потребление топливно-энергетических ресурсов (ТЭР)». Именно такой подход был положен в основу развития советской энергетической науки, изучающей закономерности, явления, процессы, средства преобразования, распределения и использования всех видов энергии и энергетических ресурсов [10].

В части регулирования нагрузок этот подход обеспечивал оптимизацию эффективности использования установленных мощностей путем стимулирования увеличения потребления в периоды спада спроса, приходящегося преимущественно на ночное время, и минимизации потребления в заранее известное время прохождения максимума нагрузки. При появлении в энергосистеме распределенной генерации (установок, подключенных к шинам распределительной подстанции, в т.ч. на стороне нагрузки, и оснащенной автоматикой для обеспечения синхронной работы с энергосистемой, отключения от энергосистемы и поддержания автономной работы), как зависящей от природных условий, так и позволяющей изменять мощность требуется изменение алгоритма управления. Целесообразным является введение управляющего параметра, изменяющегося во времени и позволяющего корректировать потребление и генерацию регулируемых источников, в зависимости от нагрузки в локальной зоне энергосистемы. Изменение должно происходить не только во времени, но и при переходе от зоны действия одной понизительной подстанции к другой. В результате оптимизации энергоснабжения совокупности потребителей в условиях наличия источников распределенной генерации возникнут предпосылки для формирования отдельных интеллектуальных микросетей (smart microgrid) в зоне действия каждой понизительной подстанции. На первоначальном этапе функцию такого управляющего параметра может выполнять плавающая цена электроэнергии. Заметим, что в условиях хорошо предсказуемой динамикой изменения как спроса, так и генерации, введение изменяющейся во времени цены электроэнергии было избыточным требованием. Переменные цены создадут мотивацию потребителей к переносу нагрузок на периоды низкой цены электроэнергии. Микросети на основе плавающей стоимости энергии способны эффективнее регулировать потребление электроэнергии, чем потребитель, принимающий решение о выборе режимов работы электроприемников на основании применяемых в настоящее время зонных тарифов. Поэтому более перспективным подходом к регулированию графика нагрузки является не фиксирование нескольких ступеней стоимости электроэнергии и установка многозонных приборов учета, а управление режимами электротехнических комплексов и систем потребителей на основе плавающей стоимости электроэнергии.

Возможность обработки информации в реальном режиме времени и выработки алгоритмов, позволяющих оптимизировать энергоснабжение в пределах каждой микросети, обеспечат блокчейн технологии. По истечению определенных интервалов времени, например суток, на их основе будут проводиться финансовые взаиморасчеты между всеми участниками.

В перспективе по мере развития системы сбора и обработки информации для координации характера потребления с возможностями генерации и загруженностью линий электропередач целесообразно введение не скалярного, каковым является цена электроэнергии, а векторного управляющего параметра. Он должен содержать не только мгновенную информацию об издержках генерации и сетевой инфраструктуры по передаче электроэнергии, но и совокупность значений от каждого подключённого к сети электроприемника и генератора о величинах издержек в результате изменения на различных временных интервалах потребления или выработки электроэнергии.

Данный механизм будет способствовать как снижению издержек функционирования существующих тепловых и атомных электростанций в результате обеспечения их работы в оптимальных режимах, так и формированию совокупности потребителей, способных корректировать свой профиль потребления исходя из возможностей генерации, значительную долю в которой в перспективе займут ВИЭ.

В 2010-2017 гг. доля солнечной и ветровой генерации в России увеличилась до 0,1%в общем объеме производства электроэнергии. Пока это значение не достигнет 7-10 %, задача повышения загрузки существующих мощностей, а не приведение потребления в соответствие к стохастическому графику возобновляемых источников является наиболее актуальной. Требования, предъявляемые к потребителям для максимизации КИУМ сегодняшних мощностей и для приема энергии от ВИЭ имеют одинаковую природу. Поэтому развитие энергетики с активной ролью потребителя обеспечит повышение загрузки существующих мощностей, а по мере развития ВИЭ их интеграцию в энергосистему с минимальными издержками.