Усовершенствование новой модели рынка электроэнергии путем управления режимами электропотребления (научное мнение)

Потребители электроэнергии не должны и не могут пассивно ждать снижения цен на рынке электроэнергии, им необходимо активно сотрудничать с ее производителями, а также с операторами систем передачи и распределения, убеждены доктор технических наук Владимир Находов и кандидат технических наук Анатолий Замулко, доценты Национального технического университета Украины "Киевский политехнический институт имени Игоря Сикорского". 
О том, как заинтересовать потребителей управлять своим спросом, какие выгоды это может принести им и какие – энергосистеме в условиях нового рынка электроэнергии и дефицита маневренных мощностей, который по прогнозам ученых, сохранится до конца 2030 года, читайте в их статье для Энергореформы (укр).

ДЖЕРЕЛО: ЭНЕРГОРЕФОРМА

Перші результати застосування нової моделі ринку електричної енергії (далі – РЕЕ) в Україні вже викликали достатньо бурхливу реакцію як з боку фахівців-енергетиків, так і з боку безпосередніх його учасників: виробників і споживачів е/е. Відомо, що значна кількість фахівців ще до впровадження цієї нової моделі попереджали про неминучу появу низки негативних наслідків. Що, зрештою, зараз і спостерігається.

Однак фахівці-енергетики, попереджаючи про негативні наслідки застосування нової моделі РЕЕ, з якихось причин не пояснили достатньо детально та переконливо ні чиновникам усіх рівнів, ні споживачам електричної енергії причини неминучості появи цих негативних наслідків. Спробуємо надолужити пропущене та запропонувати для розгляду варіанти вирішення проблем української енергосистеми.

Про ринок електричної енергії та «фізику» процесів в об’єднаній енергетичній системі

Звичайно, частково негативні результати функціонування нової моделі РЕЕ можна пояснити недосконалістю його механізмів [1]. Проте існують й інші, більш глибинні, причини, пов’язані з "фізикою" процесів, що відбуваються в об’єднаній енергетичній системі (далі – ОЕС) України. Не звертати увагу на ці причини, модернізуючи РЕЕ, просто неможливо і неприпустимо, так як саме в енергетичній системі, причому за певних обов’язкових умов її побудови і функціонування, фізично може успішно відбуватися єдиний та безперервний технологічний процес виробництва, передачі, розподілу та споживання електроенергії.

Доречно нагадати, що електроенергетика має низку особливостей, які значною мірою визначають специфіку її функціонування. Передусім, це нерозривність і повний збіг у часі всіх етапів енергетичного виробництва. Ця обставина визначає повну залежність кількості е/е, що виробляється та передається в енергосистемі, від обсягів її споживання. При цьому її споживачі суттєво відрізняються між собою як за своїм "виробничим" призначенням, так і за режимами роботи, і тому мають дуже різний характер зміни у часі їхнього попиту на електричну енергію. Іншими словами, споживачі "диктують" не тільки кількість е/е, що виробляється в енергосистемі, а також і графік (режим) її виробництва.

Отже, незалежно від того, існує чи ні в державі РЕЕ, споживачі цілком і повністю визначають, скільки е/е і коли саме виробляється та передається в енергосистемі. 
 

Звичайно, електричну енергію можна виробляти заздалегідь та акумулювати її. Однак в українській енергосистемі практично відсутня така можливість, за виключенням кількох гідроакумулюючих електростанцій, загальна потужність яких є незначною (наприклад, найбільша гідроакумулююча електростанція  – Ташлицька ГАЕС – має 900 МВт встановленої потужності).
 

Таким чином, продаючи споживачеві е/е на ринку на добу наперед (РДН) або на внутрішньодобовому ринку (ВДР), ми фактично продаємо енергію, якої ще немає і реальна собівартість виробництва якої нікому невідома. Тому на будь-якому з сегментів РЕЕ існує і буде існувати необхідність систематично коригувати фактичну ціну продажу е/е вже після її купівлі та використання. І таке коригування у новій моделі РЕЕ найчастіше відбувається у бік збільшення цієї ціни.

До цього необхідно додати також, що, окрім задоволення попиту споживачів на е/е, її виробники мають систематично забезпечувати покриття електричного навантаження споживачів, тобто їх попиту на електричну потужність. Тому для забезпечення надійності електропостачання споживачів, а також необхідної якості енергії в енергетичній системі у кожний момент часу має підтримуватись баланс електричної потужності, що виробляється та споживається (саме для цього у новій моделі РЕЕ передбачено балансуючий ринок). Отже, слід мати на увазі, що в енергосистемі фактично виробляються і постачаються споживачам два види "продукції": власне електроенергія, а також електрична потужність.

Про особливості покриття попиту на електричну потужність

Споживачі електричної енергії у зв’язку зі специфікою своєї діяльності мають нерівномірний характер попиту на електричну потужність, який тією чи іншою мірою проявляється у різні періоди часу. Не дивлячись на те, що загальний попит на потужність в енергосистемі формується одночасно численними споживачами, що мають різноманітні режими роботи, графіки електричного навантаження ОЕС також мають помітно нерівномірний характер у добовому, тижневому та сезонному розрізі. Найбільш суттєвий вплив на режими функціонування енергетичної системи здійснює добова нерівномірність її електричного навантаження [2, 3]. Наприклад, добова різниця між максимальним і мінімальним навантаженням ОЕС України взимку 2012 р., коли примусові обмеження попиту споживачів на електричну потужність практично не здійснювалися, становила 7,4 ГВт, взимку 2013 р. – близько 7,0 ГВт. Взимку ж 2017 та 2018 р. (без врахування Кримської та неконтрольованої частини Донбаської електроенергетичних систем) ця різниця складала близько 4,5 ГВт. Здавалося б нерівномірність попиту споживачів на електричну потужність зменшилася.
 

Однак по відношенню до максимального навантаження ОЕС України внутрішньодобова нерівномірність попиту на потужність залишається практично незмінною – 20-25%. У літній період добова різниця між максимальним і мінімальним навантаженням енергосистеми на 35-40% менша від цього показника у зимовий період.
 

Якщо розглянути характерний добовий графік електричного навантаження ОЕС, то в зв’язку з нерівномірним попитом споживачів на електричну потужність графік покриття цього попиту розділяється на базову, маневрену (напівпікову) та пікову області навантаження енергосистеми. Базова область графіка складає 65-80%  від добового обсягу виробництва електроенергії, маневрена область – 10 % і пікова – від 3 до 10%. Для підтримання постійного балансу електричної потужності в енергосистемі сумарна потужність, що генерується протягом доби, має змінюватись в досить широких межах, що забезпечується так званими маневреними енергоблоками.
 

Однак при цьому слід зазначити, що ОЕС України постійно працює в умовах дефіциту маневрених потужностей, які становлять лише 9% від загальної встановленої потужності енергоблоків (мінімально необхідний рівень у Європі – 20%).
 

Виходячи з технічних особливостей та економічних міркувань, енергоблоки АЕС використовують лише для покриття базової області графіка навантаження енергосистеми. Тому в Україні при загальній встановленій потужності атомних енергоблоків, яка не перевищує 25% загальної встановленої потужності енергосистеми, частка електричної енергії, що виробляється на АЕС, значно перевищує 45%.

Дещо кращі маневрені можливості порівняно з атомними електростанціями мають енергоблоки ТЕС з паротурбінними установками (ПТУ). Але такі енергоблоки також використовуються здебільшого для покриття базової області графіка навантаження енергосистеми та лише частково – для покриття його маневреної області. Значно більш реальним і доцільним могло б бути використання в маневреній області навантаження енергосистеми парогазових установок (ПГУ) ТЕС, але таких установок в Україні немає.

Найбільш маневреними з теплових енергоблоків є газотурбінні установки (ГТУ). Час їх виводу на робочий режим складає 1,5-3 хв. Проте такі установки мають відносно низький ККД і потребують значних витрат дорогого палива – природного газу. Тому такі енергоблоки найбільш доцільно використовувати лише в піковій області графіка навантаження енергосистеми. Однак ГТУ в Україні також практично відсутні.

Таким чином, єдиними електростанціями в Україні, здатними працювати в піковій області графіка навантаження енергосистеми, є ГАЕС і ГЕС. Проте ГЕС можуть використовуватись для покриття пікових навантажень з певними обмеженнями: частина гідростанцій, які за гідротехнічними умовами працюють в режимі пропуску води, вимушено використовуються в базовій області графіка покриття навантаження.
 

Для забезпечення стабільної та надійної роботи енергетичної системи у структурі її генеруючих потужностей базові енергоблоки повинні становити 50-55 %, напівпікові енергоблоки – 30-35%, а пікові енергоблоки – 15% [4].

Проте, встановлена потужність ГЕС і ГАЕС, які можуть бути високо маневреними піковими потужностями, в Україні становлять лише 10,1% (проти 15% необхідних для стабільної роботи енергосистеми). Тому покриття пікової частини добового графіка навантаження ОЕС України забезпечується агрегатами ГЕС і ГАЕС лише на 40-50%, а решта покривається за допомогою ТЕС, що працюють у маневреному режимі – із зупинкою у нічний період (на 4-6 годин) приблизно 17 енергоблоків взимку і 7-8 блоків – влітку.

При цьому пиловугільні енергоблоки ТЕС потужністю 100-150 МВт, які можуть ефективно використовуватись як маневрені напівпікові потужності енергосистеми, становлять тільки 18% (проти необхідних 30-35 %). Тому поширеною практикою в ОЕС України є використання в маневрених напівпікових режимах, окрім енергоблоків ТЕС потужністю 100 та 150 МВт, також пиловугільних блоків потужністю 200-300 МВт, які для цього технічно не пристосовані, бо проектувалися для роботи в базових режимах. До того ж, такі енергоблоки мають дуже вузький проектний діапазон регулювання електричного навантаження: лише від 80 до 100 %.

Для проходження мінімальних навантажень енергосистеми за наявної структури генеруючих потужностей в ОЕС України використовується зниження робочої потужності електростанцій. При цьому третину зменшення навантаження енергосистеми покривають ГЕС, а інше – вугільні ТЕС з вимушеною зупинкою на ніч в середньому 9-16 енергоблоків щодобово. Такі непроектні зупинки і пуски обладнання ТЕС прискорюють його зношення, підвищують аварійність блоків і супроводжуються понаднормативними витратами палива. Наприклад, тільки на пуск одного енергоблоку потужністю 300 МВт витрачається 70 т мазуту, а середні перевитрати палива на 1 кВт·год електроенергії, виробленої таким енергоблоком, сягають від 10 до 30% [4].
 

Хоча в найближчій перспективі планується добудувати Дністровську і Ташлицьку ГАЕС та побудувати Канівську ГАЕС, проте, навіть якщо ці плани втіляться у життя, дефіцит маневреної, зокрема «пікової», потужності в Україні збережеться до кінця 2030 року. [5].
 

Таким чином, значна частка атомних електростанцій у загальному обсязі виробництва електроенергії в Україні сама по собі є великою проблемою. До того ж в новій моделі РЕЕ енергоблоки АЕС штучно виключено з конкурентної частини ринку. Очевидно метою цього було цілком зрозуміле бажання забезпечити дешевою електроенергією найменш захищених побутових споживачів, а також збільшити обсяг виробництва «дешевої» електричної енергії в енергосистемі. Мета ніби хороша.

Однак при цьому не було прийнято до уваги «фізику» процесів, що відбуваються в енергосистемі, неврахування чи порушення якої може призвести до зниження надійності функціонування ОЕС України, до появи аварійних ситуацій, до вимушених відключень споживачів або штучного обмеження їх попиту на електроенергію.  

Зокрема, мова йде про те, що величина робочої потужності енергоблоків АЕС неминуче впливає на рівень потужності, що генерується іншими електростанціями, у тому числі й тими, що забезпечують добове балансування електричної потужності в енергосистемі. Крім того, робоча потужність АЕС визначає також необхідну величину гарячого резерву потужності енергосистеми, що дозволяє підтримувати потрібний рівень надійності її функціонування.
 

Таким чином збільшення частки АЕС у виробництві електроенергії, навіть якщо це відбувається ніби "поза межами" РЕЕ, в умовах існуючого дефіциту маневрених генеруючих потужностей неминуче призводить до зростання робочої та резервної потужності енергоблоків теплових електростанцій, які є основним засобом постійного підтримання необхідного балансу електричної потужності в енергосистемі.
 

Очевидно, що це додатково ускладнює здійснення оперативного (диспетчерського) управління режимами виробництва та споживання електроенергії та значно знижує економічність функціонування енергосистеми в цілому. Тому підвищення собівартості (й, відповідно, середньої ціни) виробництва електричної енергії при використанні нової моделі РЕЕ було неминучим і цілком прогнозованим, навіть, не зважаючи на збільшення частки "дешевої" енергії, що виробляється на атомних електростанціях.

До речі, виходячи зі сказаного вище, певний сумнів викликає  коректність функціонування ринку двосторонніх договорів (РДД). Справа в тому, що купуючи електроенергію, вироблену на АЕС, споживачі мають розуміти, що вони фактично придбали електроенергію, яка відпускатиметься їм за рівним графіком, оскільки робоча потужність атомних енергоблоків практично не регулюється і є постійною. Тобто, виходячи з "фізики" процесу, якщо споживач використовує електроенергію тільки від АЕС, його попит на електричну потужність також повинен бути незмінним протягом доби і, навіть, більш тривалих періодів часу (таких споживачів взагалі є дуже мало, і це аж ніяк не побутові споживачі). Якщо ж електричне навантаження споживача змінюється протягом доби (а це саме так і є), то це означає, що такий споживач фактично використовує електроенергію, вироблену не тільки на АЕС, але й на інших, скоріше за все, теплових електростанціях. Очевидно, що в цьому випадку реальна ціна електроенергії, що споживається, суттєво відрізняється від ціни її продажу атомними електростанціями.

Таким чином можна зробити попередній висновок про те, що головної мети впровадження та функціонування нової моделі РЕЕ – зниження ціни е/е для споживачів, на сьогоднішній день не досягнуто. При цьому не можна вважати перспективним спосіб зменшення її ціни як зниження "у ручному режимі" тарифів на передачу електроенергії (або якихось інших витрат енергосистеми). Такий шлях досягнення мети до певної межі може бути прийнятним, якщо достеменно відомо, що, зокрема, реальні витрати на передачу енергії є значно меншими від встановленого відповідного тарифу. В іншому випадку існує ризик того, що магістральні електричні мережі (або інші підприємства, що входять до складу об’єднаної енергосистеми) не зможуть покривати свої поточні витрати та одержувати кошти, необхідні для їх модернізації та розвитку.

Про можливість/неможливість конкуренції на ринку електричної енергії

Основною перевагою та досягненням нової моделі РЕЕ вважається створення умов для конкуренції між виробниками е/е. Саме ці конкурентні умови мали сприяти зниженню цін на неї. Однак такої конкуренції (як і зниження цін на енергію) реально не спостерігається.

Знову ж таки, виходячи з "фізики" процесів, що відбуваються в енергосистемі, можливо, доцільно замислитись над тим, наскільки реальною може бути конкуренція між виробниками електроенергії в сучасних умовах функціонування ОЕС України. Попередньо можна сказати, що можливість такої конкуренції між різними типами (асоціаціями) електростанцій є дуже обмеженою, оскільки, як зазначалося вище, вони мають не конкурувати між собою, а співпрацювати з метою забезпечення необхідного рівня надійності та якості електропостачання споживачів.
 

Інша справа – конкуренція між електростанціями одного і того ж виду. Така конкуренція є більш реальною. Хоча вона, скоріш за все, дійсно може відбуватись тільки між тепловими електростанціями.

Конкуренція між ГЕС є мало ймовірною і доцільною через недостатню їх сумарну встановлену потужність. Що стосується АЕС, то всі вони працюють у майже однакових умовах, і тому також навряд чи зможуть ефективно конкурувати між собою.

До речі, якщо говорити про конкуренцію між тепловими електростанціями, то на РДН, який функціонував до 01.07.2019 р., така конкуренція дійсно існувала. Полягала вона в тому, що при плануванні графіків покриття електричного навантаження ОЕС на кожну добу у першу чергу до цих графіків включалися ТЕС, що подавали на енергоринок найнижчі цінові заявки, за якими повинна була оплачуватись участь цих електростанцій у покритті добового навантаження енергосистеми. До того ж, при формуванні добових графіків навантаження ОЕС застосовувались спеціальні програмні засоби, які дозволяли знаходити оптимальні варіанти покриття навантаження енергосистеми за критерієм мінімуму загальної витрати палива на всіх задіяних у графіку теплових електростанціях.

Залишається сподіватися, що такі ж принципи формування графіків покриття навантаження ОЕС України покладено в основу функціонування нової моделі РДН. Якщо це дійсно так, то на РДН і у новій моделі РЕЕ  на кожну добу також визначається найкращий (оптимальний) план покриття навантаження енергосистеми, який має забезпечувати найнижчу з можливих середню ціну виробництва електроенергії.

При цьому потрібно ще раз звернути увагу на те, що собівартість і ціну е/е в енергосистемі головним чином визначають фактичні режими її виробництва. Звичайно, існує і зворотний вплив: ціни на е/е, що встановлюються винятково за ринковими правилами, мають впливати на зміну у відповідні періоди часу попиту споживачів на електричну потужність, що, у свою чергу, може вимагати тих чи інших змін складу генеруючого обладнання енергосистеми та режимів його роботи. Однак треба брати до уваги, що зміни у графіку покриття навантаження енергосистеми відбуваються не миттєво, а з запізненням від кількох хвилин до кількох годин. Тому балансування цін попиту на е/е та її пропозиції на РЕЕ має відбуватись з відповідним випередженням по відношенню до процесу балансування потужності, що генерується і споживається в енергосистемі. При цьому також потрібно розуміти, що будь-яке відхилення від попередньо сформованого оптимального добового графіка покриття електричного навантаження енергосистеми неминуче призводить до підвищення середньої ціни виробництва енергії.

Отже, в ідеальному випадку, якщо фактичні графіки попиту всіх споживачів на електричну потужність, а також склад генеруючого обладнання енергосистеми і режими його роботи точно відповідатимуть  запланованим на наступну добу, е/е продаватиметься за найнижчою з можливих протягом цієї доби середньою ціною. Саме відхилення фактичних графіків навантаження споживачів від їх планових графіків або невідповідність складу та режимів роботи електростанцій попередньо запланованим викликає в новій моделі РЕЕ потребу у функціонуванні внутрішньодобового і балансуючого ринків, ціна продажу е/е на яких суттєво вища, ніж на РДН.

Про важливысть прогнозування попиту споживачів для зниження цін на електроенергію

Виходячи з зазначеного, для зниження цін на е/е при застосуванні нової моделі РЕЕ надзвичайно важливе значення набуває своєчасне та якісне вирішення задач прогнозування та планування попиту споживачів на електричну потужність, а також графіків покриття навантаження ОЕС. Однак коректне вирішення цих задач дасть змогу регулювати ціни на е/е тільки на короткочасній перспективі (протягом кожної доби). При цьому є очевидним, що щодобові ціни на енергію навряд чи будуть достатньо стабільними, оскільки попит споживачів на електричну потужність може змінюватись значною мірою стихійно. Так само як і не залишатимуться незмінними "внутрішні" умови функціонування енергосистеми.
 

Щоб підтримувати добові ціни на електроенергію на відносно стабільному рівні потрібно на кожному з сегментів РЕЕ, як це робиться у зарубіжній практиці, щодобово здійснювати управління попитом споживачів на електричну енергію і потужність.

З цією метою щонайменше треба заздалегідь, з відповідним випередженням інформувати одночасно всіх споживачів про очікувані (прогнозовані) ціни на е/е на ту чи іншу добу та на кожну годину цієї доби. Тільки за такої умови можна сподіватися, що споживачі е/е зможуть більш-менш "узгоджено" реагувати на очікувані зміни, своєчасно і "правильно" коригувати свій попит на електричну потужність, знижуючи тим самим витрати енергосистеми на виробництво е/е, а отже і ціну її купівлі на енергетичному ринку.

Отже, говорячи про необхідність управління електроспоживанням навіть у ринкових умовах, слід звернути увагу на те, що, виходячи з наведених вище особливостей електроенергетичного виробництва, споживачі електроенергії не повинні (і не можуть) пасивно чекати на зниження її ціни на РЕЕ, а мають для цього активно співпрацювати з виробниками електричної енергії, а також з ОСР та ОСП.

З іншого боку, метою впровадження нової моделі РЕЕ в Україні має бути не тільки балансування попиту і пропозиції на енергію на короткотерміновій перспективі, але також і поступове, цілеспрямоване зниження цін на е/е. 

Для того, щоб ціни на е/е для споживачів на довготривалій перспективі дійсно могли знижуватись, необхідно знаходити реальні шляхи та способи стійкого, цілеспрямованого зменшення тих чи інших складових витрат енергосистеми на виробництво, передачу та розподіл електричної енергії. При цьому такі шляхи економії витрат, з одного боку, мають бути цілком узгоджені з "фізикою" процесів, що відбуваються в енергосистемі, а з іншого боку, не повинні створювати фінансових труднощів чи перешкод для нормального функціонування відповідних енергетичних підприємств та організацій, а також для їхнього подальшого інноваційного розвитку.

Шляхи та напрями помітного зменшення витрат енергосистеми на виробництво електроенергії і, відповідно, її ціни для споживачів є давно і достатньо добре відомими. Ці шляхи не суперечать прийнятій в Україні новій моделі ринку електричної енергії (ані будь-якій іншій моделі), можуть застосовуватись як незалежно від неї, так і спільно з нею (наприклад, в рамках ринку допоміжних послуг), але можуть суттєво доповнити діючу модель РЕЕ і сприяти досягненню основної мети її створення та застосування – поступовому і цілеспрямованому зниженню цін на е/е.  

Одним з таких, добре відомих, але досі не реалізованих напрямків є поступове вирішення проблеми нерівномірності електричного навантаження енергосистеми, яка у поєднанні з існуючим в ОЕС України дефіцитом маневрених генеруючих потужностей призводить до суттєвого зниження надійності та економічності функціонування енергосистеми, а відтак, і до зростання цін на електроенергію для споживачів.

Вирішення проблеми покриття нерівномірного попиту споживачів на електричну потужність традиційно може здійснюватись різними шляхами [2, 6, 7]: створенням в енергосистемі оптимальної структури генеруючих потужностей, використанням перетоків енергії з сусідніми енергосистемами або шляхом залучення споживачів до вирішення задачі вирівнювання графіків навантаження енергосистеми з застосуванням адміністративних (обмежуючих) чи економічних (стимулюючих) заходів. Очевидно, що оптимальне рішення цієї проблеми потрібно шукати одночасно в кількох напрямках. Можна стверджувати, що на сьогоднішній день заслуговують на увагу два принципово відмінні напрямки: створення та введення в експлуатацію додаткових маневрених потужностей або залучення споживачів до вирівнювання графіків навантаження енергосистеми.

Перший з наведених вище напрямків є "класичним" варіантом вирішення зазначеної проблеми засобами електроенергетичної галузі, а саме шляхом оптимізації структури генеруючих потужностей енергосистеми. Роботу у цьому напрямку, безумовно, необхідно продовжувати.
 

Однак є очевидним, що створення в українській енергосистемі додаткових маневрених генеруючих потужностей або збільшення пропускної здатності існуючих електричних мереж вимагає значних фінансових та матеріальних витрат, а також тривалого часу.
 

З іншого боку, помітного полегшення режимів виробництва і передачі електричної енергії в ОЕС, підвищення надійності та економічності її функціонування можна досягти також шляхом залучення до вирішення цієї проблеми споживачів електроенергії [8–10]. Можна стверджувати, що такий шлях вирішення зазначеної проблеми на сьогоднішній день слід вважати найменш витратним, найбільш швидким і реальним для української електроенергетики. Однак, як свідчить практика, величезний потенціал управління режимами виробництва та передачі електроенергії в енергосистемі шляхом залучення споживачів до вирішення цих задач в Україні до цього часу залишається практично незадіяним.

При цьому важливим має бути розуміння того, що для практичного використання цього потенціалу електроенергетична галузь України з метою вирішення багатьох своїх проблем обов’язково має здійснювати систематичне та цілеспрямоване управління відповідними процесами: впровадженням і використанням у споживачів об’єктів децентралізованої (розосередженої) генерації, у тому числі, нетрадиційних і відновлювальних джерел енергії, створенням додаткового маневреного електричного навантаженняенергосистеми, а також режимами споживання та ефективністю використання електроенергії споживачами. Більш того, необхідно розуміти, що зазначені процеси у споживачів електричної енергії більш або менш інтенсивно відбуваються зараз і відбуватимуться надалі, незалежно від розвитку "великої" енергетики. І у разі відсутності управління цими процесами з боку енергетичної галузі, вони не тільки не полегшать диспетчерське керування режимами виробництва та передачі е/е в енергосистемі, але й можуть призвести до появи нових значних проблем функціонування вітчизняної енергетики, зокрема і до значного підвищення цін на е/е.

Слід зазначити також, що активна участь споживачів е/е у вирішенні проблеми вирівнювання графіків навантаження енергосистеми стане можливою тільки за умови створення економічної зацікавленості у цьому самих споживачів. Тому в сучасних ринкових умовах з цією метою переважно мають застосовуватись не адміністративні, а економічні методи управління [6, 11, 13].

Існують два основні способи залучення споживачів до управління електричним навантаженням енергосистеми:

• застосування різних видів диференційованих за часом тарифів на електричну енергію (неявне управління попитом, implicit demand response);
• безпосереднє керування навантаженням споживачів з використанням диспетчерських засобів енергосистеми (явне управління попитом, explicit demand response).

Відомо, що основним "інструментом" економічного впливу енергетичної галузі будь-якої держави на споживачів є тарифи на е/е, які мають бути дієвим засобом управління електроспоживанням.

Починаючи з 1995 року, і до недавнього часу в Україні також діяли тарифи на е/е, диференційовані за зонами доби, методика встановлення та застосування яких свого часу була розроблена науковцями Інституту енергозбереження та енергоменеджменту (ІЕЕ) КПІ ім. Ігоря Сікорського. Однак такі тарифи нещодавно було практично ліквідовано, що повністю позбавило єдиної можливості використання економічних методів управління попитом споживачів на електричну потужність на довготривалій перспективі. Очевидно, очікувалося, що нова модель РЕЕ стане рівноцінною заміною скасованих диференційованих тарифів або, навіть, стане більш дієвим "інструментом" вирівнювання графіків навантаження енергосистеми. На жаль, ці сподівання, принаймні, на сьогоднішній день, не виправдалися.

Дослідження ще на той час діючих диференційованих за зонами доби тарифів на е/е та результатів їх застосування в Україні, яке було виконано у 2017 році співробітниками ІЕЕ КПІ ім. Ігоря Сікорського, дало можливість зробити висновок, що подальший розвиток ринкових методів управління режимами споживання електричної потужності в ОЕС України можна та доцільно здійснювати у напрямках створення та застосування механізмів, альтернативних простому вдосконаленню диференційованих за часом тарифів на е/е.

Причому такі механізми не повинні підміняти собою чи обмежувати застосування існуючої в державі системи тарифів на е/е чи будь-який інших способів економічного управління електроспоживанням, що використовуються у діючій моделі ринку електроенергії. Метою розробки нових механізмів має бути створення додаткових, більш дієвих стимулів до активної участі електропостачальників, ОСР і споживачів в управлінні режимами виробництва та передачі е/е в ОЕС України, одним з позитивних наслідків якого буде цілеспрямоване зниження її ціни для споживачів на довготривалій перспективі.

Про механізм адресного управління режимами споживання електричної потужності

Науковцями ІЕЕ КПІ ім. Ігоря Сікорського було розроблено концепцію та методологічні основи побудови і використання такого механізму, так званого механізму адресного управління режимами споживання електричної потужності в об’єднаній енергетичній системі України, безпосередньою метою створення якого є формування дієвих стимулів до активної участі електропостачальників, ОСР і споживачів у вирівнюванні графіків електричного навантаження енергосистеми [15].
 

Як показали результати досліджень, потенціал зменшення витрат на виробництво е/е в результаті вирівнювання добових графіків електричного навантаження енергосистеми, якого можна досягти завдяки використанню зазначеного механізму управління, в середньому складає 5 млрд грн на рік. При цьому скорочення витрат природного газу тільки на щодобові пуски енергоблоків ТЕС дорівнюватиме 1,5 млрд. м³ на рік.
 

Звичайно, зазначена економія грошових витрат на виробництво е/е, що може бути одержана у разі зниження нерівномірності добового навантаження енергосистеми, у порівнянні з загальним обсягом реалізації е/е на РЕЕ є відносно невеликою (товарний відпуск е/е у 2018 році складав 186,1 млрд грн). Однак, враховуючи адресний характер механізму управління режимами електроспоживання, що пропонується, потенційна винагорода окремих груп споживачів за активну участь у вирівнюванні добових графіків навантаження енергосистеми в середньому може сягати від 200 млн до 1 млрд грн на рік, що, без сумніву, може стати достатньо вагомим стимулом їхної участі в зниженні нерівномірності попиту на електричну потужність, а також хорошою можливістю для зменшення їхніх витрат на оплату за спожиту е/е.

Основні положення розробленої методології створення та застосування механізму адресного управління режимами споживання електричної потужності в об’єднаній енергетичній системі за підтримки Українського національного комітету Асоціації «СІГРЕ – Україна» у 2017 році було направлено для розгляду до Міністерства енергетики та вугільної промисловості України, до ДП «Енергоринок», до Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики та комунальних послуг.

Однак до цього часу запропонований механізм адресного управління режимами споживання е/е жодною з зазначених організацій не було розглянуто. Очевидно, це пояснюється, зокрема, тим, що основні зусилля у цей період було сконцентровано на розробці та впровадженні саме нової моделі ринку електроенергії, і потреби у розгляді пропозицій використання інших способів управління електроспоживанням на той час не відчувалося.

З цієї точки зору необхідно ще раз наголосити, що механізм адресного управління режимами споживання електричної енергії не конкурує з новою моделлю ринку електроенергії, але може суттєво доповнити її, ефективно залучаючи електропостачальників, ОСР і споживачів до активної участі у вирівнюванні графіків електричного навантаження енергосистеми саме на довготривалій перспективі, на відміну від ринку електроенергії, який має вирішувати подібну задачу протягом короткотривалих періодів (доба і менше).

До того ж, слід розуміти також, що, крім проблеми систематичного, цілеспрямованого зниження ціни на е/е для споживачів, нова модель ринку електроенергії (чи будь-яка інша модель ринку на добу вперед і менше) в принципі не може дати відповіді на низку питань, що виникають на довгостроковій перспективі. Зокрема, це питання, пов’язані з визначенням напрямків інноваційного розвитку електроенергетичної галузі України. Одним з таких надзвичайно актуальних питань зараз є пошук шляхів стимулювання  подальшого розвитку в нашій державі нетрадиційних та відновлюваних джерел енергії, які не потребували б використання з цією метою "зелених" тарифів, які також помітно підвищують ціну на електроенергію для споживачів, хоча відомо, що більшість економічно розвинених країн світу вже відмовились від таких тарифів.

Тим часом, зокрема, фахівцями ІЕЕ КПІ ім. Ігоря Сікорського може бути запропоновано методологічний підхід до побудови та застосування механізму стимулювання розвитку в Україні відновлюваної енергетики, який не передбачає використання "зелених" тарифів, однак при цьому дозволяє заохочувати юридичних та приватних осіб до створення і впровадження, зокрема, об’єктів сонячної та вітрової генерації, створюючи при цьому умови для поступового заміщення ними застарілих та низько ефективних теплових енергоблоків в ОЕС України [16, 17]. 

Висновки

1. Доцільним та можливим напрямом вдосконалення і подальшого розвитку ринкових методів управління попитом споживачів на електричну потужність є створення нових, ефективних механізмів залучення електропостачальників, операторів системи розподілу і споживачів до участі у вирівнюванні добових графіків електричного навантаження енергосистеми.
2. Одним з таких механізмів є розроблений науковцями ІЕЕ КПІ ім. Ігоря Сікорського механізм адресного управління режимами споживання електричної потужності в об’єднаній енергетичній системі України.
3. Побудова та використання цього механізму є окремим напрямком (окремий Проект) розвитку ринкових методів управління попитом споживачів на електричну потужність, незалежним від вже існуючих інших способів такого управління. Зокрема, він не суперечить прийнятій в Україні новій моделі РЕЕ і може застосовуватись як незалежно від неї, так і спільно з нею, суттєво доповнюючи діючу модель енергоринку.
4. Використання зазначеного механізму управління режимами електроспоживання дасть змогу створити дієві економічні стимули до активної участі електропостачальників, операторів системи розподілу і споживачів у вирівнюванні графіків електричного навантаження енергосистеми, що, у свою чергу, сприятиме досягненню основної мети створення та застосування РЕЕ – поступовому і цілеспрямованому зниженню цін на електричну енергію для споживачів.