В последнее время все больше потребителей задаются вопросом – возможно ли сэкономить на платежах за «электричество» с помощью накопителей энергии. Наиболее популярна попытка сэкономить на платежах за мощность, стоимость которой в августе 2021г составила 806 тысяч рублей за МВт. Рассмотрим, как оценить такой проект и использование в нем накопителя энергии.
В России все потребители «электричества» оплачивают электрическую энергию, мощность, услуги по передаче электрической энергии и инфраструктурные платежи.
При этом платеж за мощность отдельной строкой видят потребители с почасовым учетом, рассчитывающиеся по 4-6 «интервальным» ценовым категориям. У остальных потребителей он зашит в общем платеже. Соответственно возможность экономить на мощности возникает у потребителей, рассчитывающихся по интервальным ценовым категориям, требующим наличия почасового учета.
Определение мощности, кроме как особого товара, законодательством не установлено. В сложившихся отношениях можно определить мощность, как особый товар, приобретение которого оплачивает выполнение обязательства производителя мощности обеспечить выдачу электрической энергии в те периоды, когда это необходимо, в частности - в часы пиковой нагрузки региона.
Возможность экономии на платежах за мощность связана особенностями порядка определения величины потребленной мощности.
Для определения величины потребленной мощности в каждый рабочий день месяца фиксируют час суток с наибольшим потреблением электроэнергии всеми потребителями региона (час пиковой нагрузки региона). Затем по данным приборов почасового учета конкретного потребителя определяют сколько электроэнергии он потребил из сети в часы пиковой нагрузки региона. Среднее арифметическое значение этих объемов в рамках одного месяца и есть величина мощности, оплачиваемая потребителем.
Поэтому если в часы пиковой нагрузки региона потребитель прекращает потреблять электроэнергию из сети, то величина оплачиваемой им мощности становится равной нулю. Соответственно и платеж за мощность в этом случае будет равен нулю.
Возникает вопрос - если схема снижения платежей за мощность настолько проста, то почему все потребители ей не пользуются. У использования этого механизма есть три ключевые проблемы, которые мы рассмотрим подробнее ниже:
Час пиковой нагрузки региона не известен заранее, и определяется сложившимся фактическим потреблением региона
Существенное снижение потребления электроэнергии из сети требует существенного изменения рабочих процессов предприятия или наличия внутреннего источника энергии
При снижении потребления электроэнергии большим количеством предприятий в предполагаемый час пиковой нагрузки региона, потребление региона в этот час может снизиться на столько, что он перестанет быть часом с наибольшим за сутки потреблением, то есть пиковая нагрузка придётся на другой час
Вероятность определения заранее часа пиковой нагрузки региона
Поскольку час пиковой нагрузки региона определяется по фактически сложившемуся за сутки потреблению, он заранее не известен и для цели снижения платежей за мощность должен быть как-то предсказан.
Точность предсказания часа пиковой нагрузки региона напрямую определяет экономическую эффективность любых мероприятий по снижению платежей за мощность за счет изменения потребления электроэнергии предприятием из сети.
Самый простой способ предсказания – построение наиболее вероятного суточного распределения нагрузки на основе исторических данных. Поскольку этот метод не учитывает влияние множества факторов ежедневно и ежечасно меняющих потребности в электроэнергии всех потребителей региона, полученная с помощью него вероятность предсказания часа пиковой нагрузки региона минимальна. Тем не менее из полученных с помощью этого метода прогнозов видно, что есть регионы со стабильным и предсказуемым потреблением, а есть регионы со сложной динамикой.
Например, для Нижегородской области вероятность предсказания часа пиковой нагрузки даже таким способом составляет 68 % (см. Таблица ниже).
Повысить вероятность попадания в час пиковой нагрузки региона можно увеличив интервал «ловли» этого часа. То есть предсказывать не точный час, а интервал из нескольких часов, на котором будет зафиксирована пиковая нагрузка региона.
Например, при двухчасовом интервале для этих же регионов вероятность предсказания часа пиковой нагрузки увеличилась на 15-27 процентных пунктов.
Но в этом случае мероприятия по изменению потребления электроэнергии предприятием из сети нужно будет проводить на всем интервале часов.
Таблица. Вероятность предсказания часа пиковой нагрузки регионов методом построения наиболее вероятного суточного распределения нагрузки на основе исторических данных
Интервал предсказания | Санкт -Петербург и область | Тульская область | Москва и область | Воронежская область | Нижегородская область |
1 час | 56% | 47% | 60% | 46% | 68% |
2 часа | 83% | 68% | 82% | 61% | 85% |
Существенное снижение потребления электроэнергии из сети
Поскольку снижение величины оплачиваемой мощности равно снижению потребления электроэнергии из сети в час пиковой нагрузки региона, то обнуление платежа за мощность требует полного отключения предприятия от сети в этот час.
Некоторым предприятиям удается подстроить свои производственные процессы и снизить потребление электроэнергии от сети в нужные часы, но в большинстве случаев значительного эффекта таким способом не добиться.
Существенное снижение потребления электроэнергии от сети требует дополнительных технических решений в виде собственного источника энергии, от которого можно временно запитать нагрузку предприятия.
В качестве такого источника энергии используют генераторы, накопители или их гибриды. Стоимость применяемого технического решения, это второй фактор, который определяет экономическую эффективность мероприятий по снижению платежей за мощность.
Эффект смещения часа пиковой нагрузки региона
Поведение каждого потребителя – это вклад в общее потребление региона. Отключение от сети крупного потребителя или группы потребителей в выбранный час в небольшом регионе может заметно снизить нагрузку, а из-за этого максимальное потребление региона сложится в другой час суток.
Если анализировать исторические данные потребления Московского региона за август 2021 года, то минимальная разница между нагрузкой региона в пиковый час пиковой и следующий за ним по нагрузке час одних суток составила 479 кВт. Для Республики Чувашия это значение составило всего 38 кВт. То есть снижение нагрузки на 39 кВт любым предприятием Республики Чувашия 27.08.2021 в 11-ом часу суток в этом случае сместило бы час пиковой нагрузки с 11-ого на 12-ой час.
Влияние этого фактора на экономику проектов можно выразить через понижающий коэффициент, отражающий частоту и влияние событий, при которых предполагаемые мероприятия сместят час пиковой нагрузки региона и станут неэффективны.
Тем не менее у этого явления бывает и положительный эффект.
Например, при моделировании установки накопителя энергии мощностью 1МВт для железнодорожной компании в Нижегородской области оказалось, что снижение потребления компании из сети за счет перевода ее нагрузки на питание от накопителя энергии смещало час пиковой нагрузки в ту область суток, в которой у данной компании потребление было на 1.74 МВт меньше. То есть эффект сдвига часа пиковой нагрузки создал дополнительное снижение потребляемой мощности на 0.74 МВт.
Поэтому при оценке проектов по снижению платежей за мощность нужно моделировать не только вероятный суточный график потребления региона, но и влияние на него изменений графика нагрузки потребителя.
Итак, сколько же должен стоить накопитель энергии чтобы его использование для снижения стоимости мощности имело смысл?
Первый параметр – это комфортный срок реализации проекта. Здесь стоит помнить о ресурсе накопителя энергии. Механизм проектов снижения платежей за мощность с помощью накопителей энергии предполагает их работу в режиме 1 полного цикла заряд/разряд каждый рабочий день. То есть в год накопитель должен отработать порядка 250 полных циклов. Это означает, что накопителя энергии на основе литий-ионных LFP аккумуляторов должно хватить минимум на 12 лет работы.
Второй параметр – это темп роста стоимости мощности в течение предполагаемого срока реализации проекта. Чем выше темп роста, тем выгоднее проект. Несмотря на очень высокие темпы роста стоимости мощности в последние годы, в текущей стратегии до 2035 года предполагается темп в рамках принципа «инфляция минус», и на данный момент для расчетов он может быть принят как 3% в год.
Третий параметр – стоимость денежных средств. Поскольку срок реализации проектов по снижению платежей за мощность составляет несколько лет, используемая схема их финансирования (объем собственных денежных средств, процентная ставка по кредиту, его вид и срок, схема возврата НДС и тд) влияет на экономический результат. При отсутствии этих данных следует как минимум учитывать, что расчет не включает в себя стоимость финансирования.
Учитывая описанные выше факторы и параметры формула для расчета дохода проекта (суммарного денежного потока) без учета стоимости финансирования и дисконтирования имеет вид:
с дисконтированием (DCF метод):
где, n – количество лет реализации проекта, М – среднегодовая стоимость мощности за один месяц в базовом (предшествующем) году, i – номер временного периода (года), 
– среднегодовой темп роста стоимости мощности, r – ставка дисконтирования, 
- вероятность предсказания часа пиковой нагрузки, 
– оценка эффекта взаимного влияния изменений нагрузки потребителя и смещения часа пиковой нагрузки региона (0 – эффект не проявляется, 1 – мероприятия полностью неэффективны из-за смещения часа пиковой нагрузки, отрицательные значения коэффициента отражают положительный вклад смещения часа пиковой нагрузки в эффективность мероприятий).
Если, например, мы хотим окупить накопитель энергии за 4 года и в течение последующих 8 лет получать доход, то при средней стоимости мощности в 2021 году – 937 тыс.руб/МВт/мес, темпе роста стоимости мощности 3% в год, вероятности предсказания часа пиковой нагрузки – 82%, отсутствии взаимного влияния изменений нагрузки потребителя и смещения часа пиковой нагрузки региона, без учета стоимости финансирования и дисконтирования, затраты проекта должны быть не более 48.5 млн руб./МВт. А доход проекта после его окупаемости накопителя составит 116 млн руб.
Если указанной вероятности предсказания часа пиковой нагрузки удаётся добиться на интервале в один час, то стоимость накопителя энергии должна быть не более 48.5 млн руб./МВтч. Если достаточная вероятность достижима на интервале два часа, то накопитель должен выдавать необходимую мощность в течение двух часов, а значит и иметь емкость в два раза больше. В этом случае стоимость накопителя энергии должна быть не более 24.25 млн руб./МВтч.
Поэтому популярность таких проектов в настоящее время зависит от развития систем прогнозирования часов пиковой нагрузки регионов, а выбор интервала прогнозирования является оптимизационной задачей, поскольку его увеличение с одной стороны повышает точность прогнозирования, а с другой стороны увеличивает стоимость оборудования
Улучшить экономику проектов по снижению платежей за мощность помогает эффект масштаба – использование накопителей более 1МВт, а также использование дополнительных возможностей накопителей энергии:
функция источника бесперебойного питания (ИБП)
дополнительное участие в Demand Response (до 17% дополнительного дохода)
ценовой арбитраж (4-5% дополнительного дохода)
организация ультрабыстрой зарядки для электромобилей
использование энергии генерации на основе возобновляемых источников энергии
и другие
В целом такие проекты имеют хорошие серийные перспективы в условиях роста стоимости мощности, совершенствования систем прогнозирования и снижения стоимости накопителей энергии. А их реализация сглаживает график суточной нагрузки регионов, что положительно сказывается на энергосистеме в целом.
