Управление энергетической гибкостью в России и мире

Дмитрий ХОЛКИН
Директор Инфраструктурного
центра «Энерджинет»
e-mail: dvh@internetofenergy.ru

Игорь ЧАУСОВ
Руководитель аналитического направления Инфраструктурного центра «Энерджинет»
e-mail: chi@internetofenergy.ru

Олег БАРКИН
Заместитель председателя правления, член правления Ассоциации «НП «Совет рынка»
e-mail: ogb@np-sr.ru

Место энергетической гибкости в становлении нового энергетического уклада

Как электроэнергетика предыдущего уклада раскрылась за счет технологий передачи и распределения электричества, так и энергосистемы нового поколения будут полноценно и масштабно воплощены только после освоения технологий управления энергетической гибкостью. Существенное увеличение доли ВИЭ в энергетическом балансе, глубокая электрификация промышленности, транспорта, теплоснабжения, децентрализация источников энергии, массовое появление практик активного потребления и просьюмерства – все это задает качественно новые требования к энергетическим системам, формирует облик энергетики будущего. Энергетика под влиянием этих факторов будет трансформироваться, при этом новыми принципами её системной организации станут сообеспечение, соорганизация и соразвитие (так называемые принципы «3С»). Они обеспечат нахождение оптимального баланса между экономичностью, надежностью и экологичностью энергетики [1]. Энергетическая гибкость становится в этом контексте системообразующим свой­ством энергосистем, а эффективное управление ею – главным условием для перехода к новому энергетическому укладу.

Энергетическая гибкость (energy flexibility) определяется как способность электроустановок целенаправленно оказывать управляемое техническое воздействие на баланс электрической энергии и мощности в энергосистеме. При этом гибкость энергетической системы определяется как способность регулировать спрос и предложение для достижения энергетического баланса [2].
До сих пор основным способом обеспечения гибкости энергетической системы являлось использование маневренной генерации с гарантированной выработкой электроэнергии (преимущественно это электростанции, работающие на углеводородном топливе). Однако, появление и увеличение доли стохастической генерации в энергетическом балансе, а также рост влияния плохо прогнозируемой нагрузки приводят к необходимости искать дополнительные источники гибкости, а также новые технические и рыночные решения для их вовлечения и использования на национальном и местном уровнях.
Экономическая и техническая ценность управления энергетической гибкостью формируется за счет следующих основных эффектов:
Рыночный эффект. Управление энергетической гибкостью позволяет повысить оптимальность баланса спроса и предложения на электрическую энергию и мощность и за счет этого снизить равновесную цену электрической энергии и мощности [3].
Ресурсный эффект. Управление энергетической гибкостью позволяет повысить коэффициенты использования установленной мощности генерирующего оборудования, выработка которого зависит от климатических, сезонных и погодных факторов, и обеспечить за счет этого снижение удельной приведенной стоимости производства электроэнергии (LCOE), а также повысить коэффициент использования мощности сетевого оборудования и обеспечить за счет этого снижение сетевой составляющей стоимости электроэнергии [4–6].

Режимный эффект. Управление энергетической гибкостью позволяет поддержать работоспособность энергосистемы и сохранить неизменным качество электроэнергии в условиях действия до конца не устранимых и не поддающихся полному и точному прогнозированию возмущающих факторов, таких как стохастическое и внеплановое изменение потребления электрической мощности, стохастическое и внеплановое изменение генерации электрической мощности зависящими от погоды ВИЭ, аварийные ситуации и внеплановые ремонтные работы на генерирующих объектах, в электрических сетях, на объектах потребителей [7].
Сетевой эффект. Управление энергетической гибкостью позволяет снизить локальные ограничения на пропускную способность электрических сетей и обеспечивает за счет этого более оптимальную передачу электроэнергии от генерации до потребителей, что в свою очередь влияет на возможность установления более оптимального баланса спроса и предложения на электрическую энергию и мощность.
Энергетическая гибкость может быть обеспечена за счет следующих основных технологических решений:
Маневренность генерации – энергетическая гибкость на стороне генерации. Могут быть задействованы низкоуглеродные «пиковые» установки, например котлы на биомассе или газовые установки с улавливанием и захоронением CO2, которые могут управлять генерацией электроэнергии в короткие сроки. В будущем эту роль сможет играть также генерация на водороде.
Управление спросом, или гибкость на стороне потребителей – смещение спроса с периодов времени, когда энергия в системе относительно дорогая, а спрос на нее велик, на периоды времени, характеризующиеся избытками выработки, когда энергия дешевая и, в случае ВИЭ, чистая. Например, к управлению спросом относятся ночная зарядка электромобилей, когда в локальной сети более низкий спрос, или использование посудомоечных машин в течение дня, когда в системе много солнечной энергии.
Интеллектуальные сети и межсетевые связи, или гибкость на стороне сетей – технические воздействия, оказываемые оборудованием электрических сетей на режим электропередачи, и приводящие к частичному снятию сетевых ограничений, а также перемещение электроэнергии между регионами и странами туда, где это необходимо. В частности, при помощи сети возможно выровнять различия в погодных условиях на больших территориях, например, импортируя электроэнергию из регионов, когда там ветрено, и наоборот.
Хранение энергии, или гибкость на стороне систем накопления энергии – специальные действия по регулируемому потреблению электроэнергии и ее накоплению с последующей выдачей этой электроэнергии. Для этого могут быть использованы накопители энергии домохозяйств, промышленных и коммерческих объектов, а также сетевые накопители энергии большой мощности, такие как ГАЭС. В этом качестве могут выступать электромобили с возможностью выдачи электроэнергии обратно в сеть.
Энергетическая гибкость является относительно новым и еще не устоявшимся термином в энергетике и представляет собой, с одной стороны, расширение понятия маневренности генерирующих установок, с другой стороны, развитие и расширение представления о системных услугах по регулированию частоты и мощности. Но энергетическая гибкость сводится отнюдь не только к этим услугам и может приобретать различные рыночные формы.

Развитие управления энергетической гибкостью: зарубежный опыт

В настоящее время в разных странах мира разрабатываются и реализуются стратегии и программы развития управления энергетической гибкостью. Эти стратегии предполагают вовлечение в управление энергетической гибкостью значительных ресурсов – как за счет не задействованных в настоящее время возможностей на стороне потребителей, так и за счет строительства новых энергетических объектов, таких как накопители электроэнергии, мощные сетевые транзиты и предприятия по электролизу воды с ценозависимым графиком получения водорода. Упомянутые стратегии и программы, как правило, содержат в себе интегральную оценку потребности тех или иных энергосистем в гибкости, предложения по ее оптимальному распределению между возможными ресурсами гибкости и описание правовой и экономической конструкции рыночной реформы, позволяющей привлечь инвестиции в реализацию такой «генеральной схемы размещения объектов управления энергетической гибкостью». Например, по оценке аналитиков Timera Energy, составленных на основе стратегий семи крупнейших экономик Европы (Германия, Франция, Великобритания, Нидерланды, Бельгия, Италия, Испания), потребность этих стран в ресурсах энергетической гибкости к 2030 г. достигнет 60 ГВт. В условиях дефицита природного газа эта оценка, по всей видимости, существенно вырастет [8].

Один из самых последовательных подходов к управлению энергетической гибкостью разработан в Великобритании. В отличие от множества других стран Великобритания уже прошла путь реализации нескольких десятков поддержанных ее правительством пилотных проектов в масштабах от нескольких объектов до поселений и целых островов, сформировала всесторонний план по управлению гибкостью в энергосистеме на всех ее уровнях и по сути превратила понятие энергетической гибкости в одно из ключевых средств разрешения противоречия между углеродной нейтральностью, экономической эффективностью и энергетической безопасностью. Великобритания стала также первой страной, в которой как результат масштабирования одной из пилотных практик на национальном уровне действует маркетплейс поставщиков и покупателей энергетической гибкости. Кроме того, в настоящее время проводится полноценная реформа оптового и розничного энергетических рынков с тем, чтобы сделать гибкость одной из основных услуг, которые торгуются на этих рынках.
В 2021 г. Правительство Великобритании и национальный энергетический регулятор Ofgem опубликовали программный доклад «Smart Systems and Flexibility Plan 2021» [9], который излагает концепцию и программу действий по созданию интеллектуальной и гибкой системы электроснабжения для обеспечения энергетической безопасности и низкоуглеродности энергетики страны. Вероятно, что после событий начала 2022 г. некоторые параметры и сроки реализации данного плана изменятся, однако этот документ полезно изучить с точки зрения системного подхода по развитию управления энергетической гибкостью в национальной энергосистеме.

Оценка необходимого ресурса энергетической гибкости

В Великобритании для целей сокращения выбросов парниковых газов на 78 % к 2035 г. по сравнению с уровнем 1990 г. и на 100 % – к 2050 г. планируется осуществить следующие действия:
к 2030 г. построить морскую ветрогенерацию мощностью 40 ГВт;
с 2030 г. прекратить продажу новых бензиновых и дизельных автомобилей и фургонов;
с 2028 г. устанавливать по 600 тыс. программно-­управляемых тепловых насосов в год для замены систем отопления, работающих на ископаемом топливе.
Модельные расчеты показали, что энергетическая гибкость энергосистемы обеспечивает значительную экономию средств при переходе к безуглеродному энергетическому сектору. В проанализированных сценариях повышение гибкости системы обеспечило снижение её стоимости на 10 млрд фунтов стерлингов в год в 2050 г. при интенсивности выбросов 5 г CO2‑экв./кВт·ч. Наибольшая системная экономия достигается за счет снижения капитальных затрат на производство электроэнергии. Управление гибкостью позволяет смещать генерацию и спрос, что приводит к более эффективному использованию существующих генерирующих мощностей и меньшему вводу новых мощностей, а также из-за уменьшения пиковых нагрузок на систему позволяет снижать затраты на модернизацию сети.
По оценкам разработчиков документа, в 2030 г. (когда в системе будет 40 ГВт ветра) потребуется около 30 ГВт низкоуглеродных ресурсов гибкости, что представляет собой трехкратное увеличение этих ресурсов относительно сегодняшнего уровня. К 2050 г. потребуется около 60 ГВт ресурсов гибкости.

Основные источники энергетической гибкости

Около 30 ГВт гибкости, вероятно, будет обеспечиваться за счет комбинации краткосрочного хранения энергии и управления спросом и 27 ГВт – за счет сетевых связей с континентальной Европой. Это сочетание приведет к самой низкой стоимости энергосистемы из возможных сценариев.
Планируется, что существенная часть энергетической гибкости будет обеспечиваться за счет решений на стороне потребителей (потенциально, около 13 ГВт за счет управления спросом к 2050 г.). Сегодня в Великобритании промышленные и коммерческие потребители предоставляют системе около 1 ГВт управляемой нагрузки. В основном управление спросом осуществляется за счет крупных потребителей. Участие домохозяйств, а также мелких промышленных и коммерческих потребителей остается на ранней стадии, хотя они могут участвовать в этом процессе и за счет агрегаторов спроса, и за счет размещения своих ресурсов гибкости на маркетплейсах. Бытовой сектор управления гибкостью будет быстро расширяться по мере внедрения низкоуглеродного отопления домохозяйств и перехода на электромобили.
Ключевые направления обеспечения гибкости на стороне потребителей:
интеллектуальные здания, оснащенные умными счетчиками, бытовыми приборами с гибким потреблением энергии, тепловыми и электрическими накопителями;
электромобили и зарядная инфраструктура, оснащенные решениями по интеллектуальной зарядке, а также по выдаче накопленной энергии в сеть;
локальные энергетические системы, обеспечивающие оптимальное развитие локальных источников энергии и гибкости для комплексного решения задач энергоснабжения, теплоснабжения, зарядки электротранспорта.

На стороне потребителей находится самая дешевая энергетическая гибкость, это связано с тем, что в большинстве случаев там мы имеем дело с приборами и устройствами, выполняющими ­какую-то свою полезную для потребителей функцию, а гибкость является их побочным свой­ством. Кроме того, на стороне потребителей находятся самые распределенные источники гибкости. Они могут дать максимально разнообразные эффекты для системы, так как позволят закрывать потребность в гибкости как на локальном уровне, так и на уровне распредсетей или всей системы. Однако, на стороне потребителей находится самая сложная для мобилизации энергетическая гибкость, так как мотивация потребителей к участию в сервисах гибкости неустойчива и может со временем изменяться. Для решения этой проблемы будут создаваться платформы, упрощающие участие в рынках для потребителей, а также средства полной автоматизации участия потребителей в оказании услуг гибкости.
Около 18 ГВт энергетической гибкости в 2050 г. в Великобритании будет обеспечиваться за счет систем накопления электроэнергии (СНЭ), которые перемещают потребление электроэнергии во времени. Это важно для декарбонизации энергосистемы, поскольку она сможет накапливать электроэнергию, когда ее много (например, когда ветрено или солнечно), и выдавать её в периоды времени, когда энергии не хватает (например, когда на нее большой спрос). СНЭ могут быть задействованы как для балансировки системы на национальном уровне, так и для управления ограничениями на местном уровне. Накопители также смогут предоставлять специальные услуги, помогающие поддерживать отказоустойчивость и стабильность сети.
Существует ряд технологий, которые могут обеспечить накопление электроэнергии для её выдачи на различные периоды времени. Литий-ионные аккумуляторы в настоящее время являются наиболее распространенными, однако существуют или находятся в разработке и другие технологии накопления электроэнергии: литий-­серные и натрий-­ионные батареи, системы хранения сжатого и сжиженного воздуха, проточные редокс-­батареи, гравитационные накопители, а также технологии преобразования энергии в водород и обратно в электричество.
В настоящее время системы накопления энергии участвуют в ряде рынков Великобритании, включая местные «рынки гибкости» и балансирующий рынок, и доминируют на рынке системных услуг. При этом в своде норм рыночного регулирования накопление электроэнергии определено в качестве отдельного подвида производства электроэнергии, кроме того, ограничено участие сетевых операторов во владении накопителями электрической энергии и управлении ими. Решен вопрос об уходе от двой­ного взимания сетевых платежей для накопителей энергии.
Другим важным инструментом низкоуглеродного обеспечения гибкости на стороне энергосистемы является развитие межсистемных сетевых соединений, реализующих электрическую связь соседних рынков, чтобы при избытке электроэнергии на одном рынке ее можно было экспортировать на другой. Такие межсетевые соединения обеспечивают доступ к разнообразному пулу генерации, позволяя импортировать или экспортировать более дешевую электроэнергию, реагируя на изменения рыночных сигналов; они могут предоставлять ряд системных услуг, например, обеспечить восстановление энергоснабжения из полностью обесточенного состояния; они также помогают уменьшить объем строительства возобновляемых источников энергии. Наиболее значимыми в этом отношении являются связи с насыщенной ГЭС Скандинавией и Францией, где значительная доля генерации приходится на АЭС.
Межсетевое соединение будет иметь решающее значение в Великобритании для достижения цели по строительству оффшорных ветроэлектростанций на уровне 40 ГВт к 2030 г. при сохранении надежности поставок, поскольку многоцелевые межсетевые соединения будут способствовать более быстрой и скоординированной эффективной интеграции этих станций. В настоящее время существует 6 ГВт действующих электрических соединений, и строятся межсетевые соединения на 3,8 ГВт. Кроме того, запланировано реализовать проекты межсетевых соединений еще на 6,1 ГВт.
Источники энергетической гибкости, возникающие на стороне энергосистемы (крупные СНЭ, а также межсистемные связи) более просты для освоения и регулирования. Однако для полноценного их использования также потребуется создавать новые технические решения по управлению ими.
На местном уровне управление энергетической гибкостью превращается в новые практики, такие как энергетические сообщества и локальные энергетические рынки, активное управление энергосистемой (ANM). В частности, практика ANM состоит в соединении в единый управляющий комплекс небольших генераторов энергии, накопителей, активных элементов сети, управляемой нагрузки путем внедрения программного обеспечения для мониторинга и согласованного управления работой этих устройств. Подключение этих технологий к основной сети обеспечивает возможность их эффективного использования для системной оптимизации и расшивки сетевых проблем, что позволяет снижать потребность в инвестициях в дорогостоящее усиление энергетической сети. Например, в рамках пилотного проекта реализации ANM на Оркнейских островах было показано, что стоимость инновационного решения составляет 500 тысяч фунтов стерлингов по сравнению с альтернативной стоимостью усиления сети в 30 миллионов фунтов стерлингов [10].
Таким образом, энергетическая гибкость в случае Великобритании является решающим фактором для обеспечения энергетической безопасности и экономической приемлемости низкоуглеродной энергетики. Однако для высвобождения и использования колоссального ресурса энергетической гибкости, распределенного по многим территориально разнесенными источникам, нужна техническая инфраструктура для согласованного управления этими источниками, а также существенная реорганизация энергетического рынка.

Реформирование энергетических рынков для поощрения гибкости

В Великобритании основным рыночным механизмом поставок и потребления электроэнергии является оптовый рынок, где осуществляется уравновешивание спроса и предложения на получасовой основе для формирования форвардных соглашений между участниками на сутки вперед. Объем оптового рынка электроэнергии в 2020 г. составил более 10 миллиардов фунтов стерлингов.
В последние годы значительно возросла ценность и важность других рынков, включая «балансирующий» рынок, рынок системных услуг, местные «рынки гибкости». Эти «рынки гибкости» обеспечивают удовлетворение дополнительных потребностей, таких как балансировка системы в режиме реального времени, управление пропускной способностью сети, стабильность работы системы. В совокупности эти «рынки гибкости» в 2020 г. составили более 1,5 млрд фунтов стерлингов.
Определены следующие основные направления развития рыночных механизмов для поощрения энергетической гибкости:
На уровне национального оптового рынка планируется развивать сегмент балансирующих услуг так, чтобы придавать большую ценность скорости реагирования и рыночным результатам, приближенным к реальному времени. Планируется создать единую интегрированную платформу для всех рынков балансирующих услуг, нового набора услуг по регулированию частоты и обеспечению резервов, а также единого рынка на сутки вперед для услуг реагирования на изменение спроса и резервирования. Планируется развитие рыночной и нормативно-­правовой базы, которая будет способствовать большей конкуренции и большему количеству инноваций в строительстве и эксплуатации электрических сетей.
На уровне розничного рынка планируется внедрять стандартизированный подход к обеспечению гибкости и управлению соединениями во всех распределительных сетях, включая общие подходы к оценке гибкости, базовые методологии, требования к мониторингу. Ведется работа над повышением скоординированности действия различных участников рынка так, чтобы, в частности, обеспечивать оптимизацию электроэнергетической системы посредством согласования процессов закупок по распределению, передаче и вспомогательным услугам.
В части распределительных электрических сетей планируется так модифицировать правила оплаты сетевых услуг, чтобы они лучше отражали влияние поведения различных производителей и потребителей энергии на издержки системы, стимулировали снижать общие затраты. В частности, рассматривается вопрос о том, чтобы снижать плату за сетевую услугу с владельцев СНЭ, когда они помогают интеграции ВИЭ.
В части активного поведения потребителей энергии и развития практик управления спросом планируется осуществлять шаги по вовлечению ресурса гибкости малых предприятий и бытовых потребителей: вводить интеллектуальные тарифы, переходить на внедрение получасовых расчетов, осуществлять продвижения новых стандартов работы интеллектуальных бытовых приборов.
Таким образом, на примере доклада «Smart Systems and Flexibility Plan 2021» мы видим достаточно взвешенный и рациональный подход по развитию управления энергетической гибкостью энергосистемы в условиях масштабной её декарбонизации. Имеет смысл использовать этот опыт при планировании развития энергетической гибкости в Российской Федерации.

Перспективы развития энергетической гибкости в России

Российская электроэнергетика, возможно, с некоторой задержкой, но также претерпевает серьезные технологические изменения: вводятся новые объекты возобновляемой энергетики (более 4 ГВт), в пилотном режиме функционирует рынок управления спросом (около 1,7 ГВт), в энергокомплексах промышленных потребителей развивается распределённая генерация (более 20 ГВт), а также есть отдельные примеры использования систем накопления электроэнергии (помимо ГАЭС). Эти изменения происходят вследствие реализации различных программ или действия экономических стимулов, то есть, в отличие от зарубежных примеров, они не были обусловлены глобальным трендом на декарбонизацию, однако в любом случае объективно меняют технологический ландшафт энергосистемы и делают актуальным вопрос повышения её гибкости.
Во многом благодаря большему разнообразию происходящих процессов, на примере отечественной электроэнергетики следует говорить об энергетической гибкости в более широком контексте, чем только трансформации в свете низкоуглеродной повестки. Можно попытаться выделить более общие признаки этого процесса. С одной стороны, в электроэнергетике появляется больше объектов с нестабильным режимом работы, которые более сложны для прогнозирования и управления (потребители с собственной генерацией, СЭС, ВЭС, электротранспорт и т. д.). С другой стороны, одновременно развиваются технологии, которые имеют дополнительный ресурс для регулирования режима энергосистемы (инверторные системы подключения генерации к сети, объекты с управляемым потреблением, накопители энергии, сетевая автоматика и др.). То есть энергосистема образца XX века с «балансовым уравнением»: «управляемая генерация vs неуправляемое, но прогнозируемое потребление», трансформируется в более общую (и более сложную) – «управляемые энергоресурсы vs неуправляемые труднопрогнозируемые энергоресурсы». Бóльшая сложность связана с тем, что значительно увеличилось разнообразие видов энергоресурсов по обе стороны этого баланса. Со стороны «пассива» это усложняет прогнозирование, сокращает горизонт планирования и увеличивает потребность в оперативном балансировании во временнóм диапазоне от суток до часов и долей часов, и тем самым повышает потребность в гибкости. Со стороны «актива» – поставщиков гибкости – увеличивается возможность такого балансирования и его оптимизации, или, в терминах рынка, – растет конкуренция энергоресурсов и возможности повышения эффективности энергосистемы.
Одновременно нужно избегать понимания гибкости как всеобъемлющей панацеи, решающей все проблемы энергосистемы будущего. Очевидно, гибкость не помогает решать вопросы обеспечения долгосрочного (годы и десятилетия) баланса спроса и предложения, хотя ее учет и важен при определении долгосрочной потребности в генерирующих и сетевых мощностях. И даже на сезонном цикле регулирование баланса энергосистемы требует дополнительных технологических и организационных решений. Также очевидно, что задача обеспечения динамической устойчивости большой энергосистемы (минуты, секунды и доли секунды) обеспечивается бóльшим набором методов и инструментов, которые к тому же для энергосистем с низкой электромеханической инерционностью, снижающейся при росте доли несинхронной генерации, ещё находятся в стадии исследования и пилотных проектов.
Тем не менее, основной операционный цикл работы энергосистемы находится именно в суточно-­часовом диапазоне, поэтому вопросы повышения гибкости в этом диапазоне являются ключевыми для адаптации электроэнергетики к новым условиям.
Для масштаба всей ЕЭС необходимо далее «увеличивать ассортимент» объектов диспетчерского управления и экономической оптимизации. Уже сейчас помимо традиционной генерации используется ресурс агрегаторов спроса, и у этого рынка есть перспективы дальнейшего роста до 4–5 ГВт в среднесрочной перспективе [11]. Далее можно предположить развитие агрегаторов распределённой генерации (в т. ч. микроуровня), включение в ресурсы управления режимом и оказания системных услуг энергокомплексов крупных промышленных потребителей с собственной генерацией, далее новых системных накопителей и агрегаторов распределённых накопителей (в т. ч. подключенного электротранспорта). Также можно рассматривать повышение диапазона регулирования и манёвренности традиционной генерации как через требования к новым проектам строительства или модернизации, так и к действующим (например, задействование возможностей регулирования АЭС). Естественно, необходимо развитие системных накопителей энергии (ГАЭС и иные новые технологии).
С методологической точки зрения необходимо стремиться к унификации модели представления любого объекта электроэнергетики и правил взаимодействия его с энергосистемой (т. н. принцип «технологической нейтральности»), что расширит возможности для оптимизации режима и повысит конкуренцию среди различных технологий. Это, в свою очередь, требует существенно большей формализации алгоритмов управления энергосистемой, стандартизации моделей параметрического описания различных объектов, режимов их работы и предоставляемых услуг при взаимодействии с сетью. Отсюда возникают на порядок более высокие требования к системам измерения и телеуправления, которые, помимо высоких технических требований и кибербезопасности, должны иметь возможность и юридической интерпретации выполняемых ими операций измерения и управления. Особенный вызов для нашей электроэнергетики представляет задача формализации и измерения параметров надёжности и качества электроснабжения, которые пока по-прежнему пребывают в «электрокаменном веке», но для построения полноценных «рынков гибкости» имеют решающее значение. С одной стороны, есть подвижки в эту сторону в связи с началом программы внедрения интеллектуального учёта, но реальные темпы и качество реализации, которые мы наблюдаем на её старте, наверное, не позволят увидеть эффекты от неё в этом десятилетии.
Именно согласование общих правил, стандартов и системная сборка инфраструктуры измерения и управления в масштабах ЕЭС являются наиболее критическими звеньями задачи повышения гибкости энергосистемы за счёт задействования распределённых энергоресурсов, так как помимо инвестиций, это требует интеллектуального и организационного ресурса, качественной микроэлектроники и силового оборудования, доступ к которым в сложившихся условиях ограничен, и, к сожалению, не может быть восполнен дополнительным финансированием. Кроме этого, в силу перманентно высоких требований по надёжности энергосистемы, все инновации в управлении режимом требуют тщательного тестирования и отладки. Эти ограничения могут растянуть процесс развития управления энергетической гибкостью в масштабах ЕЭС на десятилетия. Для развития «железных» компонент (технологий, способных осуществлять регулирование режима работы в энергосистеме) и программных платформ «рынка гибкости» таких труднопреодолимых ограничений не просматривается.
Более динамично реализация нового подхода к управлению энергосистемой может быть осуществлена в России на уровне розничного рынка, а также в рамках небольших энергосистем, при наличии в них современной инфраструктуры, обеспечивающей возможность активного управления источниками гибкости, в том числе на стороне сетей. На таком масштабе управление энергетической гибкостью может оказаться более экономически привлекательной и более реалистичной задачей. Особенно такие возможности открываются при проектировании небольших энергосистем, обладающих определённой степенью «энергетической самостоятельности», т. е. имеющих достаточное количество собственных источников генерации и условия для внутреннего энергообмена, который по объёму сопоставим или превышает размер поставки из внешней сети (или даже полностью автономных систем). Для этого необходимо изначально структурировать отношения в такой энергосистеме как систему активного взаимодействия объектов с многофункциональными возможностями. В случае успешной реализации такой опыт может дать толчок для масштабного использования практик управления гибкостью в распределительной сети, а также ускорить разработку и апробацию решений по управлению гибкостью больших энергосистем.
Для НТИ «Энерджинет» создание практик управления энергетической гибкостью является одним из приоритетных направлений. Планируется на федеральной экспериментальной площадке «Цифровой РЭС», развернутой в Крыму, отработать некоторые аспекты активного управления сетью [12]. Кроме того, в рамках недавно принятого решения Правительства РФ о возможности введения экспериментальных правовых режимов в сфере электроэнергетики, планируется реализовать пилотный проект по организации локального энергетического рынка, объединяющего распределенные источники энергии и гибкости.

Выводы

Необходимо реализовать подход к управлению энергосистемой как к рынку активных многофункциональных технологически разнообразных энергоресурсов, осуществляющих энергообмен через общую сетевую и информационную инфраструктуру. Необходимо развивать технологии, повышающие управляемость и регулировочные возможности энергооборудования. Необходимо разрабатывать техноэкономическую платформу для управления такой системой, которая в том числе поддерживает в своём составе «рынок гибкости». Наиболее эффективным первым шагом внедрения и апробации может быть реализация пилотных проектов в рамках локальных относительно независимых энергокомплексов на новой или модернизированной сетевой инфраструктуре.