Все еще находящиеся на стадии развития, локальные рынки гибкости для электроэнергии позволят распределенным энергетическим ресурсам (сокращенно DER, например, операторам хранения, субъектам реагирования на спрос , электромобилям , конечным пользователям , (возобновляемым) электростанциям) обеспечить свою гибкость в спросе на электроэнергию или производстве/поставке для системного оператора или другого контрагента на местном уровне. Поскольку существуют различные цели использования этой гибкости (ориентированная на рынок, ориентированная на систему, ориентированная на сеть, см. «треугольник гибкости» [1] ), существует множество различных рыночных конструкций, [2] включающих различных участников и ролевые модели. Несколько локальных рыночных моделей направлены на эффективное решение широко распространенной проблемы перегрузки сети и справедливости. [3]
И без того быстрое расширение возобновляемых источников энергии ускорилось в последние годы. Это особенно касается Германии, и особенно ее северных регионов. [4] Около 50 ГВт [5] установленной мощности ветроэнергетики обеспечили более трети спроса Германии на электроэнергию в 2017 году. [6] Например, земля Шлезвиг-Гольштейн смогла покрыть 95% [7] своего спроса на электроэнергию за счет энергии ветра ( на суше ).
Для транспортировки к потребителю через электросеть эти большие объемы энергии требуют соответственно развитых сетевых мощностей. Но в то время как расширение ветроэнергетики произошло очень быстро, в основном из-за стимулов EEG, расширение сети произошло гораздо медленнее, поскольку регулирование, лежащее в основе расширения сети, требует обширных бюрократических усилий. Этот факт вызывает сложную проблему: во времена сильной генерации ветровой энергии количество электроэнергии слишком велико, чтобы ее правильно подавать и распределять по сети. Ограниченные сетевые мощности просто не рассчитаны на одновременную транспортировку таких больших объемов энергии, результатом чего являются заторы: [8]
Сегодня системным операторам дается только один возможный инструмент для решения этой проблемы и обеспечения стабильности сети: во время сильного ветра некоторые ветровые турбины отключаются. Это называется Feed-In Management. [9] Но остановка ветровых турбин, когда их выработка энергии достигает своего пика, обходится очень дорого: как с экологической, так и с экономической точки зрения:
Экологически, поскольку для каждого сокращенного кВт/ч энергии ветра необходимо активировать еще одну электростанцию, чтобы компенсировать недостающие объемы, поскольку они уже проданы на рынке. Поскольку дополнительная электростанция должна быть наращиваема довольно быстро и точно, первым и единственным выбором являются газовые турбины комбинированного цикла (CCGT) . Такая практика балансировки генерации энергии путем активации определенных электростанций с одной стороны и отключения определенных генерирующих мощностей с другой называется системной перераспределением .
Управление подачей электроэнергии сопряжено с очень высокими экономическими издержками по двум причинам: во-первых, перераспределенная ПГУ должна быть оплачена. Во-вторых, оператор или владелец ветряной турбины также должен быть оплачен (по закону EEG ) за каждый кВтч, который он в противном случае произвел бы. Эти издержки не оплачиваются напрямую системным оператором. Системный оператор имеет право переложить издержки на конечного потребителя, [10] что означает, что в конечном итоге платит общество. Годовые издержки на управление подачей электроэнергии в Германии составили 373 млн евро в 2016 году [11] , 550 млн евро в 2017 году [12] [13] и, вероятно, увеличатся до 5 млрд евро к 2025 году.
В последние годы были разработаны различные концепции относительно ролей и участников на местных рынках. В этой статье освещается следующая концепция, которая относится к рынку гибкости, используемому операторами систем передачи и распределения ( TSO и DSO ) в основном для целей снижения перегрузок в сетях рыночным способом. Она была разработана в рамках проекта ЕС H2020 Smartnet. [14] Она управляется независимой и нейтральной третьей стороной.
За последние годы появились различные подходы к проектированию местных рынков. Их главная цель (торговля энергией на местном уровне) всегда общая, однако существует множество различных вторичных целей и способов заполнения ролей. Следующая таблица классифицирует эти различные подходы по отличительным критериям.
Преимущество рынка локальной гибкости с точки зрения системных операторов в основном финансовое. Как указано выше, системный оператор не несет расходов на управление подачей электроэнергии, поскольку он перекладывает их на потребителей. Эта ситуация закреплена действующим немецким законодательством. [17] Однако в течение следующих пяти лет европейское законодательство изменит эту ситуацию, приняв так называемый пакет « Чистая энергия для всех европейцев », центральный законопроект (см. «Нормативная база)). В измененной новой нормативной базе системные операторы будут стимулироваться к использованию гибкости [18] и должны будут избегать таких мер, как управление подачей электроэнергии. Следовательно, использование рынка локальной гибкости для решения проблем перегрузок будет финансово выгодным для системного оператора.
На текущих европейских рынках электроэнергии поставщикам гибкости предоставляются очень ограниченные возможности для рыночной гибкости. Кроме того, эти возможности (например, немецкий балансирующий рынок "Regelenergiemarkt") вознаграждают только принятие потребления/генерации во времени (например, наращивание мощности электростанции в периоды пикового спроса), независимо от географического положения поставщика. Следовательно, у поставщиков гибкости нет возможности получить финансовую выгоду от своего местоположения, даже несмотря на то, что местоположение часто может быть очень выгодным с точки зрения локальных перегрузок (например: если крупный завод с гибким спросом на энергию расположен рядом с ветровой электростанцией , это потенциально оказывает положительное влияние на ситуацию в сети). Предоставляя поставщикам гибкости возможность торговать гибкостью на местном уровне, локальные рынки гибкости позволяют им участвовать в смягчении перегрузок сети и избегать дорогостоящих мер по расширению сети. За адаптацию своего спроса или производства они могут быть вознаграждены системным оператором двумя способами: во-первых, либо излишком для продажи, либо скидкой [19] при покупке большего количества энергии, во-вторых, путем получения более высокой цены за свою электроэнергию по сравнению с ценой спотового рынка.
Как указано выше, годовые общественные расходы на меры по управлению подачей электроэнергии, вероятно, возрастут до €5 млрд до 2025 года. Эти расходы могут быть частично смягчены местными рынками. Но местные рынки также приносят еще одно преимущество: позволяя использовать гибкость, они уменьшают или, по крайней мере, задерживают возникновение дополнительных расходов, связанных с расширением сети. Расширение сети составляет €50 млрд до 2030 года [20] только на уровне передачи (Германия). Смягчая необходимые меры по расширению сети, местные рынки могут внести значительный вклад в снижение общественных расходов немецкого энергетического перехода .
Кроме того, местные рынки поддерживают более точные цены на электроэнергию: в рамках текущих рыночных структур цены на электроэнергию в стране (зоне) в данный момент времени равны. Географическое положение потребителя вообще не влияет на цену, которую он платит за электроэнергию, и существенные различия в ценах между ценовыми зонами невозможны. Этот факт полностью игнорирует реальность: из-за расширения локальной сети и транспортировки электроэнергии существуют серьезные различия в ценах внутри страны (например, электроэнергия в Северной Германии намного дешевле (теоретически), чем в Южной Германии, потому что ее не нужно транспортировать так далеко). Эти различия в ценах не представлены текущими рынками. Местные рынки могут определять и корректировать цены в соответствии с реально происходящими затратами в каждом узле или месте в сети с помощью прозрачных рыночных процедур. Это приводит к ценам, которые являются более точными, чем текущие. Более точные цены максимизируют общественное благосостояние и, следовательно, демонстрируют макроэкономическую выгоду. [21]
В Европе и некоторых других странах мы сталкиваемся с различными региональными обстоятельствами, касающимися таких фактов, как установленные мощности возобновляемой энергии, плотность нагрузки и потенциал гибкости, которые сильно влияют на пригодность местных рынков. Различные региональные обстоятельства требуют различных локальных рыночных конструкций, [22] поэтому не существует единого подхода «один размер подходит всем». Это создает необходимость в разработке и эксплуатации нескольких рыночных конструкций, что приводит к более высоким затратам для широкой общественности.
Выгодность пункта «макроэкономические выгоды» остается предметом дальнейшего обсуждения: с политической точки зрения, действительно имеет смысл унифицировать цену на электроэнергию в пределах одной страны, чтобы избежать экономической дискриминации определенных регионов. Однако местные рынки будут делать именно это: устанавливая цены на электроэнергию в соответствии с местными условиями, энергия стоит дороже в некоторых регионах, чем в других. Региональное ценообразование на энергию относится к так называемой « узловой модели ценообразования » или «узловым рынкам» (в настоящее время реальность в США) и является шагом в сторону от текущей зональной модели ценообразования. Это можно рассматривать как недостаток местных рынков. В настоящее время разработки в направлении узлового рынка можно наблюдать в ЕС (см. Польша [23] ).
Тем не менее, можно утверждать, что локальные рынки являются способом избежать перехода в узловой режим, поскольку они объединяют преимущества обоих подходов: когда они используются только для целей устранения перегрузок, объемы, которые торгуются на локальных рынках, относительно невелики (по сравнению с национальным потреблением), поэтому эффект для конечных потребителей не возникнет. Несмотря на это, региональные различия в ценах учитываются и могут повлиять на более экономически жизнеспособные решения: [24] например, поставщик хранения может разместить свою систему в наилучшем возможном месте для обеспечения гибкости, учитывая, что он может получить доступ к необходимой информации.
На данный момент регулирование в отношении местных рынков электроэнергии или рынков электроэнергии в целом разделено на множество различных актов, а не централизовано. Поэтому для анализа нормативной базы необходимо учитывать различные акты. Ключевую роль в большинстве концепций локального рынка гибкости играет системный оператор. [25] Поэтому следующий взгляд на нормативную базу в значительной степени относится к точке зрения системного оператора, поскольку все важные правила вытекают из правил для системных операторов. Системный оператор электросети всегда является монополистом, поскольку в каждой области есть только одна электросеть. Следовательно, для обеспечения надлежащей деловой активности системные операторы являются одними из самых строго регулируемых компаний во всем мире. [26] Это также означает, что новые виды деловой активности (например, торговля на местных рынках) по-прежнему подлежат законодательным изменениям. Поскольку изменения в регулировании всегда требуют времени, системные операторы в настоящее время не заинтересованы в использовании локальных рынков гибкости в качестве меры управления перегрузками. Таким образом, текущее регулирование препятствует использованию гибкости, как указано на графике ниже:
Вступающий в силу в 2020 году [27] , Пакет чистой энергии 4 (CEP 4) является важнейшим законодательным актом, касающимся будущей роли системных операторов и всего энергетического рынка, поскольку он включает в себя почти все правила, касающиеся энергетического сектора ЕС. Среди многих других целей CEP, безусловно, продвигает в направлении гибкого [28] использования, а не традиционных мер по ограничению. В силу своего характера высокого уровня он только указывает и администрирует общее направление этого развития, а не формулирует конкретные подробные правила. Конкретные поправки к законам позднее подлежат федеральному администрированию. CEP 4 очень хорошо отражает текущие события в бизнесе системных операторов и способствует им еще больше, особенно в отношении использования интеллектуальных технологий, цифровизации, активных сетей и гибкости.
Основные последствия CEP 4 для системного оператора и рынка:
На национальном уровне системные операторы в Германии сталкиваются с различными правовыми актами, регулирующими их деятельность. Ниже перечислены наиболее важные из них, включая ключевые моменты каждого из них:
Проекты, финансируемые инициативой Horizon 2020:
Важнейшей немецкой инициативой государственного финансирования в области новых решений в энергетическом секторе является «Программа SINTEG». В рамках этой программы 5 различных проектов в 5 немецких регионах получают государственное финансирование:
Концепция локальных рынков гибкости была опробована в Швеции в качестве пилотных проектов в Coordinet, а также в проекте sthlmflex. [32] В то время как sthlmflex был особенным в шведской настройке двух уровней DSO, проект включал координацию TSO-DSO-DSO. [33]