Сетевые компании. Три угрозы и одна возможность

«Интернет энергии» является вызовом сетевым компаниям – сеть фактически превращается в конкурентный вид бизнеса. Сетевая компания теряет свой монопольный статус, так как потребитель может выбирать между получением дополнительной энергии и мощности от сети или от локального (собственного) источника. 

Две ключевые «подрывные технологии» — накопление энергии и эффективная распределенная генерация — превращают локальное и автономное энергоснабжение в реального конкурента для единой энергосистемы и соответственно сетевой инфраструктуры.

Третьей глобальной угрозой для сетевого бизнеса являются неэнергетические компании, в первую очередь, в области телекома и IT. По мере того, как энергетика и сеть становится “цифровой”, надежность, качество энергоснабжения и стоимость зависят в первую очередь от эффективности применения информационных технологий. Компании специализирующиеся в этой области предлагают продукт “сеть как услуга”, который вполне может лишить “традиционные” сетевые компании, не имеющие IT  компетенций, основной части их добавленной стоимости.

Однако распределительные сетевые компании имеют уникальную возможности не только не потерять, но и усилить свои рыночные позиции в случае выбора правильной стратегии, либо оказаться объектами поглощения.

Накопление энергии для сетей является «подрывной» технологией для сетевого бизнеса, так как накопители могут не менее эффективно, чем единая энергосеть, обеспечить две главные ее функции: поддерживать надежность энергоснабжения (резерв мощности) и сглаживать графики нагрузки.

До появления коммерчески окупаемых накопителей единая энергосеть была единственным способом сгладить суммарный график нагрузки потребителей за счет совмещения нагрузок, и, таким образом, снизить необходимый объем генерации. Например, для того, чтобы обеспечить электроэнергией потребителей за счет распределенной генерации на уровне отдельных предприятий и микрорайонов, потребовалось бы в 3 раза больше генерирующих мощностей, чем в случае, когда потребители объединены единой сетью.

Дополнительно потребовался бы еще 30%-50% резерв генерирующих мощностей.

Кроме того, в генерации до недавнего времени наблюдался значительный эффект экономии масштаба:  удельные капитальные затраты крупной генерации были существенно ниже, чем для станций малой мощности.

Имеется более, чем 2 кратный разрыв между удельными капитальными затратами для турбин мощностью 100 МВт и турбин мощностью менее 25 МВт. С учетом того, что парогазовая станция (ПГУ), использующая 100-МВтные и больше газовые турбины, должны иметь мощность минимум 300 МВт,  минимальный размер эффективной ПГУ находится в районе 300-450 МВт. С падением мощности газовой турбины также существенно снижается КПД.

Но с появлением накопителей и дешевых и эффективных малых генераторов ситуация резко меняется.

Cтоимость газопоршневых установок (ГПА) достаточно слабо меняется при снижении единичной мощности вплоть до установок мощностью 500 кВт. Кроме того, малая станция оказывается в совокупности дешевле при строительстве, чем крупная ПГУ, в том числе из-за меньших затрат на инфраструктуру (включая схему выдачи мощности). Малая станция также может быть введена в эксплуатацию значительно быстрее, чем крупная станция. Срок строительства малой станции составляет порядка 7-8 месяцев (включая время изготовления энергетических установок), тогда, как на строительство крупной станции уходит, как правило, не менее от 2 до 3 лет. Эти преимущества отчасти компенсируются более высокими эксплуатационными затратами мини-ТЭС на базе (ГПА), в том числе более высокими затратами на ТО и масло. Однако в совокупная приведенная стоимость операционных и капитальных затрат при значительном ресурсе до капитального ремонта (60-90 тыс часов) в настоящее время уже стала ниже, чем аналогичный показатель для крупных ТЭС.

Рис.2.  Сравнение средних удельных капитальных затрат для крупных парогазовых станций и малых ГПА ТЭС (введённых в 2017 г.) Источник: данные АО «Фонд стратегического развития энергетики «Форсайт»

Сравнивая капитальные и операционные  затраты системной и малой генерации, можно отметить:

  • на сегодняшний день удельные капитальные затраты на строительство мини-ТЭЦ (на базе газопоршневой станции с агрегатами  единичной мощностью от 500 кВт)  стали ниже, чем удельные капитальные затраты крупной парогазовой станции;
  • удельные расходы топлива малой генерации также приблизились к удельным расходам топлива больших станций;
  • КПД газопоршневой установки, начиная с мощности в 5 МВт, находится в диапазоне 47%-49%, что фактически эквивалентно КПД большой ПГУ, с учетом режимов работы (52%-54%) за вычетом потерь в магистральных и региональных сетях.

Накопитель способен обеспечить надежность лучше, чем энергосеть, так как может быть расположен непосредственно у потребителя, и даже экстремальные погодные условия (как, например, ледяной дождь в Москве в декабре 2010 года) не приведут к отключению питания.

Накопитель также способен выравнивать график нагрузки отдельного потребителя более эффективно, чем сеть – суммарное число часов использования мощности (ЧЧИМ) единой энергосистемой России в 2017 году составило 6870 часов.

Накопитель потенциально может полностью выровнять суточный график и довести ЧЧИМ для потребителей с неровным суточным графиком до 7000-7500 часов. Появление технологий долгосрочного хранения (такого, как P2G – превращение энергии в газ) позволил выравнивать и сезонные пики – то, чего сеть не может сделать принципиально.

Пример: подстанция с мощностью трансформаторов 40 МВа испытывает дефицит мощности всего в 1 МВт, следующими в линейке стоят трансформаторы с мощностью 63 МВа, таким образом, если рост спроса составляет, например, 2% в год, то новый трансформатор выйдет на полную нагрузку только через 24 года. Если покрывать дефицит пиковой мощности распределенными источниками (генерацией или накопителями) постепенно ежегодными приростами мощности  – чистая приведенная стоимость (NPV) капитальных затрат традиционного решения будет выше, чем NPV «пошагового» распределенного решения даже если удельные капитальные затраты на распределенное решение будут в 4 раза выше, чем удельные капитальные затраты на увеличение мощности трансформатора.

В планах развития такой подход часто называется «опережающим развитием инфраструктуры» или «планированием на перспективу», но на самом деле за этими определениями стоит серьезное технологическое ограничение, не позволяющее «традиционной инфраструктуре» гибко реагировать на развитие спроса.

Мощности накопителей и малой генерации можно добавлять малыми частями, что позволяет отодвигать инвестиции. Более того, развитие сетей никак не застраховано от рисков ошибки прогноза и падения потребления. Покрытие дефицита мощности распределенными ресурсами позволяет не только радикально снизить эти риски за счет меньшего «шага» инвестиций, но и при падении спроса физически переместить отдельные модульные установки в другие части энергосистемы. Для большой генерации такой перенос связан с гораздо большими потерями и техническими сложностями.

Расчет показывает, что в описанном примере при ставке дисконтирования 12% при одинаковых удельных капитальных затратах, при «опережающем развитии инфраструктуры», и в случае, если инфраструктура строится небольшими инкрементами, ежегодно покрывая потребность в спросе, разница в чистой приведенной стоимости денежных потоков составляет 2,9 раза. Т.е. при прочих равных условиях тарифная нагрузка на потребителя будет в 3 раза выше при «опережающем развитии сети». Этот же вывод можно сформулировать по-другому: инвестирование небольшими частями остается предпочтительнее, чем разовое строительство на перспективу,  даже если стоимость первого решения (например, накопитель + распределенная генерация) в 2,8 раза превышает  удельную стоимость строительства сети «на перспективу».

В данный расчет не включены такие  важные  факторы, как  дополнительный риск ошибки долгосрочного прогноза и дополнительная гибкость, связанная с возможностью переноса избыточной мощности распределенной инфраструктуры в другие центры нагрузок с относительно небольшой потерей стоимости.

Расчет экономического эффекта от «гибкости» новой инфраструктуры сложнее, чем показанный выше модельный расчет. Такой расчет может быть сделан на основе так называемой «опционной модели». Опцион – это финансовый инструмент, позволяющий владельцу при определенных условиях отказаться от выполнения своих обязательств, или наоборот, потребовать их выполнения от контрагента. Самый простой пример из финансовой практики – это опцион на покупку или продажу акций по определенной цене:  допустим, если цена акции превысила уровень 10 долл, то мы имеем право купить его за 10 долл (опцион  Call) или, наоборот, продать эту акцию, если цена упала ниже 10 долл,  за те же 10 долл (опцион Put). Т.е.  мы оплачиваем право не нести убытки, но получить прибыль при определенных условиях.

Модель расчета стоимости опционов (основанная на взятом из физики уравнения теплопроводности) позволяет аналогичным образом рассчитать экономический эффект так называемых «реальных опционов».  То есть эффект от ситуаций, когда определенное решение (в том числе технологическое) позволяет получить дополнительную финансовую гибкость: получать прибыль в случае, если ситуация развивается как запланировано, но избежать убытка в случае, если прогноз оказывается неверным.

В случае сравнения инвестиционного решения на базе распределенной энергетики и на базе традиционной мы имеем дело именно с таким «реальным опционом»:  инвестиционный проект на базе распределенной энергетики следует оценивать с учетом такого «встроенного опциона»,  который позволяет обеспечивать необходимый резерв мощности при высоком росте потребления и избежать убытков при падении потребления.

Учет возможности отказа от дальнейшего наращивания мощности в случае снижения потребления и утилизации существующих мощностей для решений, основанных на распределенной энергетике (учет «реального опциона»),  делает «распределенное» решение в нашем примере уже в 4,3 раза дешевле, чем в случае традиционного решения с вводом мощностей «на перспективу».

Что делать сетевым компаниям?

Наряду с рисками новая энергетика является одновременно и большой возможностью для сетевых компаний, причем, в первую очередь, это относится к «пасынкам отрасли» — муниципальным и местным распределительным электросетям (так называемым ТСО).

Распределительные сети (ТСО) могут выступить «платформой» для развития «интернета энергии»  

Распределительные сети среднего и низкого напряжения (20 кВ и ниже) неожиданно оказываются в центре событий. Они могут выступить в роли операторов по оптимизации и управлению распределенными энергоресурсами, предлагать услуги по обслуживанию, а также выступить в качестве площадки для  торговли ресурсами между участниками «микрорынков».  Для этого сетевой компании нужно будет развернуть IT-платформу, способную обеспечить сбор и обработку данных, удаленное управление множеством распределенных устройств.

Агрегатор

Сетевая компания, предоставляющая потребителям сервис по управлению и  оптимизации распределенных ресурсов, может выступить в качестве агрегатора для распределенных ресурсов генерации и накопления, впоследствии продавая этот агрегированный ресурс на оптовый рынок. Для этого может быть использована та же самая IT-платформа.

Провайдер новых сервисов

IT-платформа для управления позволяет сетевой компании двигаться дальше, расширяя сферу услуг в области интернета вещей, выходя за рамки энергетических услуг как для «стационарных» потребителей, так и для электротранспорта.

Огромный потенциал оптимизации операционных и капитальных затрат

Информация о потреблении, а также возможности по управлению распределенными энергоустройствами,  такими, как инверторы, дают огромный потенциал по оптимизации затрат для распределенной генерации.

Во-первых, точная и оперативная информация о нагрузках, напряжении, активной и реактивной мощности, статистике отключений дает возможность точно определять приоритета распределения инвестиционных ресурсов с получением максимального результата. Примеры из нашей практики показывают, что обладая такой информацией:

  • сетевая компания может втрое сократить инвестиции в поддержание надежности и при этом повысить показатели надежности;
  • одновременно может быть сокращено количество участков и оперативных бригад при сохранении или снижении времени устранения аварии;
  • инвестиции в развитие сети также могут быть снижены в 1,2-2 раза, так как компания точно знает резервы мощности и величину падения напряжения на фидерах;
  • показатели сенсоров дают возможность снизить затраты на обслуживание (обходы и осмотры персоналом, аварийные ремонты, производить ремонты по состоянию).

Во-вторых, возможности управления распределенными ресурсами дают дополнительный ресурс по снижению как капитальных, так и операционных затрат: они позволяют увеличить резерв трансформаторов или линий, устранить падения напряжения и подключать больше потребителей к одной подстанции, оптимизировать потери, обеспечить дополнительный резерв, и, тем самым, снизить собственные требования к резервированию.

Смогут ли сети воспользоваться возможностью?

Есть три сценария, по которым может развиваться ситуация вокруг сетевых компаний: 

  1. Сетевые компании, которые самостоятельно смогут воспользоваться возможностями, не только не потеряют в результате революции в энергетике, но и выйдут на новый качественный уровень. Такой стратегии следуют, в частности, крупные энергокомпании, имеющие в своем составе распределительные сети и использующие эти активы как базу для развития. Основным ограничением для многих сетевых компаний является их «корпоративная культура» или ментальность компаний, которые всю свою сознательную жизнь были естественной монополией. Процесс внутренней трансформации является крайне сложным – по нашему опыту, этот процесс  более сложный, чем процесс разработки и внедрения технологических инноваций.
  2. Потеря бизнеса. Серьезной угрозой для компаний с менталитетом монополий являются агрессивные активные игроки из нерегулируемых отраслей, таких как, например, операторы мобильной связи и IT компании. Эти игроки, изначально привыкшие к конкуренции, или уже прошедшие трансформации (как, например, телефонные операторы) в настоящее время активно претендуют на долю рынка в других отраслях, и не в последнюю очередь — в  энергетике. Мобильные операторы уже предлагают продукт «сеть как услуга», где описанные выше  возможности реализуются телеком-оператором, а сетевая компания, как владелец активов, оплачивает услугу по поддержанию заданного уровня надежности, качества или доступности сети. Поставщик услуги предоставляет свою IT-платформу, а также подключает к ней распределенное оборудование – приборы учета датчики, распределенную генерацию, накопители, энергоприборы,  и предоставляет услуги по оптимизации и агрегации. Ограничением для них является отсутствие прямых компетенций в энергетике, а также отсутствие их восприятия потребителем как профессионалов в этой сфере.
  3. Поглощение неэнергетическими компаниями. Другой стратегией для неэлектроэнергетических компаний, желающих войти на рынок «интернета энергии», является поглощение распредсетевых компаний. Такую стратегию мы уже наблюдаем у некоторых нефтяных компаний, для которых электроэнергия является следующим логическим шагом по диверсификации бизнеса после возобновляемой энергетики и электромобилей. Фактически компании тем самым капитализируют свою потребительскую базу среди автовладельцев, а также начинают двигаться дальше по цепочке после входа на рынок возобновляемой энергетики.

В ближайшее десятилетие мы увидим значительный передел рынка. Конечный расклад будет зависеть от того, кто быстрее сможет набрать нужную компетенцию – энергетики в области IT или IT компании в области энергетики.

Опыт либерализации электроэнергетики в 2000-х показал, что на рынок вышли многие финансовые или девелоперские компании, которые заняли значительную долю рынка, однако «традиционные энергетики» все же сохранили свои доминирующие позиции отчасти за счет того, что они смогли освоить финансовую компетенцию. Немаловажной причиной сохранения «status quo» сетевыми компаниями явилась их «особая инфраструктурная роль», когда они, фактически используя свое «монопольное наследство» и понуждая регулятора сохранять отрасль частично регулируемой,  ограничивали финансовые риски игроков, а вместе с этим и возможности более активных конкурентов (как это произошло после банкротства Enron или энергетического кризиса в Калифорнии).

Сегодняшние изменения в отрасли более глобальные. В конечном итоге они существенно снизят «социально-политическую» роль энергетики, сделав энергоснабжение свободно доступным потребителю ресурсом, не требующим особого контроля со стороны государства. Это в конечном итоге снизит лоббистские возможности энергокомпаний и сделает  итоги нового передела в отрасли менее предсказуемым для существующих игроков.