Киловатт не вынесет двоих

Декарбонизация и переход к возобновляемым источникам энергии (ВИЭ) увеличат волатильность и частоту колебаний энергоцен и стоимость хеджирования потерь. Экономисты из MIT и The Brattle Group на модели энергореформы Техаса до 2050 года исследовали последствия энергоперехода и констатируют необходимость пересмотра привычных тарифных схем. Речь о выделении из тарифов отдельных сервисных и инвестиционных платежей с передачей управления потреблением энергокомпаниям — и о новой форме перекрестного субсидирования, при которой на промышленность ляжет тяжесть пиковых энергоцен, а на население — неудобства нехватки мощности.

В низкоуглеродной энергетике выбор «дешево или надежно» окажется даже более жестким, чем в традиционной

Фото: Александр Подгорчук, Коммерсантъ

В препринте статьи «Разброс цен на электроэнергию в будущих энергосистемах с преобладанием возобновляемых источников энергии и политические последствия», опубликованной американской ассоциацией NBER, Дарик Маллапрагада, Кристиан Юнге, Кэти Синь Ван, Пол Йоскоу, Ричард Шмалензее (сотрудники Массачусетского технологического института) и Йоханнес Пфайфенбергер (экономист The Brattle Group) исследуют риски потребителей электроэнергии в декарбонизированной экономике. Авторы использовали модели расширения энергомощностей Техаса до 2050 года для иллюстрации разброса оптовых цен в будущих сетях на основе ВИЭ.

Ужесточение ограничений на выбросы и рост доли ВИЭ резко увеличат частоту и размах ценовых колебаний в энергетике.

В часы избытка предложения цены будут падать практически до нуля, но и ценовые пики вырастут и станут более частыми — в силу необходимости покрытия более высокой общей стоимости энергосистемы. Цены же на мощность при пиковых нагрузках за счет удорожания газовой генерации (она компенсирует «провалы» предложения) в силу ограничений выбросов могут вырасти вчетверо от нынешних и более.

Баланс спроса и предложения также изменится — вплоть до отказа отдельных потребителей от покупок в периоды высоких цен и вынужденных отключений до 25% нагрузки при высоком спросе. По мнению исследователей, хотя это искажает цены, сокращает доходы энергорынка и дезориентирует инвесторов в отрасль, из-за высокой волатильности в декарбонизированной экономике отказаться от них не представляется возможным, и более того, нынешние несовершенные механизмы платы за резерв мощности придется фундаментально пересматривать в сторону усиления.

Это, в свою очередь, сделает неизбежным и пересмотр тарифов.

Для стимулирования электрификации и декарбонизации потребуется поддержание низких розничных цен на электричество — и вывод платы за дополнительную мощность из тарифа. Инвестиционная же надбавка и плата за стабилизацию сети, по мнению авторов работы, должны стать предметами отдельных договоров с потребителем. При этом такие расходы, в представлении авторов, будут зависеть от типа потребителя и фиксироваться лишь в краткосрочной перспективе, реагируя на долгосрочные модели спроса.

Для управления спросом предполагается использовать в сетях механизмы снижения потребления при высокой оптовой цене. Авторы видят наиболее жизнеспособным решением заключение контрактов с населением и малым бизнесом на поставку энергии по относительно предсказуемым ценам в обмен на автоматизированное управление всем, что может работать в гибком графике — включая бытовую технику, зарядки для электромобилей, отопление, вентиляцию, кондиционирование и др. Отметим, что в итоге исследователи приходят к аналогу перекрестного субсидирования, когда промышленность за счет повышенных тарифов оплачивает скидки для населения. После энергоперехода тяжесть высоких спотовых цен в периоды пиковой нагрузки полностью ляжет на крупных потребителей, обеспечивая относительную ценовую стабильность остальным — однако, кроме неэффективности и негативного влияния «перекрестки» на инвестиции, это сделает снабжение малых потребителей по остаточному принципу общей проблемой «устойчивой» энергетики.