CC BY
169
ОТРАСЛЕВЫЕ И МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ КОМПЛЕКСЫ
УДК 338.532.67:620.31
Л. Д. Гительман, Б. Е. Ратников, М. В. Кожевников
УПРАВЛЕНИЕ СПРОСОМ НА ЭНЕРГИЮ В РЕГИОНЕ
В статье рассматривается перспективный подход к решению инвестиционной проблемы региональной электроэнергетики — применение концепции управления спросом на энергию, сущность которой заключается в инициативном взаимодействии энергокомпаний с потребителями, основанном на балансе экономических интересов. Отражены особенности концепции и ее инструментов, показаны положительные результаты ее внедрения для субъектов энергорынка и региона, приведены примеры программ по управлению спросом. Проанализированы институциональные и ментальные барьеры, препятствующие эффективной реализации механизмов управления спросом в отечественной электроэнергетике. Предложены алгоритм внедрения программ управления спросом в регионе, комплекс соответствующих мотивационныхмероприятий, сочетающий методы административного принуждения и экономического стимулирования энергокомпаний и потребителей энергии и мощности, методические рекомендации по организации финансирования программ управления спросом и оценке их эффективности.
Ключевые слова: управление спросом на энергию, энергоэффективность, управление нагрузкой, демонстрационный эксперимент, инвестиционный механизм, инновации, рыночная экономика
В Энергетической стратегии России до 2030 года провозглашается необходимость перехода от сырьевой модели энергетики к интеллектуальной, основу которой составляют технологические прорывные инновации. В документе отмечается, что для решения поставленной задачи объем отраслевых инвестиций в ближайшие 20 лет должен составить порядка 2,5 трлн долл., в том числе в электроэнергетике 600-900 млрд долл. При этом основными источниками финансирования являются собственные средства российских и зарубежных компаний, кредиты, средства, полученные от дополнительной эмиссии акций, а также государственные субсидии [5], то есть предполагается применение стандартных инвестиционных механизмов.
Между тем в зарубежном опыте имеется ряд прогрессивных решений инвестиционной проблемы электроэнергетики, которым в российской практике не уделяется должного внимания. Наиболее эффективным решением является реализация механизмов управления спросом — инициативных форм экономического взаимодействия энергоснабжающих организаций с потребителями, обеспечивающих взаимовыгодное регулирование объемов и ре-
жимов электропотребления. Концепция управления спросом зародилась в начале 1970-х гг. в США, и на данный момент успешно адаптирована в более чем 30 странах мира. Сущность управления спросом заключается в целенаправленном и планомерном воздействии энергокомпании на объемы, структуру и режимы энергопотребления в обслуживаемом регионе [2].
Выделяются две взаимосвязанные формы управления спросом: управление энергопотреблением и управление нагрузкой (рис. 1). Для российских регионов в целом актуальны обе формы, но приоритеты могут различаться по отдельным энергосистемам. При этом имеет место повышение энергоинвестиционной привлекательности территории, поскольку программы управления спросом направлены на повышение как энергетической и экологической эффективности, так и экономики региона в целом [4].
Эффективность функционирования системы управления спросом оценивается по конечным результатам, различающимся для энергокомпаний, потребителей энергии и региона в целом:
1. Энергокомпания:
ш
0
1
о
> "О
0
1 >
ю о
Цели энергокомпании Факторы мотивации энергокомпании
в области управления спросом
г 1 г
Формы управления спросом Способы и средства
управления спросом
Управление энергопотреблением Управление нагрузкой
Повышение энергоэффективности
Общая рационализация
Снижение пика
Заполнение ночного провала
Программы управления спросом
Смещение нагрузки на внепиковые часы
Методы стимулирования потребителей
Технические средства
Рис. 1. Схема управления спросом на электроэнергию и мощность в региональной энергокомпании
Таблица 1
Результаты расчетов покрытия дополнительного спроса
Показатель Исходные условия Вариант генерирования Вариант энергосбережения
Затраты на производство, млн руб. 1800 1803 1800
Основной капитал (фонды), млн руб. 4500 4650 4530
Норма прибыли (генерирование), % 10 10 —
Норма прибыли (энергосбережение), % — — 35
Прибыль (валовая), млн руб. 450 465 460,5
Объем продаж (1 + 5), млн руб. 2250 2268 2260,5
Объем производства, млн кВт-ч 750 752,5 750
Тариф на электроэнергию (6:7), руб/(кВт-ч) 3 3,014 3,014
Капиталовложения, млн руб. — 150 30
Прибыль за вычетом капиталовложений (5-9), млн руб. — 315 430,5
— экономия затрат на сооружение и эксплуатацию генерирующих и сетевых мощностей;
— расширение рынка и повышение устойчивости финансовых результатов в долгосрочной перспективе;
— создание привлекательного имиджа компании в регионе.
2. Потребители энергии:
— повышение надежности и качества энергоснабжения;
— более низкие и стабильные тарифы на электроэнергию и тепло;
— снижение энергоемкости продукции, услуг и повышение уровня электрификации при относительно меньших затратах.
3. Регион (долгосрочные общественные интересы):
— более надежное энергообеспечение экономического роста;
— повышение уровня энергетической независимости;
— социально-экономический эффект электрификации и теплофикации народного хозяйства;
— улучшение экологической обстановки и эколого-экономической безопасности, а также инвестиционного климата [3].
Классическим примером программы управления спросом является стимулирование инвестиций региональной энергокомпании в повышение энергоэффективности [1]. Предположим, что в регионе, обслуживаемом энергокомпанией с годовой выработкой в объеме 750 млн кВт-ч, появилась дополнительная потребность в 2,5 млн кВт-ч. Дополнительный спрос может быть покрыт двумя способами: вводом новых генерирующих мощностей с затратами 150 млн руб. или реализацией программы повышения энергоэффективности с затратами 30 млн руб. Во втором случае высвобождаемые мощности используются для
обеспечения дополнительной потребности, и объем производства электроэнергии не увеличивается. При этом регулирующими органами установлена норма прибыли в тарифе на энергию: для генерирования — 10 %, для энергосбережения — 35 %. Капиталовложения в генерирующие мощности или в повышение энергоэффективности включаются в стоимость основных фондов и в базу тарифа. Результаты расчетов по обоим вариантам покрытия дополнительной потребности в электроэнергии приведены ниже в табл. 1 и демонстрируют очевидную выгоду от реализации программы управления спросом.
В рыночной экономике, основанной на коммерческих интересах, инициаторами управления спросом могут выступать как непосредственно потребители электроэнергии, испытывающие конкурентное давление на издержки производства, так и энергоснабжающие компании, старающиеся сократить растущие затраты на ввод новых генерирующих и сетевых мощностей.
Практически применяются три подхода к управлению спросом на электроэнергию и мощность. Во-первых, индивидуальный, по инициативе самого потребителя. Во-вторых, административно-принудительное управление нагрузкой в часы совмещенного максимума электроэнергетической системы, осуществляемое системным оператором (органами оперативно-диспетчерского управления) с целью балансирования системы и поддержания стандартных параметров электроэнергии при дефиците генерирующих мощностей. В-третьих, используется управление спросом на энергию и мощность через взаимодействие энергоснабжающей компании и потребителей на добровольных и взаимовыгодных условиях.
Третий из перечисленных подходов к управлению спросом представляется наиболее
эффективным, особенно при рыночной модели организации отрасли, так как предполагает более широкий спектр направлений рационализации электропотребления, осуществляется на регулярной основе и, что очень важно, базируется на экономических интересах партнеров по электроснабжению. В то же время это не отвергает целесообразность, а иногда и необходимость реализации инициативного и административных методов. Причем последних, как правило, временно и исключительно в критических ситуациях.
Казалось бы, в России имеют место благоприятные предпосылки для внедрения управления спросом на основе взаимодействия энергокомпаний и потребителей и обеспечения баланса их интересов. Это, прежде всего, огромный потенциал энергосбережения и повышения энергоэффективности, с одной стороны, и проблема инвестиций в генерирующие и сетевые мощности электроэнергетики, с другой. При этом даже несмотря на невысокие темпы экономического роста, отрасль испытывает большие потребности в технологическом переоснащении физически и морально устаревшего производственного аппарата.
И тем не менее, развитию этой весьма прогрессивной формы управления спросом препятствует ряд барьеров, имеющих как институциональное, так и чисто ментальное происхождение.
Начнем с потребителей электроэнергии (мощности), являющихся объектами управления спросом. Известно, что подавляющее большинство производственных предприятий (при наличии солидных резервов роста энергоэффективности) довольно индифферентно относятся к своим энергоиздержкам. Обычно в качестве главной причины здесь называют слабое развитие конкурентной среды в промышленности, и это, конечно, справедливо, особенно в совокупности с относительно невысокой долей затрат на электроснабжение в себестоимости продукции многих производств. Правда, не секрет, что экспортоориентирован-ные предприятия ОПК получают льготные тарифы главным образом в порядке перекрестного субсидирования за счет других «неквалифицированных» потребителей.
Но есть и другие не менее важные причины. В частности, энергоменеджмент многих предприятий не располагает достаточно квалифицированными специалистами, способными грамотно оценить эффективность энергосберегающих инноваций, а также, что особенно важно, технико-экономические и производс-
твенные последствия мер по рационализации суточных графиков электрической нагрузки, включая потребность в дополнительных затратах. Кроме того, руководство завода нередко опасается раскрывать свои резервы перед энергокомпанией-поставщиком, которая в рамках разработки программы по управлению спросом должна проводить энергоаудит. Негласно принято: чем хуже энергоэффективность, тем легче добиться более низкого тарифа на электроэнергию, а со специализированной организацией-аудитором зачастую бывает проще «договориться». Наконец, имеет место традиционное недоверие к любым действиям поставщика, особенно когда он предлагает новую и не совсем понятную услугу.
Перейдем к энергокомпаниям — поставщикам энергии и мощности (интегрированным и сетевым). Здесь далеко не всем понятно, как можно вкладывать реальные деньги в потребителя, теряя при этом конкретные финансовые потоки. При этом такие выигрыши, как отложенные будущие инвестиции в новые объекты на более поздний срок или вообще отказ от них, многим энергоменеджерам представляются «виртуальными возможностями». Энтузиазма не прибавляют обещания различных льгот и компенсаций, которые периодически необходимо индексировать. Поэтому все эти механизмы, неплохо зарекомендовавшие себя в зарубежных странах, в среде отечественных энергетиков пока выглядят фантастически-призрачно.
Все сказанное отчасти объясняет сдержанную позицию, занимаемую Минэнерго РФ в отношении развития управления спросом в электроэнергетике страны.
Существуют также организационные проблемы непосредственно в энергокомпаниях. Чтобы разрабатывать программы управления спросом, взаимодействовать с потребителями и поставщиками энергоэффективного оборудования, потребуется перестроить всю маркетинговую деятельность компании, а это огромная работа, требующая пересмотра многих процессов, вовлечения большого количества персонала, и в итоге — дополнительных расходов.
Зарубежный опыт показывает, что управление спросом действующих потребителей позволяет энергокомпаниям обслуживать новых клиентов с относительно более низкими тарифами. Но для этого нужна сильная мотивация борьбы за каждого клиента и стремление к повышению качества обслуживания. Что говорить, когда в отечественных условиях, напри-
мер, процесс подключения новых абонентов к электросетям регионов длится несколько месяцев, а распределительные сетевые компании могут запросто вообще отказать кому-либо в подключении, сославшись на «техническую невозможность». Следует также сделать акцент на институциональных вопросах. Безусловно, реструктуризация электроэнергетики, ликвидация региональных вертикально интегрированных компаний серьезно ухудшили условия управления спросом и перенесли акцент в этой части на региональные электросетевые компании, располагающие, как правило, недостаточным потенциалом для данной деятельности. В этой связи подчеркнем, что пики нагрузки в системе генерации в общем случае не совпадают с пиками в системе электрораспределения. Поэтому, вероятно, следует подключать службы системного оператора для выполнения функции целеуказания в части установления объемно-энергетических и временных координат этих максимумов.
Необходимо установить четкие и однозначно трактуемые стандарты для подключения новых потребителей, определив исключительные (форс-мажорные) ситуации, когда такое подключение в данный момент невозможно; это же касается упорядочения оплаты за техприсоединение и тарифов на передачу.
С целью исправления сложившихся традиций и менталитета энергоменеджеров предлагается алгоритм управления спросом в регионе, включающий ряд административно-принудительных мер, способствующих усилению соответствующей мотивации энергокомпаний. Этот алгоритм включает следующие действия:
1) отбор перспективных объектов по предварительной договоренности с энергоменеджментом предприятий;
2) проведение энергоаудита на отобранных объектах (с привлечением специализированных организаций);
3) разработка программ управления спросом на плановый период (с предварительной оценкой их эффективности);
4) оценка необходимых затрат (в рамках бюджета программ);
5) выбор поставщиков энергоэффективного оборудования, приборов и устройств;
6) заключение контрактов с потребителями и поставщиками энергоэффективной техники;
7) контроль над реализацией программы (включая необходимые корректировки);
8) анализ итогов реализации программных мероприятий в отчетном периоде;
9) распределение финансовых эффектов от программы управления спросом между потребителями и энергокомпаниями в данном регионе;
10) выработка предложений по пролонгации программы и расширению круга объектов в данном регионе [2].
Руководствуясь предложенной последовательностью действий, целесообразно подготовить и провести в одном (или нескольких) регионах страны модельный демонстрационный эксперимент по управлению спросом с широким распространением его результатов для энергокомпаний и потребителей (причем с использованием современных информационных и рекламных методов). Практика демонстрационных программ управления спросом широко зарекомендовала себя за рубежом, причем как в развитых государствах (США, Германия, Франция), так и в развивающихся странах (Китай, Индия, Тайланд, Вьетнам, Сингапур, Южная Корея), переживших реструктуризацию энергетики и сталкивающихся с аналогичными организационными отраслевыми барьерами. Демонстрационные проекты являются отправной точкой применения концепции управления спросом и обычно связаны с недорогими и быстро реализуемыми мероприятиями.
На основе анализа проблем и полученных результатов указанного эксперимента должна быть разработана общеотраслевая нормативно-правовая база, регламентирующая действия всех участников региональных программ управления спросом, определяющая необходимые институциональные преобразования и содержащая в рациональном для текущей ситуации сочетании методы административного принуждения и экономического стимулирования как энергокомпаний, так и обслуживаемых ими потребителей электроэнергии и мощ-ности1. Примером в данном случае может являться следующий комплекс организационно-экономических мер:
1. Энергокомпании в законодательном порядке обязуются разрабатывать и совместно с потребителями осуществлять программы управления спросом. Соответствующий раздел необходимо включить в федеральное и региональное законодательства, регламентирующие вопросы регулирования энергокомпаний.
1 В отношении энергокомпании это будет означать, что она обязана разрабатывать и реализовывать программы управления спросом, привлекая соответствующих потребителей, так как будет лишена права отказать в подключении новым абонентам даже в случае дефицита энергомощностей.
100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%
5% 15% 3% 17% 8% 31%
21%
27%
13% 5% 24% 10%
27% 41%
23% 24%
Тарифные механизмы
Финансовые и инвестиционные инструменты
I Сквозные отраслевые и кооперативные воздействия
Информационное воздействие и обучение общественности
Законодательные ограничения и поощрения
I Стандарты энергоэффективности
Дания Германия Великобритания
Рис. 2. Методы стимулирования участников программ управления спросом
2. Заявка энергокомпании на новые тарифы, в которой их повышение превосходит темпы инфляции, должна рассматриваться регулирующими органами только при наличии согласованной с потребителями программы управления спросом на электрическую и тепловую энергию. В случае невыполнения программы за отчетный период заявка на новые тарифы автоматически блокируется.
3. Лицензия на сооружение генерирующих мощностей на новых площадках выдается энергокомпании при условии, что параллельно в народное хозяйство ею направляется на цели рационализации энергопотребления не менее определенной доли (например, 30 %) капиталовложений в новое строительство. Исключение может быть сделано для возобновляемых источников энергии и высокоэффективных установок комбинированного производства.
4. Энергокомпания получает право применять по согласованию с потребителями специальные договорные тарифы, стимулирующие повышение эффективности энергоиспользования и рациональные режимы энергопотребления. При этом ей запрещается перераспределять издержки энергоснабжения между группами потребителей.
5. Органам регулирования следует устанавливать повышенную норму прибыли на капитал, вложенный энергокомпанией в рационализацию энергопотребления.
6. Энергокомпании разрешается вычитать из общей суммы исчисленного налога на прибыль определенную долю затрат на разработку программ управления спросом.
7. В случае если энергокомпания направила в потребительский сектор более 50 % всех ин-
вестиций за отчетный период, рекомендуется либо целиком вычесть эти затраты из общей суммы исчисленного налога на прибыль, либо установить пониженную ставку налога.
В то же время для потребителей электроэнергии (мощности) следует использовать широкий спектр воздействий (дифференцированные тарифы на энергию, скидки на энергоэффективное оборудование, обучение основам энергосбережения и др.). В качестве примера на рис. 2 показаны основные мотивационные механизмы, действующие в настоящее время в Дании, Германии и Великобритании в рамках реализации программ управления спросом [6].
Для оценки эффективности программ управления спросом может применяться общепринятая для мировой практики методика [7], основанная на соотнесении доходов и расходов на реализацию программы с точки зрения различных субъектов (табл. 2).
В части финансирования программ управления спросом целесообразным выглядит вариант создания региональных фондов энергоэффективности (энергосбережения), в которых бы аккумулировались финансовые ресурсы оптовых и территориальных генерирующих компаний, а также и средства, выделяемые Федеральной сетевой компанией. Для этого следует ввести нормативы отчислений в указанные фонды от чистого дохода соответствующих компаний (складывающегося из амортизации и прибыли). Электросетевые компании — операторы программ получают право на использование средств региональных фондов в установленном порядке, таким образом расширяя инвестиционные возможности и пополняя бюджеты на программные мероприятия.
Таблица 2
Показатели экономической эффективности программ управления спросом
Наименование коэффициента Доходы Расходы
PCT (Participant Cost Test) — эффективность с точки зрения заказчика Стимулирующие выплаты Экономия по платежам Налоговые льготы и возмещения Дополнительные затраты на оборудование и его установку
PACT (Programm Administrator Cost Test) — полезность для правительственных органов и третьих лиц Потенциальные затраты на строительство новых мощностей, которых можно избежать с помощью внедрения программы (отложенные инвестиции) Накладные расходы Стимулирующие выплаты со стороны энергокомпании Затраты на установку энергосберегающего оборудования
RIM (Ratepayer Impact Measure) — влияние программы на не участвующих непосредственно в программе налогоплательщиков (в целом) Потенциальные затраты на строительство новых мощностей, которых можно избежать с помощью внедрения программы (отложенные инвестиции) Накладные расходы Стимулирующие выплаты со стороны энергокомпании Затраты на установку энергосберегающего оборудования Потери доходов вследствие уменьшения счетов за электроэнергию
TRC (Total Resource Cost Test) — доходы и расходы с точки зрения всех потребителей коммунальных услуг (участвующих и не участвующих) на обслуживаемой территории Потенциальные затраты на строительство новых мощностей, которых можно избежать с помощью внедрения программы (отложенные инвестиции) Дополнительные сбережения ресурсов (т. е. газа и воды) Переведенные в денежный эквивалент экологические и неэнергетические выгоды Получаемые налоговые льготы Накладные расходы Организационные расходы Затраты на дополнительные мероприятия (независимо от того, оплачиваются ли они конечным потребителем или энергокомпанией
SCT (Societal Cost Test) — затраты и выгоды для всей обслуживаемой территории, региона или страны в целом Потенциальные затраты на строительство новых мощностей, которых можно избежать с помощью внедрения программы (отложенные инвестиции) Дополнительные сбережения ресурсов (т. е. газа и воды) Неденежные выгоды (например, более чистый воздух) Накладные расходы Организационные расходы Затраты на дополнительные мероприятия (независимо от того, оплачиваются ли они конечным потребителем или энергокомпанией)
В данном случае управление региональным фондом энергоэффективности возлагается на независимую от энергобизнеса государственную организацию, выполняющую административно-распределительные функции, в частности: сбор средств1; контроль над их использованием оператором (электросетевой компанией); распределение экономического эффекта от программ между компаниями-инвесторами; возврат неиспользованных финансовых ресурсов их владельцам. Структуры, управляющие фондом энергоэффективности, могут также выполнять функции информационного обеспечения генерирующих компаний в отношении программ управления спросом, разрабатываемых и реализуемых электроснаб-жающими организациями.
Подчеркнем, что успех в преодолении ментальных барьеров и создании адекватной ин-
1 В фонды энергоэффективности должны также поступать средства от штрафов, выплачиваемых энергокомпаниями и потребителями, которые уклонились от участия в ПУС.
ституциональной среды будет непосредственно зависеть от прогрессивности позиции Правительства РФ (в частности Минэнерго) в оценке значения данной уникальной энергоэкономической инновации для эффективного электроснабжения народного хозяйства и, как следствие, экономического роста страны.
В заключении надо отметить, что эффект от внедрения инструментов управления спросом достигается как правило только спустя 5 — 10 лет после первых пилотных проектов и при обязательном наличии необходимого законодательства, поддержки финансовых институтов, развитых энергосервисных рынков. Поэтому считается, что концепция управления спросом должна быть заранее встроена в каркас энергетической реформы. В противном случае (как это было, например, в Китае, и как сейчас — в России) реализации механизмов управления спросом будет оказывать сопротивление большое количество описанных выше барьеров.
Список источников
1. Гитепьман Л. Д., Ратников Б. Е. Энергетический бизнес. — М.: Дело, 2006. — 600 с.
2. Гитепьман Л. Д., Ратников Б. Е., Кожевников М. В. Управление спросом на электроэнергию. Зарубежный опыт и адаптация к российским условиям // Эффективное антикризисное управление. — 2012. — № 6. — С. 61-65.
3. Кукпин А. А., Бепик И. С. Влияние эколого-экономической безопасности на инвестиционную привлекательность региона // Экономика региона. — 2009. — № 4. — С. 155-158.
4. Сравнительная оценка энергоинвестиционной привлекательности регионов: метод и апробация / Мызин А. Л., Мезенцев П. Е., Пыхов П. А., Денисова О. А. // Экономика региона. — 2007. — № 4. — С. 207-220.
5. Энергетическая стратегия России 2030 // Министерство энергетики РФ. [Электронный ресурс]. URL: http:// minenergo.gov.ru/aboutminen/energostrategy/
6. Demand-side Management Strategies and the Residential Sector. Lessons from International Experience / Haney A. B., Jamasb T., Platchkov L. M., Pollitt M. G. [Электронный ресурс]. URL: www.eprg.group.cam.ac.uk
7. Understanding Cost-Effectiveness of Energy Efficiency Programs: Best Practices, Technical Methods, and Emerging Issues for Policy-Makers. [Электронный ресурс]. URL: http://www.epa.gov/cleanenergy/documents/suca/cost-effectiveness.pdf
Информация об авторах
Гительман Лазарь Давидович (Екатеринбург, Россия) — доктор экономических наук, профессор, заведующий кафедрой систем управления энергетикой и промышленными предприятиями, Уральский федеральный университет им. первого Президента России Б. Н. Ельцина (620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19, e-mail: [email protected]).
Ратников Борис Евгеньевич (Екатеринбург, Россия) — доктор экономических наук, профессор кафедры систем управления энергетикой и промышленными предприятиями, Уральский федеральный университет им. первого Президента России Б. Н. Ельцина (620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19).
Кожевников Михаил Викторович (Екатеринбург, Россия) — аспирант кафедры систем управления энергетикой и промышленными предприятиями, Уральский федеральный университет им. первого Президента России Б. Н. Ельцина (620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19, e-mail: [email protected]).
UDC 338.532.67:620.31
L. D. Gitelman, B. E. Ratnikov, M. V. Kozhevnikov
DEMAND-siDE MANAGEMENT FoR ENERGY iN THE REGioN
The article deals with a promising approach to solving the problem of investment in the regional electric power industry — the application of demand-side management, the essence of which lies in proactive interaction of energy companies with customers, based on the balance of economic interests. The features of the concept and its tools are revealed, positive results of its implementation for energy market players and the region are shown, and examples of demand-side management programs are given. Institutional and mental barriers to effective implementation of demand-side management tools in power generation are analyzed. The article also proposes algorithms for implementing demand-side management programs in the region, and a mix of motivational activities that combines methods of administrative enforcement and economic stimulus for energy companies and consumers of energy and power, as well as guidelines on project funding and effectiveness evaluation.
Keywords: demand-side management for energy, energy efficiency, load management, demonstration experiment, the investment mechanism, innovations, market economy
The Energy Strategy of Russia through to 2030 proclaims a need for a transition from the raw materials model of power generation to a smart one that is based on breakthrough technological innovations. The document points out that achieving the goal requires investing some 2,500 billion dollars in the energy sector in the next 20 years, including 600 to 900 billion dollars in power generation. The primary sources of finance include Russian and foreign companies' own funds, loans,
funds raised from additional share issues and government subsidies [5], i. e., standard investment mechanisms.
Meanwhile, a number of advanced solutions to the problem of investment in the electrical power industry has been used abroad but has not been given due consideration in Russia. The most effective one is the application of demand-side management (DSM) — proactive methods of economic interaction between energy suppliers and
Список источников
1. Гитепьман Л. Д., Ратников Б. Е. Энергетический бизнес. — М.: Дело, 2006. — 600 с.
2. Гитепьман Л. Д., Ратников Б. Е., Кожевников М. В. Управление спросом на электроэнергию. Зарубежный опыт и адаптация к российским условиям // Эффективное антикризисное управление. — 2012. — № 6. — С. 61-65.
3. Кукпин А. А., Бепик И. С. Влияние эколого-экономической безопасности на инвестиционную привлекательность региона // Экономика региона. — 2009. — № 4. — С. 155-158.
4. Сравнительная оценка энергоинвестиционной привлекательности регионов: метод и апробация / Мызин А. Л., Мезенцев П. Е., Пыхов П. А., Денисова О. А. // Экономика региона. — 2007. — № 4. — С. 207-220.
5. Энергетическая стратегия России 2030 // Министерство энергетики РФ. [Электронный ресурс]. URL: http:// minenergo.gov.ru/aboutminen/energostrategy/
6. Demand-side Management Strategies and the Residential Sector. Lessons from International Experience / Haney A. B., Jamasb T., Platchkov L. M., Pollitt M. G. [Электронный ресурс]. URL: www.eprg.group.cam.ac.uk
7. Understanding Cost-Effectiveness of Energy Efficiency Programs: Best Practices, Technical Methods, and Emerging Issues for Policy-Makers. [Электронный ресурс]. URL: http://www.epa.gov/cleanenergy/documents/suca/cost-effectiveness.pdf
Информация об авторах
Гительман Лазарь Давидович (Екатеринбург, Россия) — доктор экономических наук, профессор, заведующий кафедрой систем управления энергетикой и промышленными предприятиями, Уральский федеральный университет им. первого Президента России Б. Н. Ельцина (620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19, e-mail: [email protected]).
Ратников Борис Евгеньевич (Екатеринбург, Россия) — доктор экономических наук, профессор кафедры систем управления энергетикой и промышленными предприятиями, Уральский федеральный университет им. первого Президента России Б. Н. Ельцина (620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19).
Кожевников Михаил Викторович (Екатеринбург, Россия) — аспирант кафедры систем управления энергетикой и промышленными предприятиями, Уральский федеральный университет им. первого Президента России Б. Н. Ельцина (620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19, e-mail: [email protected]).
UDC 338.532.67:620.31
L. D. Gitelman, B. E. Ratnikov, M. V. Kozhevnikov
DEMAND-SIDE MANAGEMENT FOR ENERGY iN THE REGiON
The article deals with a promising approach to solving the problem of investment in the regional electric power industry — the application of demand-side management, the essence of which lies in proactive interaction of energy companies with customers, based on the balance of economic interests. The features of the concept and its tools are revealed, positive results of its implementation for energy market players and the region are shown, and examples of demand-side management programs are given. Institutional and mental barriers to effective implementation of demand-side management tools in power generation are analyzed. The article also proposes algorithms for implementing demand-side management programs in the region, and a mix of motivational activities that combines methods of administrative enforcement and economic stimulus for energy companies and consumers of energy and power, as well as guidelines on project funding and effectiveness evaluation.
Keywords: demand-side management for energy, energy efficiency, load management, demonstration experiment, the investment mechanism, innovations, market economy
The Energy Strategy of Russia through to 2030 proclaims a need for a transition from the raw materials model of power generation to a smart one that is based on breakthrough technological innovations. The document points out that achieving the goal requires investing some 2,500 billion dollars in the energy sector in the next 20 years, including 600 to 900 billion dollars in power generation. The primary sources of finance include Russian and foreign companies' own funds, loans,
funds raised from additional share issues and government subsidies [5], i. e., standard investment mechanisms.
Meanwhile, a number of advanced solutions to the problem of investment in the electrical power industry has been used abroad but has not been given due consideration in Russia. The most effective one is the application of demand-side management (DSM) — proactive methods of economic interaction between energy suppliers and
£ £
Fig. 1. Demand-side management model in a regional utility
Table 1
Estimates for meeting additional demand
Indicator Reference conditions Generation Energy conservation
Production costs, million roubles 1800 1803 1800
Fixed assets, million roubles 4500 4650 4530
Profit margin (generation), % 10 10 —
Profit margin (energy conservation), % — — 35
Profit (gross), million roubles 450 465 460.5
Sales (1+5), million roubles 2250 2268 2260.5
Output, million kWh 750 752.5 750
Electricity tariff (6:7), rouble/(kWh) 3 3.014 3.014
Investment, million roubles — 150 30
Profit minus investment (5-9), million roubles — 315 430.5
consumers that ensure mutually beneficial modification of the quantity and patterns of electricity consumption. The concept of demand-side management emerged in the early 1970s in the USA and has been successfully adopted in over 30 countries. Essentially, DSM means systematic utility activities to influence the quantity, timing and patterns of electricity use in a service area [2].
There are two interconnected forms of demand side management: energy control and energy management (fig. 1). Both of them are applicable for Russian regions, but they can receive different priority in different grids. An additional aspect is that DSM programmes increase the investment attractiveness of the area's energy sector as they are aimed at improving energy and environmental effectiveness as well as encouraging the growth of the region's economy as a whole [4].
The effectiveness of demand-side management is determined by the end results that are different for utilities, consumers and the region as a whole.
1. Utility:
— reducing the cost of construction and operation of generation and transmission capacity;
— market expansion and increasing the long-term stability of financial performance;
— creating a favorable image of the company in the region.
2. Electricity consumers:
— increased reliability and quality of electricity supply;
— lower and stable electricity and heating tariffs;
— lower energy intensity of products and services and expanded electrification at comparably lower costs.
3. Region (long-term societal interests):
— more sustainable energy supply for economic growth;
— higher level of energy self-sufficiency;
— socio-economic benefits of electrification and district heating;
— environmental and eco-economic benefits and improved investment climate [3].
A classical example of a DSM policy is encouraging a regional utility to make investments in energy efficiency [1]. Let's assume that demand for an additional 2.5 million kWh has emerged in a region that is served by a utility with an annual output of 750 million kWh. The extra demand could be satisfied either by building additional generation capacity at a cost of 150 million roubles, or by implementing an energy efficiency programme worth 30 million roubles. In the second case, the freed-up capacity is used to provide for the additional demand and electricity output does not increase. Furthermore, regulators allow a 10 % profit margin in electricity tariffs for generation and a 35 % margin for energy conservation. Investments in generation capacity or energy efficiency are reckoned as capital funds and are included in the base rate. Estimates for both options of meeting the additional demand are reported in Table 1 and show obvious benefits of implementing the DSM programme.
In a market economy that is based on commercial interests, electricity consumers who are challenged by competitors to reduce their production costs, as well as by electricity suppliers seeking to cut the growing cost of building a new generation and transmission capacity could initiate DSM programmes.
Effectively, three approaches are currently in use for managing demand for electricity and capacity. The first one is customer-initiated DSM. The second approach is compulsory direct load control during peak usage times that is performed by the grid operator (operations control units) to balance the system load and maintain the electricity parameters in the situation of capacity shortages. Finally, demand-side management through
cooperation between the utility and customers on voluntary and mutually beneficial terms.
The third of the above mentioned policies appears to be the most effective, especially under the market model of the industry as it provides for a wider range of ways for improving energy efficiency, finds application on a regular basis and, last but not the least, is based on economic interests of power supply partners. At the same time, this does not deny the importance and sometimes the necessity to carry out customer-initiated and direct peak demand management methods, with the latter ones usually employed temporarily and only during emergency situations.
It may seem that Russia has favourable conditions for adopting demand side management based on interactions between a utility company and its customers and a balance of their interests. It is, above all, a huge potential for energy conservation and improved energy efficiency on one hand, and the problem of investment in generating and transmission capacity on the other. At the same time, despite the slow economic growth, the industry is faced with a pressing need for an overhaul of its worn-out and obsolete production facilities.
Nevertheless, there are a number of barriers hindering the progress of this highly promising demand-side management approach, both institutional and purely mental ones.
Let's start with power consumers who are the targets of demand-side management. It is known that despite having a lot of room for energy efficiency improvement, the overwhelming majority of manufacturing companies are fairly indifferent to their energy expenditures. A low level of competition in manufacturing has been typically cited as the key reason for this, which is of course true, especially coupled with a relatively low share of energy costs in production costs for many industries. It is no secret, though that defense companies exporting their products abroad enjoy discounts on electricity prices, mainly through cross-subsidies from other "unqualified" consumers".
But there are other equally important reasons. Specifically, many companies do not have energy managers who would be skilled enough to give a correct assessment of the effectiveness of energy efficiency innovations and, more importantly, of technical, economic and production impact of modifying their daily load curves, including the need for extra spending. Additionally, the management of a factory often avoids disclosing its reserves to the energy supplier that needs to conduct an energy audit as part of developing its DSM
programme. The unspoken rule is that the less energy efficient you are, the easier it is to secure a lower electricity tariff while it is always easier to "settle things" with a specialist energy audit company. Finally, there is a traditional distrust of any activities by the energy supplier, especially when it offers a new, difficult-to-understand service.
Let's now move on to utility companies, both integrated and grid ones. Many of them do not have a clear understanding of how real money can be invested in the customer while losing cashflow. At the same time, many energy managers as "virtual" view such benefits as being able to postpone generation infrastructure investments or even to avoid them. The need to offer rebates and compensation that would have to be adjusted for inflation regularly does not induce enthusiasm. That's why these mechanisms that have proved rather successful abroad look extremely doubtful to Russian energy managers.
The above-mentioned facts can partly explain the stance that has been taken by the Russian Energy Ministry on the issue of promoting demand-side management in the country.
There are also organizational problems within utility companies. In order to design DSM programmes, interact with customers and suppliers of energy efficient equipment, it is necessary to reengineer the entire marketing operation of the company, which is a huge task that would entail a review of many processes involving a lot of staff and, eventually extra expenses.
Other countries' experience show that managing demand from existing customers enables utility companies to serve their new clients at lower tariffs. But companies have to be highly motivated to fight for every single customer and to seek to improve the quality of service. This is definitely not the case in Russia where it might take a customer several months to get connected to a regional grid and where a distribution network operator might turn down a connection application, citing "technical infeasibility". Institutional issues are also worth mentioning. There is no doubt that the reorganization of the energy sector, the unbundling of vertically integrated companies seriously aggravated conditions for demand-side management and shifted the focus to the regional grid companies that usually do not have enough potential for these activities. In this connection, we would like to point that in a general case peak loads in the generation system do not coincide with those in the distribution network. That is why it might be appropriate to get the grid operator involved in determining the level and timing of the peak demand.
100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%
5% 15% 3% 17% 8%
31%
27%
13% 24% 10%
27%
M 41%
23% 24%
Tariffs Financial
and investment tools
I Cross-cutting sector-specific and cooperative measures
I Information and education
Legislative restrictions and incentives
1 Energy efficiency standards
Denmark
Germany
UK
Fig. 2. Types of incentives for actors involved in DSM policies
It is necessary to set clear and unequivocal standards for connecting new users to the grid and specify exceptional ("force majeure") situations when the connection is impossible at the moment; the same refers to regulating the connection fee and transmission tariffs.
In order to overcome the established traditions and mentality of energy managers, an algorithm for demand side management in a region is proposed. It includes a set of compulsory regulatory measures aimed to motivating utility companies. The algorithm consists of the following steps [2].
1) Select promising end-user companies on an agreement with their energy managers;
2) Conduct an energy audit at the selected facility (with the involvement of specialist organizations);
3) Design a DSM programme for a target period (with preliminary effectiveness assessment);
4) Estimate costs (within the programme budget);
5) Select suppliers of efficient equipment and devices;
6) Sign contracts with users and suppliers of energy efficient equipment;
7) Monitor the programme implementation (including necessary adjustments);
8) Analyze the results of the programme implementation during the reporting period;
9) Spread financial benefits of implementing the DSM programme among consumers and energy companies in the region;
10) Work out proposals for extending the duration of the programme and expanding the number of the companies enrolled across the region [2].
While following the suggested series of steps, it is worthwhile to design and carry out a model demonstration DSM experiment in one (or several) of the regions of the country and to spread its results among utilities and customers (by employing modern information and advertising means). Demonstration demand-side management programmes have been widely acclaimed abroad, both in developed countries (USA, Germany, France) and in developing countries (China, India, Thailand, Vietnam, Singapore, South Korea) that have gone through the restructuring of their energy systems and are now facing similar organizational sector-specific barriers. Demonstration projects are a starting point for adopting the concept of demand-side management and are usually associated with inexpensive and quick actions.
The results and conclusions of the experiment should provide a basis for creating an industrywide legal framework that would regulate the activities of all actors involved in regional DSM programmes, stipulate necessary institutional transformations and contain a relevant package of regulatory measures and economic instruments for utilities as well as for end users1. Here is an example of a set of regulatory and economic measures.
1. Utilities are legally required to design and implement DSM programmes in cooperation with customers. A clause to this effect should be incorporated into federal and regional energy legislation.
2. A utility's request for a tariff increase exceeding inflation must only be considered by in-
1 For the utility, it would mean an obligation to design and implement DSM programmes, enrolling qualifying customers as it shall not turn down new clients even in the case of capacity shortage.
Table 2
Cost effectiveness of demand side programmes
Measure Benefits Costs
PCT (Participant Cost Test) — from the perspective of the customer Incentive payments Bill savings Tax rebates or incentives Incremental equipment and installation costs
PACT (Programm Administrator Cost Test) — from the perspective of government agencies and third party entities Capacity-related costs avoided thanks to programme (deferred investment) Overhead costs Utility incentive costs Installation costs
RIM (Ratepayer Impact Measure) — impact of energy efficiency programs on ratepayers overall Capacity-related costs avoided thanks to programme (deferred investment) Program overhead costs Utility incentive costs Installation costs Lost revenue due to reduced energy bills
TRC (Total Resource Cost Test) — from the perspective of all utility customers (participants and non-participants) in the utility service territory Capacity-related costs avoided thanks to programme (deferred investment) Additional resource savings (e.g., gas and water) Monetized environmental and non-energy benefits Applicable tax credits Overhead costs Installation costs Incremental measure costs (whether paid by the customer or the utility)
SCT (Societal Cost Test) — costs and benefits to all in the service territory, region, or nation as a whole Capacity-related costs avoided thanks to programme (deferred investment) Additional resource savings (e. g., gas and water) Non-monetized benefits such as cleaner air Overhead costs Installation costs Incremental measure costs (whether paid by the customer or the utility)
dustry regulators if a customer-approved DSM programme is available. If the programme is not rolled out within a stipulated period, the tariff revision request will be automatically blocked.
3. A license for building generation capacity in new locations is issued to a utility on a condition that a certain share (e. g., 30 per cent) of investment in new construction must be used concurrently towards energy efficiency. An exception could be made for renewable energy projects and highly efficient combined cycle power plants.
4. On an agreement with costumers, a utility gets the right to charge special tariffs that encourage efficient energy use and sustainable energy consumption patterns. The utility is prohibited from shifting the costs of energy supply to other ratepayers.
5. Regulatory agencies should establish a higher rate of return on the capital that a utility invests in energy conservation.
6. Energy producers should be allowed to deduct a share of their expenses on designing a DSM programme from their corporate tax bill.
7. In case the utility's investments in the consumer sector account for over 50 per cent of its total investments during a reporting period, it is advisable either to deduct these costs from the corporate tax bill, or to apply a reduced tax rate.
At the same time, a wide scope of incentives (a scale of tariffs, discounts on energy efficient equipment, energy conservation education) should be employed for power and capacity con-
sumers. Key incentives that are currently in use in Denmark, Germany and Great Britain are illustrated by Figure 2 [6].
To evaluate the effectiveness of demand-side management programmes, an internationally recognized methodology could be used that is based on comparing costs and benefits from the perspective of different actors (table 2).
Speaking about funding for DSM programmes, it appears worthwhile to set up regional energy efficiency (energy conservation) funds that would accumulate financial resources of wholesale and territorial energy producers, as well as funding provided by the Federal Grid Company. To do this, appropriate companies should be required to make allocations from their net income (depreciation plus profit) to the funds. Grid companies implementing DSM programmes would be entitled to use resources from the regional funds in a prescribed mode to expand their investment opportunities and to replenish programme budgets.
In this case, an industry-independent state organization would be put in charge of operating the regional energy efficiency fund, performing administrative and distribution functions such as: fundraising1; spending control; spreading the economic benefits of programmes among investors; returning unused financial resources to con-
1 Energy efficiency funds should also accumulate receipts from fines paid by utilities and consumers who avoid participation in DSM programmes.
tributors. The operators of energy efficiency funds In conclusion, it should be noted that the ef-
could also provide power generation companies fects of employing demand-side management
with information regarding DSM programmes tools can only be realized in five to ten years
that are being designed and delivered by electric- since the start of pilot projects, provided that
ity distributors. there is necessary legislation in place, support
We would like to emphasize that the success- of financial institutions is available and devel-
ful overcoming of mental barriers and creation of oped energy services markets exist. That is why
an acceptable institutional environment directly it is commonly believed that the concept of de-
depends on whether the Russian government and, mand-side management should be incorporated
specifically, the Russian Energy Ministry take a into the framework of the power sector reform.
forward-looking position on this unique energy Otherwise, (as it happened in China, for exam-
and economic innovation and recognize its signif- ple, and as it is now in Russia) a large number
icance for effective power supply of the national of above-mentioned barriers will get in the way
economy and, consequently, for the country's eco- of implementing demand-side management
nomic growth. mechanisms.
References
1. Gitelman L. D., Ratnikov B. E. (2006). Energeticheskiy biznes [Energy Business]. Moscow, Delo [Publishing house «Delo»].
2. Gitelman L. D., Ratnikov B. E., Kozhevnikov M. V. (2012). Upravleniye sprosom na elektroenergiyu: zarubezhnyy opyt i ad-aptatsiya k rossiyskim usloviyam [Demand-side management: international experience and adaptation to Russian conditions]. Effektivnoe antikrizisnoye upravleniye [Effective Crisis Management], 6, 61-65.
3. Kuklin A. A., Belik I. S. (2009). Vliyaniye ekologo-ekonomicheskoy bezopasnosti na investitsionnuyu privlekatelnost re-giona [The influence of environmental and economic security on the investment attractiveness of the region]. Ekonomika regiona [Economy of Region], 4, 155-158.
4. Myzin A. L., Mezentsev P. E., Pyhov P. A., Denisova O. A. (2007). Sravnitelnaya otsenka energoinvestitsionnoy privlekatelnosti regionov: metod i aprobatsiya [Comparative assessment of energy investment attractiveness of regions: method and validation]. Ekonomika regiona [Economy of Region], 4, 207-220.
5. Energeticheskaya strategiya Rossii 2030 [Energy Strategy of Russia 2030]. Available at: http://minenergo.gov.ru/aboutminen/ energostrategy/
6. Haney A. B., Jamasb T., Platchkov L. M., Pollitt M. G. Demand-side Management Strategies and the Residential Sector: Lessons from International Experience. Available at:www.eprg.group.cam.ac.uk
7. Understanding Cost-Effectiveness of Energy Efficiency Programs: Best Practices, Technical Methods, and Emerging Issues for Policy-Makers. Available at: http://www.epa.gov/cleanenergy/documents/suca/cost-effectiveness.pdf
Information about the authors
Gitelman Lazar Davidovich (Yekaterinburg, Russia) — Ph.D. in Economics, Professor, Head of the Chair for Energy and Industrial Management Systems, Ural Federal University named after the first President of Russia B.N. Yeltsin (620002, Yekaterinburg, Mira str. 19, e-mail: [email protected]).
Ratnikov Boris Evgenyevich (Yekaterinburg, Russia) — Ph.D. in Economics, Professor of the Chair for Energy and Industrial Management Systems, Ural Federal University named after the first President of Russia B.N. Yeltsin (620002, Yekaterinburg, Mira str. 19).
Kozhevnikov Mikhail Viktorovich (Yekaterinburg, Russia) — postgraduate student of the Chair for Energy and Industrial Management Systems, Ural Federal University named after the first President of Russia B.N. Yeltsin (620002, Yekaterinburg, Mira str. 19, e-mail: [email protected]).
