КОНЦЕПЦИЯ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ РОЗНИЧНОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В УСЛОВИЯХ ЦИФРОВОЙ ТРАНСФОРМАЦИИ ОТРАСЛИ

Рыночная модель электроэнергетики России, существующая в настоящее время, сталкивается с тенденциями и вызовами, такими как рост цен на электроэнергию для конечных потребителей, рост тарифов на услуги по передаче электроэнергии и сбытовых надбавок, сложность и дороговизна технологического присоединения к электросетям и увеличения мощности, а также увеличение объема перекрестного субсидирования.

При этом на энергетическую отрасль оказывают влияние внешние факторы, обусловленные рядом технологических изменений, назревших в России и в мире, таких как переход от выработки электроэнергии на крупных электростанциях к использованию распределенных генераторов (в том числе использующих возобновляемые источники электроэнергии), увеличение конечной цены на электроэнергию, обусловленное ростом спроса, а также распространение и удешевление технологий генерации с использованием возобновляемых источников энергии, технологий систем накопления электроэнергии, а также развитие систем интеллектуального учета.

В свою очередь, перспективные технологии электроэнергетической отрасли не только приводят к возникновению положительных экономических эффектов при реализации по отдельности, но и раскрывают наиболее полный спектр эффектов и приводят к появлению новых моделей взаимодействия на розничном рынке, если их взаимодействие координируется цифровыми технологиями индустрии 4.0. Таким образом, совместное влияние технологий цифрового перехода в  электроэнергетике формирует предпосылки для появления нового типа потребителей электроэнергии – активного потребителя.

Целью настоящего исследования является анализ факторов, влияющих на принятие этих технологий субъектами розничного рынка и эффективность их внедрения, а также формирование целевой концепции розничного рынка, учитывающей внедрение активных потребителей и обладающей потенциалом к созданию прямых и косвенных экономических эффектов для субъектов энергетической отрасли.

1. Применение систем накопления энергии в России: возможности и барьеры (2019). Инфраструктурный центр EnergyNet. https://drive.google.com/file/d/1QraG6ghruRMyc9gcN3a0LNWUsnUonId3/view.

2. Архитектура Интернета энергии IDEA (2021). Инфраструктурный центр EnergyNet. https://drive.google.com/file/d/13JM0NIY4jUXOP6Mv4irjb2k77bK60p-Q/view.

3. Brown D., Hall S., Davis M. (2019). Prosumers in the post subsidy era: Аn exploration of new prosumer business models in the UK. Energy Policy, 135. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2019.110984.

4. Brown D., Hall S., Davis M. (2020). What is prosumerism for? Exploring the normative dimensions of decentralised energy transitions. Energy Research & Social Science, 66. https://doi.org/10.1016/j.erss.2020.101475.

5. Crépon B., Duguet Е., Mairesse J. (1998). Research, innovation, and productivity: An econometric analysis at the firm level. Economics of Innovation and New Technology, 7: 115–156.

6. Цифровой переход в электроэнергетике (2017). Центр стратегических разработок. https://www.csr.ru/issledovaniya/tsifrovoj-perehod-velektroenergetike-rossii/.

7. Engel H., Hensley R., Knupfer S., Sahdev S. (2018). The potential impact of electric vehicles on global energy systems. McKinsey & Company. https://www.mckinsey.com/industries/automotive-and-assembly/our-insights/the-potential-impact-of-electric-vehicles-on-global-energysystems#.

8. Frankel D., Wagner A. (2017). Battery storage: The next disruptive technology in the power sector. McKinsey. https://www.mckinsey.com/businessfunctions/sustainability-and-resource-productivity/ourinsights/battery-storage-the-next-disruptive-technology-inthe-power-sector.

9. Harnessing artificial intelligence to accelerate the energy transition (2021). World Economic Forum. https://www3.weforum.org/docs/WEF_Harnessing_AI_to_accelerate_the_Energy_Transition_2021.pdf.

10. Иванов А.В., Кучеров Ю. Н., Самков В. М., Корев Д. А. (2018). Развитие стандартизации интеллектуальных систем электроснабжения будущего. Энергия Единой Сети, 3(38): 81–84.

11. Ховалова Т.В., Жолнерчик С.С. (2018). Эффекты внедрения интеллектуальных электроэнергетических сетей. Стратегические решения и риск-менеджмент, (2): 92–101. https://www.jsdrm.ru/jour/article/view/776/649.

12. Кузьмин П.С. (2021a). Цифровизация промышленности: эмпирическая оценка цифровой зрелости предприятий. Стратегические решения и риск-менеджмент, 12(3): 220–235. https://doi.org/10.17747/2618-947X-2021-3-220-235.

13. Кузьмин П.С. (2021b). Активные потребители электроэнергии: обзор инновационных моделей взаимодействия субъектов электроэнергетики и конечных потребителей. Стратегические решения и риск-менеджмент, 12(4): 306–321. https://doi.org/10.17747/2618-947x-2021-4-306-321.

14. Кузьмин П.С. (2021c). Интеллектуальные системы учета электроэнергии: эмпирический анализ факторов восприятия технологии. Стратегические решения и риск-менеджмент, 12(1): 8–23. https://doi.org/10.17747/2618-947X-2021-1-8-23.

15. Morley J., Widdicks K., Hazas M. (2018). Digitalization, energy, and data demand: The impact of Internet traffic on overall and peak electricity consumption. Energy Research & Social Science, 38: 128–137.

16. Налбандян Г.Г., Жолнерчик С.С. (2018). Ключевые факторы эффективного применения технологий распределенной генерации в промышленности. Стратегические решения и риск-менеджмент, 1: 80–87. https://www.jsdrm.ru/jour/article/view/755/635.

17. Parag Y., Sovacool B.K. (2016). Electricity market design for the prosumer era. Nat.Energy, 16032. https://doi.org/10.1038/nenergy.2016.32.

18. Трачук А.В., Линдер Н.В. (2017). Инновации и производительность российских промышленных компаний. Инновации, 4(222): 53–65.

19. Трачук А.В., Линдер Н.В. (2018). Технологии распределенной генерации: эмпирические оценки факторов применения. Стратегические решения и риск-менеджмент, (1): 32–48. https://doi.org/10.17747/2078-8886-2018-1-32-48.

20. Трачук А.В., Линдер Н.В. (2020). Влияние технологий индустрии 4.0 на повышение производительности и трансформацию инновационного поведения промышленных компаний. Стратегические решения и риск-менеджмент, 11(2): 132–149. https://doi.org/10.17747/2618-947X-2020-2-132-149.