Preview

Стратегические решения и риск-менеджмент

Расширенный поиск

Технологии распределенной генерации: эмпирические оценки факторов применения

https://doi.org/10.17747/2078-8886-2018-1-32-48

Полный текст:

Аннотация

Представлена оценка проблем и перспектив применения технологий распределенной генерации промышленными компаниями. Рассмотрено понятие распределенной генерации и состав включаемых в нее технологий, выявлены источники ключевых конкурентных преимуществ использования технологий распределенной генерации. Для анализа наиболее значимых факторов восприятия технологий распределенной генерации промышленными компаниями проведены глубинные полуструктурированные интервью с представителями 8 крупных промышленных компаний, анкетирование представителей 69 промышленных компаний. Для анализа использована регрессионная модель, позволяющая определить силу и значимость влияния отобранных факторов на принятие компаниями решения о собственной генерации.
Для проанализированных компаний возможность технического подсоединения, стоимость электроэнергии и воспринятые преимущества являются критическими факторами принятия решения об использовании технологий распределенной генерации. Фактор риска оказался незначим. В глубинных интервью респонденты объясняли это тем, что системы распределенной генерации сводят возникновение перечисленных неблагоприятных последствий к минимуму. Получение дешевой электрической и тепловой энергии, постепенное наращивание энергетических мощностей, равномерность капиталовложений с быстрым получением энергии для производственных и хозяйственных нужд на сегодняшний день возможно в связи с использованием энергоэффективных решений на базе технологий распределенной генерации.

Для цитирования:


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

For citation:


Trachuk A.V., Linder N.V. Technologies of the distributed generation: empirical evaluations of the innovations acceptance. Strategic decisions and risk management. 2018;(1):32-48. (In Russ.) https://doi.org/10.17747/2078-8886-2018-1-32-48

ВВЕДЕНИЕ

Сегодня электроэнергетика переживает кардинальную трансформацию, основным драйвером которой выступают технологические нововведения, обусловливающие воз­можности для перехода к принципиально новому этапу развития. В последние годы произошли изменения, заста­вившие пересмотреть требования к объектам генерации, к сетевой инфраструктуре и в целом к организации элек­троэнергетики и электроэнергетических рынков. Нарас­тающий износ электроэнергетической инфраструктуры, вовлечение в оборот распределенных энергетических ре­сурсов (в т. ч. возобновляемых), изменение роли традици­онных источников энергии и энергоносителей, рост спроса на электроэнергию и трансформация его качественных ха­рактеристик, изменение модели поведения потребителей - все это требует изучения факторов распространения новых технологий в электроэнергетике для перехода к следующе­му энергетическому укладу.

Общемировой тенденцией становится постепенный отказ от централизованного энергоснабжения. Так, по все­му миру уже 12,5% крупных производителей пользуются собственными генерирующими источниками. Абсолют­ным лидером является Дания, где уже больше половины производств перешли на собственные источники. В Рос­сии таких предприятий пока только около 6%. Тенденция просматривается на уровне крупных потребителей, кото­рые один за другим отказываются от электроэнергии, по­лучаемой из ЕЭС, в пользу установки собственной малой (распределенной) генерации. Соответственно, потребите­ли, подключенные к ЕЭС на низком уровне напряжения (малые и средние предприятия), вынуждены нести допол­нительные затраты, связанные с функционированием ЕЭС, и терпят снижение эффективности в связи с ростом цен на электроэнергию.

Сформировались два подхода к создавшемуся дисба­лансу:

  • сложившееся положение ставит под угрозу дальней­шее существование и развитие ЕЭС;
  • развитие собственной малой (распределенной) гене­рации позволит ЕЭС вывести неэффективные мощно­сти, снизить расход топлива в пиковые часы за счет использования электроэнергии потребительской гене­рации, снизить объем необходимого и оплачиваемого резерва, что повысит эффективность и надежность функционирования ЕЭС России.

Например, по итогам проведенного Системным опера­тором (ОАО «CO ЕЭС») в сентябре 2016 года конкурентно­го отбора мощности (КОМ) на 2015 год невостребованны­ми на оптовом рынке оказались более 15 ЕВт. По оценкам Системного оператора, при сохранении действующих пра­вил в 2018 году уже более 20 ЕВт не найдут спроса.

Целью настоящего исследования является оценка про­блем и перспектив применения технологий распределен­ной генерации промышленными компаниями.

ТЕОРЕТИЧЕСКИМ ОБЗОР

Определение и состав технологий распределенной генерации

Распределенные энергетические системы независимы от централизованных сетей генерирующих мощностей, предназначены для выработки электроэнергии в непосред­ственной близости от локальных потребителей с учетом их специфических запросов по объемам и профилю потреб­ления. Академические исследования соответствующей концепции и ее аспектов начались в 1960-х годах в Вели­кобритании. Первые компании, строившие распределен­ные энергетические системы, открылись в США и Европе в середине 1980-х годов на средства венчурных инвесто­ров. Вскоре начался бум инвестиций в технологии распре­деленной генерации, и к концу XX века сформировался рынок поставщиков технологий, доля распределенной ге­нерации стала расти вначале в США и Великобритании, в континентальной Европе. По оценкам консалтинговых агентств, к концу 2020-х годов прирост общего объема генерирующих мощностей на 15-25% будет покрываться за счет распределенных энергетических сетей.

В исследованиях можно встретить разные подходы к самому понятию. Распределенную генерацию понима­ют как «генерацию в децентрализованной энергосисте­ме для покрытия потребностей в энергии изолированных (не подключенным к магистральным энергосетям) по­требителей» [Bauen A., Hawkes А., 2004; Ackermann Т., Anderson G., Soeder L., 2001]. Распределенной генерацией считают производство энергии «на уровне распределен­ной сети или на стороне потребителя, включенного в сеть» [GuanF. H., 2008]. При этом распределенная генерация мо­жет использоваться для выработки как электроэнергии, так и тепла.

К распределенной генерации относят не только соб­ственно генерацию, но и системы распределенного хране­ния электроэнергии (DESS), программы ценозависимого снижения потребления, мероприятия по повышению энер­гоэффективности потребителей, микрогриды и электромо­били (например, [Frankel D., WagnerA., 2017]). Например, сегодня в США большую часть установленной мощности распределенных энергоресурсов составляет не генерация, а ценозависимое снижение потребления и мероприятия по повышению энергоэффективности. Только программы различных энергокомпаний с целью снизить потребление электроэнергии в часы наибольшего спроса способны со­кратить пиковое потребление (соответственно, и потреб­ность в дополнительных блоках и сетевой инфраструктуре) на 5-6%, или на несколько десятков гигаватт. Е1апример, компания ConEdison сэкономила более I млрд долл. инве­стиций, которые должны были пойти на расширение се­тевой инфраструктуры в нескольких районах Е1ью-Йорка. Вместо этого компания запустила масштабную программу по снижению нагрузки на 52 МВт в пиковые часы, ее ре­ализация обошлась в 200 млн долл. Посредством аукциона в программу отобрали много разных мер - от замены лампочек на более эффективные до установки накопителей электроэнергии у потребителей и агрегированного управ­ления этим оборудованием.

В России программы ценозависимого управления спро­сом запущены для крупных потребителей, но пока в них участвует только компания «Русал». По оценкам Энергети­ческого центра бизнес-школы «Сколково», если программы управления спросом получат значительное распростране­ние, то потенциал сокращения потребления электроэнергии составит 6-10 и 2-3 ГВт для первой и второй ценовых зон соответственно. В совокупности это очень значительный объем, в менее плотном графике нагрузки для него потре­буется более 30 типовых парогазовых энергоблоков мощно­стью 400 МВт. Весьма велик и потенциал энергосбережения: замена энергопотребляющего оборудования более эффек­тивным, сокращение потерь электроэнергии при передаче и потреблении. В 2010 году Правительство Российской Фе­дерации оценило потенциал повышения эффективности ко­нечного потребления электроэнергии на уровне 30%. И даже если этот потенциал завышен, а реалистичная часть потен­циала уже реализована, то все равно остается значительный ресурс, чтобы сократить потребление электроэнергии.

В более узком смысле распределенная генерация толку­ется как строительство и эксплуатация источников электри­ческой (тепловой) энергии потребителями для собственных нужд. Излишки электроэнергии направляются в общую сеть.

К объектам распределенной генерации относят энер­гоисточники малой мощности, до 25 МВт [Hansen С. J., Bower J., 2004; Стенников В. А., ВоропайН.И., 2014]. К рас­пределенной генерации также отнесены объекты когене- рации (совместное производство электроэнергии и тепла), а также системы возобновляемых источников энергии (ВИЭ) [Селляхова О., Тарновская О., Фатеева Е. и др., 2016]. Так, к малой энергетике отнесены объекты мощностью менее 25 МВт [Федеральный закон 2003], к микроэнергетике, по раз­ным источникам, менее 1 МВт.

Итак, распределенная генерация подразумевает выработ­ку электроэнергии по месту ее потребления множеством по­требителей, которые производят тепловую и электрическую энергию для собственных нужд, а излишки направляют в об­щую сеть.

В широком смысле это объекты, которые находятся вбли­зи конечного потребления, вне зависимости от того, кто яв­ляется их владельцем. К данной категории относят:

  • Блок-станции - источник электрической (иногда те­пловой) энергии, расположенный на территории или в непосредственной близости от промышленного предприятия и принадлежащий владельцам этого пред­приятия на правах собственности или взятый в аренду. Блок-станции, как правило, выгодны, поскольку могут функционировать за счет побочных продуктов основно­го производства (попутный или доменный газ и т.п.).
  • Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) - комбинированное производство электроэнергии и тепла, повышающее коэффициент использования топлива (КИТ) в среднем на 30%. Благодаря этому существенные затраты и не­удобства при сооружении и эксплуатации теплосетей становятся приемлемыми. Это одна из причин, по кото­рым когенерация широко пропагандируется и поощря­ется сейчас на Западе.
  • Объекты малой и средней генерации: газотурбинные и газопоршневые станции, электростанции на ВИЭ, кото­рые строят потребители [Ряпин И., 2013]. В российской практике проект определения малой распределенной ге­нерации был выработан по итогам обсуждений в рамках заседания экспертного совета технологической платфор­мы «Малая распределенная энергетика» (от 26.06.2012), заседания экспертного совета по энергетике (секции малой энергетики) при Комитете по энергетике Государ­ственной Думы Российской Федерации (от 05.07.2012). «Малая распределенная энергетика - генерирующие объ­екты мощностью от I до 50 МВт, расположенные в непо­средственной близости от потребителя с возможностью использования систем накопления энергии и технологий SmartGrid. К распределенной энергетике отнесены объ­екты, использующие технологии когенерационной выра­ботки энергии и возобновляемые источники энергии, т.е. первичные энергоисточники объектов распределенной генерации, малые энергоустановки могут быть как бесто- пливными (они работают на солнечной, ветровой, вол­новой, геотермальной энергии и других ВИЭ), так и то­пливными (топливом служат уголь, нефть, промысловый газ, биомасса различного происхождения).

Источники конкурентных преимуществ распределенной генерации

Распределенная генерация имеет ряд преимуществ по со­вокупности показателей надежности, качества и стоимо­сти по сравнению с поставками из распределительной сети (последние остаются запасным вариантом). Самостоятель­но инвестируя в распределенную энергетику, потребители, очевидно, снижают затраты на развитие сетевого комплекса и крупной генерации за счет более гибкой инвестиционной модели реагирования на изменение динамики и размещения спроса. Дополнительно применяется комплекс мер по управ­лению спросом и децентрализованный энергообмен на осно­ве распределенных источников энергии, что также позволя­ет отказаться или отложить проекты по сооружению новых мощностей и/или сетевой инфраструктуры большой энерге­тики.

 

Таблица 1

Источники конкурентных преимуществ распределенной генерации

Группа

Авторы

Экономические преимущества, в том числе ограничение роста цен на электроэнергию

Frankel D., WagnerA., 2017; Berg A., Kralil S., Paiilun Т., 2008; Tpa- чук А.В., 2010а; Трачук А.В., Линдер Н.В., 2017; Ховалова TB., 2017

Развитие технологий управления, оборудования и сер­виса в компаниях

KazemiA., SadeghiM., 2009; Wu J., 2009; IpakchiA., AlbuyehF., 2009; Yingyuan Z., Liiichen С., Meiqin М. et al., 2008; Seo H., Park М., Kim Cr. et al., 2007; Zhang X. Р., 2008; Li H., Leite H., 2008; Трачук А. В., Линдер Н. В., Золотова И.Ю. и др., 2017; Трачук А. В., 2011;

Линдер Н.В., Трачук А.В., 2017; Гительман Л. Д., Бокарев Б. А., Гаврилова Т. Б. и др., 2015

Механизм для сокращения выбросов парниковых газов и достижения мировых целей по борьбе с изменением климата

BhowniikA., Schatz J., MaitraA. et al., 2003; Samiielson S., 2009; Li H., Leite H., 2008; Kimipiilainen L., Kaidianienii К., 2004

По своей энергоэффективности (КПД) распределенная генерация сопоставима с крупными электростанциями. Бла­годаря близости к потребителю она характеризуется сравни­тельно меньшими сетевыми потерями при распределении электроэнергии. Она также может обеспечить выполнение более высоких требований потребителей по доступности и качеству энергии, надежности энергоснабжения. Распре­деленность источников энергоснабжения является важным фактором повышения энергетической безопасности, по­скольку снижает риски тотальных блэкаутов и позволяет более быстро восстанавливать энергоснабжение потреби­телей, например после природных катаклизмов, катастроф или кибератак. В этом смысле развитие распределенных источников энергоснабжения как нового формата энергети­ческой инфраструктуры можно сравнить с развитием инфор­мационной инфраструктуры на основе систем распределен- нош хранения и обработки данных, превратившейся в итоге во Всемирную паутину. В литературе [You S., Jin L., Hu J. et al., 2015] новый подход к организации энергетических си­стем называют Интернетом энергии.

Для выявления конкурентных преимуществ распреде­ленной генерации мы проанализировали отчеты консал­тинговых компаний, зарубежных энергетических центров, а также исследования отечественных и зарубежных авторов и выделили три группы основных источников конкурентных преимуществ распределенной генерации (табл. 1).

Сочетание распределенной энергетики с современны­ми средствами управления активами, интеллектуализацией сетевой инфраструктуры, развитием потребительских сер­висов может привести к значительным экономическим эф­фектам, в т.ч. к ограничению роста цен на электрическую энергию в долгосрочной перспективе. Развитие производ­ственных мощностей и сфер применения распределенной энергетики стимулирует развитие технологий управления, оборудования и сервиса, обеспечивающих их максималь­но эффективное использование в контуре энергосистемы и на энергетическом рынке, создает технологическую основу для появления массовых активных потребителей и возмож­ности для выхода на масштабный глобальный рынок.

По всему миру значительную долю новых локальных мощностей составляет микрогенерация на основе возобнов­ляемых источников энергии (прежде всего, это кровельные солнечные панели, все чаще - в комбинации с накопителя­ми) и более экологически эффективные мини-когенерацион- ные установки. Соответственно, распределенная энергетика также является эффективным средством сократить выбро­сы парниковых газов и предотвратить изменение климата. Таким образом, конкурентные преимущества выделены в трех сферах: экономика (например, ограничение роста цен на электроэнергию), управление (развитие новых техноло­гий управления спросом на элекроэнергию, оборудования и сервиса в компаниях) и экология (распределенная генера­ция служит сокращению выбросов парниковых газов и пре­дотвращению изменения климата).

Факторы применения технологий распределенной генерации

Компании будут строить и использовать собственные источники генерации, когда осознают выгоды их примене­ния и будут готовы к их внедрению. Соответственно, важно изучить приемлемость технологий распределенной генера­ции и их восприятие со стороны промышленных компаний. Для этого мы изучили факторы, оказывающие наибольшее влияние на решение компаний внедрить у себя новую тех­нологию.

Факторам принятия новых технологий промышленными компаниями посвящено не так много исследований. Наибо­лее известны модели факторов принятия технологий компа­ниями, предложенные [Molla A., Licker P. S., 2002; 2005]:

  • модель POER, используемая для измерения внутриор- ганизационных факторов принятия новых технологий. Эта модель была предложена с целью проанализировать факторы внутриорганизационной среды: склонность сотрудников к принятию новых технологий, систему внутренней помощи в компании, отношение сотрудни­ков к инновациям;
  • модель PEER, применяемая для анализа внешних фак­торов. Модель PEER анализирует факторы конкурент­ного давления в отрасли, влияние регуляторов и техно­логические изменения в отрасли.

Ela принятие новых технологий также влияют специ­фические характеристики, к которым отнесены скорость, надежность, удовольствие от использования, контроль про­цесса использования, риск использования [Davis F.D., 1989].

В табл. 2 представлены внутриорганизационные и внеш­ние факторы, влияющие на принятие новых технологий рас­пределенной генерации компаниями.

Гипотеза 1. Ela восприятие распределенных источников генерации промышленными компаниями оказывают влияние

  • внутриорганизационные факторы:

а) техническая выполнимость;

б) наличие специалистов;

в) воспринятые риски;

г) воспринятое преимущество;

д) стоимость подключения;

е) затраты на электроэнергию

  • и внешние факторы:

ж) давление рынка;

з) давление регулятора (органов государственного управления);

и) технологические изменения в отрасли.

Для выявления специфических характеристик техноло­гий распределенной генерации, влияющих на их принятие компаниями, мы использовали результаты исследований [Amdt U., Wagner U., 2003; Picciariello A., Reneses J., Frias Р. et al., 2015; Frias P., Gomez Т., Cossent R., 2009; Picciariello A, Vergara С, Reneses J. et al., 2015; Dondi P., Bayoumi D., Flaederli С. et al., 2002; Ряпин И., 2013; Izadkhast S., Garcia- Gonzalez P., Frias P. et al., 2016] и выделили наиболее значи­мые специфические факторы (табл. 3).

 

Таблица 2

Факторы, влияющие на принятие компаниями новых технологий

Факторы принятия

Исследование

Внутриорганизационные факторы

Возможность технического подсоединения (интегра­ция, масштабируемость, удаленный доступ, инфра­структура, сложность и т.д.)

Wu J., 2009; Трачук А. В., 2010а; Ворожихин В.,2013; Володин Ю. В., Лин­дер RB., 2017

Наличие специалистов

Ворожихин В., 2013; Bhowmik A., Schatz J., Maitra A. et al., 2003

Воспринятые риски (безопасность, инвестиции)

WiJ., 2009; Трачук А.В., 2010 a; Bhowmik A., Schatz J., Maitra A. et al., 2003

Воспринятые преимущества и потребность в альтерна­тивных источниках энергии

Seo H., Park M., Kim G. et al., 2007; Haas R., Loew T., 2012; Davito В., TaiH., UlilanerR., 2010; Трачук А. В., 2011; Володин Ю. В., Линдер Н. В., 2017

Стоимость (операционный сбор)

Haas R., Loew Т., 2012; Davito В., Tai H., Uhlaner R., 2010; Кривошапка И., 2013; Володин Ю.В., Линдер RB., 2017; BergA., Krahl S., Paulun T., 2008

Затраты

Seo H., Park М., Kim G. et al., 2007; Haas R., Loew Т., 2012; Трачук А.В., 2011; Berg A., Kralil S., Paulim Т., 2008

Внешние факторы

Изменения на рынке, влияющие на решение компании использовать новые технологии

Subhes С., 2011; Seo H., Park М., Kim G. et al., 2007; Трачук А.В., 2010а; Grubb М., Jamasb Т., Pollitt М.G., 2008

Решения регуляторов (органов власти), затрагивающие решение компаний использовать новые технологии

Subhes С., 2011; Grubb М., Jamasb Т., Pollitt М. G., 2008; Davito В., Tai H., Uhlaner R., 2010; Трачук А.В., 2011; 2010 а

Технологические изменения в отрасли

Subhes С., 2011; Grubb М., Jamasb Т., Pollitt М.G., 2008; Трачук А.В., 2011

Гипотеза 2. Fla принятие решения о переходе на исполь­зование распределенных источников генерации оказывают влияние специфические факторы:

а)     наличие побочных продуктов, которые могут быть ис­пользованы в качестве топлива;

б)   высокий КПД;

в) отсутствие затрат на передачу энергии;

г) отсутствие платы за технологическое присоединение к электрическим сетям;

д) существующее соотношение цен на электрическую энергию и природный газ;

е) возможность изменения объемов вырабатываемой элек­трической и тепловой энергии при изменении экономи­ческой ситуации;

ж) снижение потребности в передаче энергии на значи­тельные расстояния;

з) повышение доли использования местных энергетиче­ских ресурсов.

 

Таблица 3

Наиболее значимые специфические факторы для принятия компаниями решения о собственной генерации

Фактор

Исследование

Специфические факпюры

Наличие побочных продуктов, которые могут быть использованы в каче­стве топлива

PicciarielloA., Reneses J., Frias P. et al., 2015

Высокий КПД (при условии, что объект генерации спроектирован с уче­том потребности конкретного промышленного производства в электриче­ской и тепловой энергии)

PicciarielloA, Vergara С, Reneses J. et al., 2015

Отсутствие затрат на передачу энергии

Izadkliast S., Garcia-Gonzalez P., Frias P. et al., 2016

Отсутствие платы за технологическое присоединение к электрическим сетям (если объект генерации изолирован от энергосистемы)

PicciarielloA., Reneses J., Frias P. et al., 2015; Izadkliast S., Garcia-Gonzalez P., Frias P. et al. 2016

Существующее соотношение цен на электрическую энергию и природный газ, свидетельствующее о высоком потенциале газа

PicciarielloA., Vergara С., Reneses J. et al. 2015

Возможность изменить объемы вырабатываемой электрической и тепло­вой энергии при изменении экономической ситуации

Frias P., Gomez Т., Cossent, R., 2009; Izadkliast S., Garcia-Gonzalez P., Frias P. et al., 2016

Близость производства энергии к потребителям, снижение потребности в передаче энергии на значительные расстояния

Ao-Yang H., Zhe Z., Xiang-Gen Y., 2009; Picciariello А., Reneses J., Frias P. et al., 2015

Повышение доли использования местных энергетических ресурсов

Pepennans G., Driesen J., Haeseldonckx D. et al., 2005

Барьеры развития распределенной генерации в России и других странах

Для распространения распределенной генерации на прак­тике важно выявить барьеры. Прежде всего, мы рассмотре­ли барьеры развития технологий распределенной генерации на зарубежных рынках, а затем - на отечественном.

США, штат Калифорния. Развитие распределенной гене­рации в Калифорнии тесно связано с мерами регулирования, направленными на стимулирование производства электро­энергии на основе ВИЭ. В Калифорнии принят «Стандарт портфеля возобновляемых источников энергии» (RPS): энергокомпании обязаны ежегодно повышать объем закупки электроэнергии, произведенной на основе ВИЭ по соответ­ствующим критериям, не менее чем на 1% от общего объема розничного сбыта электроэнергии. В настоящее время за­конодательные органы Калифорнии разрабатывают нормы, предусматривающие повышение данного показателя до 33% к 2020 году.

Определены три типа барьеров развитию распределен­ной генерации:

  • технические барьеры: технические стандарты подклю­чения установок распределенной генерации к сети, про­цедуры тестирования и сертификации оборудования, используемого для подключения;
  • коммерческие барьеры: стандартные коммерческие ус­ловия и практика согласования подключения с энерш- компанией;
  • регуляторные барьеры: отсутствие регулируемых та­рифов и стимулов для распределенной генерации [DamodaranA., 2008].

Основным барьером для выхода технологий распре­деленной генерации на рынок являлось отсутствие стан­дартов подключение к сети. Для решения данного вопроса в 2001 году Комиссия по коммунальным компаниям Кали­форнии (CPUC) разработала стандартные правила подклю­чения. В результате генерирующие компании, работающие на оптовом рынке электроэнергии и соответствующие опре­деленным требованиям, получили право подключать систе­мы распределенного производства электроэнергии к сети.

Великобритания. Системы распределенной генерации активно развиваются с начала 1990-х годов. В 1993-1994 го­дах объем производства на базе распределенной генерации в Англии и Уэльсе составлял 1,2 ГВт. В настоящее время этот объем превышает 15 ГВт. В обзоре, подготовленном Управлением по рынкам газа и электроэнергии, были ука­заны основные недостатки рынка и системы регулирования:

  • несовершенство нормативно-правовой базы: существу­ющие законы и нормы разработаны для системы с цен­трализованным производством электроэнергии и пре­пятствуют развитию распределенной генерации;
  • дефицит простой и понятной информации относительно возможностей распределенной генерации [Frankel D., WagnerA., 2017].

Для ликвидации барьеров на пути развития распреде­ленной генерации предлагается реализация совместных программ, осуществляемых под руководством Управления по рынкам газа и электроэнергии и Департамента по разви­тию бизнеса, инноваций и профессионального образования (BIS). С 2007 года правительство Великобритании стимули­рует развитие распределенной генерации. Предусмотрены фискальные стимулы: при внедрении большей части техно­логий микрогенерации на 5% снижается налог на добавлен­ную стоимость.

Австралия. На национальном рынке электроэнергии долго преобладала модель централизованного электроснаб­жения, малая генерация и управление потреблением исполь­зовались лишь в частном секторе.

Масштабное комплексное исследование барьеров и пре­имуществ распределенной генерации в Австралии представ­лено в отчете, подготовленном Организацией по научным и производственным исследованиям Австралии в рамках осуществления основной программы по реформированию энергетики [McDonald J., 2008]. Так, авторы выделяют такие барьеры, как несовершенство нормативно-правовой базы, отсутствие экономических стимулов для перехода к уста­новкам распределенной генерации, отсутствие информации о преимуществах распределенной генерации.

Дания. В Дании распределенная генерация развивается успешнее, чем в других скандинавских странах. Для сравне­ния: в Норвегии и Швеции мощность установок распределен­ной генерации составляет 1500 кВт. Там, как и в Финляндии, мало независимых производителей электроэнергии, а зна­чит, нет потребности в разработке подробных рекомендаций и требований к регулированию распределенной генерации.

В 1980 году объем мощностей распределенной генерации составлял 1%. Развитию распределенной генерации в основ­ном способствовало прямое регулирование, которое в Дании действует значительно дольше, нежели в других развитых странах. Основной движущей силой развития распределен­ной генерации являются инициативы, направленные на уве­личение объема производства электроэнергии на основе ВИЭ в соответствии с целями, установленными Европейской комиссией. В 2002 году препятствиями для развития счита­ли отсутствие норм и требований по подключению объектов распределенной генерации, высокую стоимость производ­ства электроэнергии системами распределенной генерации и недостаточное развитие рынка распределенной генерации. По данным Министерства энергетики Дании, в 2005 году примерно 57% генерирующих мощностей составляла ко- генерация (совместная выработка тепла и электроэнергии) и 31%-ВИЭ.

Успешное развитие сектора распределенной генера­ции в Дании обусловлено использованием подхода «снизу вверх», подразумевающего тесное сотрудничество большого числа небольших компаний, местных органов власти и коо­перативов [SubhesC., 2011].

В табл. 4 показаны барьеры, препятствующие развитию распределенной генерации в европейских странах.

Анализ многочисленных публикаций российских авто­ров [Трачук А.В., 2011; Селляхова О., Тарновская О., Фатее­ва E. и др., 2016; Климовец О. В., Зубакин В. А., 2016] показал барьеры для развития распределенной генерации в России:

  • отсутствие четких и однозначно трактуемых требова­ний к технологическому присоединению объектов про­мышленной генерации к электрическим сетям увеличи­вает сроки реализации проектов;
  • присоединенные к сети генерирующие объекты мощно­стью 25 МВт и более обязаны продавать произведенную электроэнергию на оптовом рынке (за исключением случаев, установленных Правительством РФ). Элек­троэнергию для собственного потребления они должны покупать по рыночным ценам, оплачивая услуги по пе­редаче. Владельцы объектов распределенной генерации мощностью 25 МВт и более вынуждены искать спосо­бы, как получить подтверждение о нераспространении на данный объект требований оптового рынка (выдает­ся НП «Совет рынка») и оставаться в статусе участника розничного рынка. Для того чтобы избежать необхо­димости присутствовать на оптовом рынке, нужно из­начально строить генерирующие объекты мощностью менее 25 МВт или планировать изолированную работу генерирующих объектов, которые не будут подключены к электрической сети;
  • отсутствие у заинтересованных лиц четкого представ­ления о выгодах промышленной распределенной гене­рации замедляет оформление и получение разрешитель­ной документации.

 

Таблица 4

Барьеры развития распределенной генерации

Барьер

Пояснение

Доминирование традиционной модели организации отрасли

Решения в области энергетики основаны на модели централизованного производства электроэнергии с использованием сети передачи и распределения для поставки электроэнергии потребителям

Институциональная структура, правила и нормы, требования к монтажу и технические стандарты создают более благоприятные условия для централизованного производства электроэнергии, чем для распределенной генерации

Исторически затраты на электроэнергию были значительно меньшими в сравнении с другими затратами, чем в настоящее время, развитие альтернативных источников не получало стимула

Проблемы окружающей среды придали импульс развитию генерирующих объектов различной мощности на основе ВИЭ, однако не обеспечили создание финансовых стимулов

 

Информация о возможностях использования альтернативных источников энергии ограниченно доступна для бытовых потребителей

Определение потенциальных

Нормы, практические руководства и процедуры сертификации поставщиков не согласованы, и их реализация затруднена

возможностей распределенной генерации

Проблемы, связанные с нормами регулирования, техническими аспектами и мощностью

Подключение распределенной генерации вызывает сложности, несмотря на наличие норм регулирования

 

Микроустановки распределенной генерации предполагают высокие затраты на монтаж

Рентабельность распределенной генерации

Получение разрешений на использование ресурсов и строительство систем распределенной генерации требует значительных затрат времени и средств, для объектов малой генерации требования существенно завышены

Стоимость электроэнергии от установок распределенной генерации может быть более высокой в сравнении с ценами на электроэнергию, поставляемую из сети

Применение новой технологии может быть связано с дополнительными затратами и риском

Энергосбытовые компании редко готовы покупать избыточную электроэнергию, произведенную микроустановками распределенной генерации

Срок окупаемости систем распределенной генерации слишком велик для бытовых потребителей

Получение инвестиций в распределительные сети

Распределительные компании могут не иметь достаточных стимулов для инвестирования в поддержку распределенной генерации

МЕТОДОЛОГИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ

Для анализа наиболее значимых факторов восприятия технологий распределенной генерации промышленными компаниями мы провели исследование в два этапа:

  • качественный этап:

о проведение глубинных полуструктурированных ин­тервью с представителями 8 крупных промышлен­ных компаний с целью определить взаимосвязи меж­ду факторами и принятием решения о строительстве собственной генерации и дополнительно обосновать разработку анкеты, позволяющей проанализировать наиболее значимые для положительного решения фак­торы;

о определение непараметрических коэффициентов кор­реляции Спирмена (ps) для ранжированных данных с целью признания значимой связи между компонен­тами модели, отбор специфических характеристик факторов для дальнейшего тестирования;

  • количественный этап:

о составление анкеты и анкетирование представителей промышленных компаний (69 компаний, табл. 5);

о формирование регрессионной модели, позволяющей определить силу и значимость влияния отобранных для анкеты факторов на принятие решения о строи­тельстве собственной генерации.

 

Таблица 5

Характеристика компаний в выборке: контрольные переменные

Характеристика

Количество

абс., ед.

отн., %

Сектор

Промышленность

61

92

ЖКХ

8

8

Срок жизни компании, лет

Менее 5

11

16

5-10

17

25

Больше 10

41

59

Численность персонала, чел

От 500 до 1000

4

5

От 1001 до 1500

19

28

Более 1500

46

67

Выручка от реализации, млн руб.

Менее 50

9

8

От 50 до 500

21

35

Более 500

39

57

 

Таблица 6

Упоминание внутриорганизационных и внешних факторов восприятия распределенной генерации компаниями

Фактор

Доля упомина­ний, %

Внутриорганизационные факторы

Возможность технического подсоединения и использования (интеграция, масштабиру­емость, удаленный доступ, инфраструктура, сложность и т.д.)

61,6

Наличие специалистов

19,3

Воспринятые риски (безопасность, инвестиции)

45,9

Воспринятые преимущества и потребность в альтернативных источниках энергии

76,3

Стоимость электроэнергии

74,1

Затраты на строительство и установку источни­ков распределенной генерации

81,5

Внешние факторы

Изменения на рынке, влияющие на решение компании об использовании инновации

62,7

Решения регуляторов (органов власти), затраги­вающие решения компаний об использовании новых технологий

96,3

Технологические изменения в отрасли

73,5

На следующем этапе был рассчитан индекс для основ­ных внутренних и внешних факторов, влияющих на приня­тие решения о строительстве собственной генерации путем суммирования упоминаний индивидуальных пунктов из ан­кеты (табл. 6). Аналогично рассчитана частота упоминания специфических факторов (табл. 7). Затем были рассчитаны непараметрические коэффициенты корреляции Спирмена ps для ранжированных данных. Для признания связи между компонентами модели значимой коэффициент корреляции должен был превышать пороговое значение 0,50.

Описание переменных

На количественном этапе исследования были сфор­мулированы утверждения анкеты, измеряющие наиболее значимые факторы. Респондентам предлагалось ответить на вопрос: «Насколько вы согласны с приведенными ниже утверждениями?» Степень согласия оценивали по шкале Лайкерта от I до 7 баллов (I - «совершенно не согласен», 4 - «не знаю, согласен или не согласен», 7 - «полностью со­гласен») (табл. 8, 9).

Для измерения фактора «техническая выполнимость» взяли шкалу с двумя вопросами. Они призваны определить, есть ли у компании возможность установить объекты распре­деленной генерации с учетом существующей инфраструкту­ры. Для оценки фактора «воспринятое преимущество» оце­нивались более высокие показатели КПД распределенной генерации, чем услуги Единой национальной электрической сети. Фактор «затраты на строительство и установку источ­ников распределенной генерации» был измерен с помощью двух вопросов, которые характеризуют необходимость оку­пить строительство собственной генерации в среднесрочной перспективе или отсутствие существенного влияния затрат на строительство на структуру себестоимости продукции компании.

 

Таблица 7

Упоминание специфических факторов технологий распределенной генерации

Фактор

Доля упо­минаний, %

Наличие побочных продуктов, которые могут быть использованы в качестве топлива

41,5

Высокий КПД (объект генерации спроек­тирован с учетом потребности конкретного промышленного производства в электрической и тепловой энергии)

48,4

Отсутствие затрат на передачу энергии

58,9

Отсутствие платы за технологическое присо­единение к электрическим сетям (если объект генерации изолирован от энергосистемы)

79,4

Цена на природный газ более низкая, чем на электроэнергию

42,6

Возможность варьировать объемы выраба­тываемой электрической и тепловой энергии при изменении экономической ситуации

41,2

Производство энергии в непосредственной близости от точек потребления и снижение потребности в передаче энергии на значитель­ные расстояния

34,6

Повышение доли использования местных энергетических ресурсов

55,6

 

Таблица 8

Индикаторы измерения характеристик принятия технологий распределенной генерации промышленными компаниями

Обозначение

Измерение

Источник

Альфа

Кронбаха

Внутриорганизационные характеристики

Возможность технического подсоединения (интеграция, масштабируемость, удаленный доступ, инфраструктура, сложность и т.д.)

T1

У нашей компании есть понимание того, какие виды распределенной генерации наиболее подходят и применимы к нашему бизнесу

Wu .Т., 2009; Трачук А. В., 2010а; Ворожихин В., 2013; Володин Ю. В., Лин­дер RB., 2017

0,79

T2

Наша компания подключится к объектам распределенной генерации, если существующие у нас системы могут быть настроены на их использование

Воспринятые риски (безопасность, инвестиции)

RK1

Наша компания подключится к объектам распределенной генерации, если это повысит безопасность и эффективность нашей энергосистемы

Wu J., 2009; Трачук А. В., 2010а; BhowmikA., Schatz J., MaitraA. et al., 2003

0,79

RK2

Наша компания перейдет на распределенную генерацию, если риски использования источников собственной энергии не будут высокими

Воспринятые преимущества и потребность в альтернативных источниках электроэнергии

UR1

Наша компания перейдет на собственную генерацию, если будет уверена, что они отвечают всем потребностям технологического цикла

SeoH., ParkM., KimG.etal., 2007; Haas R., Loew Т., 2012; Davito В., Tai H., Ulilaner R., 2010; Трачук А.В., 2011; Володин Ю.В., Линдер Н.В., 2017

0,92

UR2

Наша компания перейдет на собственную генерацию, если в качестве топлива мы сможем использовать имеющиеся у нас побочные продукты

Стоимость электроэнергии

COST1

Наша компания перейдет на собственную генерацию, если стоимость электроэнергии будет ниже других альтернативных вариантов

Haas R., Loew Т., 2012; Davito В., Tai H., Ulilaner R., 2010; Кривошапка И., 2013; Володин Ю. В.,Линдер RB., 2017; BergA., Krahl S., Paulun Т., 2008

0,91

COST2

Наша компания перейдет на собственную генерацию, если это позволит нам иметь дополнительные источники дохода от продажи электроэнергии в сеть

Затраты на строительство и установку источников распределенной генерации

C1

Наша компания перейдет на собственную генерацию, если затраты на установку и строительство источников собственной генерации окупят­ся в течение 5 лет

Seo H., Park М., Kim G. et al., 2007; Haas R., Loew Т., 2012; Трачук А.В., 2011; Berg A., Kralil S., Paulun Т., 2008

0,93

C2

Наша компания перейдет на собственную генерацию, если строительство и использование источников собственной генерации не увеличат значимо себестоимость изготавливаемой продукции

MARK1

Наши партнеры подталкивают нас к использованию собственных источ­ников генерации энергии, т.к. это существенно снизит долю расходов на электроэнергию в структуре себестоимости нашей продукции

Subhes С., 2011; SeoH., Park М., KimG. etal.,2007; Трачук А. В., 2010 а; Grubb М., Jamasb Т., Pollitt М. G., 2008

0,86

MARK2

Продукция, произведенная на отечественных предприятиях, порой не в состоянии конкурировать с иностранными аналогами из-за высокой доли энергоресурсов в себестоимости, несовершенных технологий произ­водства и расточительства энергоресурсов

Технологические изменения в отрасли

TR1

Наша компания перейдет на собственную генерацию, если обслуживание и ремонт смогут производиться в условиях открытой площадки и не по­требуют значительных материальных и человеческих ресурсов.

Subhes С., 2011; Grubb М., Jamasb Т., Pollitt М. G., 2008; Davito В., Tai H., Ulilaner R., 2010; Трачук А.В., 2011; 2010а

 0,76

TR2

Переход нашей компании на источники распределенной генерации связан с невозможностью обеспечить необходимую потребность в электричестве на удаленных объектах, на объектах, где часто возникают перебои в цен­трализованном электроснабжении, в ситуациях, когда пиковые нагрузки на энергосистему достаточно велики.

Решения регуляторов (органов власти), затрагивающие решения компаний об использовании новых технологий

GR1

Наша компания перейдет на собственную генерацию, если ввод в эксплуа­тацию таких установок будет требовать значительно меньшего количества согласований в контролирующих органах

Subhes С., 2011; Grubb М., Jamasb Т., Pollitt М. G., 2008; Трачук А. В., 2011

0,78

GR2

Наша компания перейдет на собственную генерацию, если ввод в эксплуа­тацию таких установок будет поддерживаться органами власти

 

Таблица 9

Специфические факторы для принятия решения об использовании собственной генерации

Фактор

Обозна­

чение

Измерение

Источник

Альфа

Кронбаха

Наличие побочных продук­тов, которые могут быть использованы в качестве топлива

PROD1

PROD2

Мы имеем побочные продукты и рассматриваем возможность перехода на технологии распределенной генерации

У нас нет побочных продуктов, но это не является решающим фактором для перехода на собственную генерацию

Walczuch R., Van Braven G., Limdgren H., 2000; Ao-Yang H., Zhe Z., Xiang-GenY., 2009

0,78

Высокий КПД (при усло­вии, что объект генерации спроектирован с учетом потребности конкретного промышленного производ­ства как в электрической, так и в тепловой энергии)

KPD1

KPD2

KPD3

КПД технологий распределенной генерации в режиме когенерации достигает 90% и более, что делает переход на эти установки рентабельным

На крупномасштабных объектах строительства надеж­ность электроснабжения и высокое качество энергии являются критичными для бесперебойной работы обо­рудования и исключения технических остановок

Дополнительным аргументом в пользу автономной генерации является возможность использовать энергию выхлопных газов турбин для получения тепла, что по­зволяет существенно увеличить общий КПД электро­станции.

Ao-Yang H., Zhe Z., Xiang-Gen Y., 2009; Walczuch R., Van Braven G., LimdgrenH., 2000

0,81

Отсутствие затрат на пере­дачу энергии

USE1

USE2

Использование технологий распределенной генерации позволяет получать стабильную высококачественную электроэнергию без затрат на передачу электроэнергии

Использование технологий распределенной генерации в промышленности является исключительно эффектив­ным средством экономии затрат и решения вопросов использования ныне бросовых ресурсов

Davis F. D., 1989; Walczuch R., Van Braven G., Limdgren H., 2000; Ao-Yang H., Zhe Z., Xiang-GenY., 2009

0,77

Отсутствие платы за техно­логическое присоединение к электрическим сетям (если объект генерации изолиро­ван от энергосистемы)

EASE1

EASE2

Энергообеспечение от централизованных источников становится все более дорогим и ненадежным. Более простым и перспективным в производстве может быть использование систем децентрализованного энерго­снабжения

Получение дешевой электрической и тепловой энергии, постепенное наращивание энергетических мощностей, равномерность капиталовложений с быстрым получе­нием энергии для производственных и хозяйственных нужд на сегодняшний день возможно в связи с исполь­зованием энергоэффективных решений на базе малых и микротурбин

DavisF. D., 1989; Walczuch R., VanBraven G., Limdgren H., 2000; Ao-Yang H., Zhe Z., Xiang-GenY., 2009

0,89

Цена на природный газ более привлекательна, чем на электрическую энергию

SEC1

SEC2

Ежегодно во всем мире сжигается более 100 млрд м3 энергосодержащих газов, которые являются отхода­ми каких-либо производств. В регионах добычи нет возможностей для транспортировки и переработки газов, сопровождающих нефть и выделяющихся при ее добьие. Это делает привлекательным переход на соб­ственную генерацию

Технология сжигания топлива в камерах сгорания тур­богенератора обеспечивает низкий уровень выбросов в атмосферу, что делает технологии распределенной генерации экологически чистыми

DavisF. D., 1989; Walczuch R., Van Braven G., Limdgren H., 2000; Ao-Yang H., Zhe Z., Xiang-GenY., 2009

0,86

Возможность варьировать объемы вырабатываемой электрической и тепловой энергии при изменении экономической ситуации

ECO1

Двухрежимный контроллер позволяет осуществлять мо­ниторинг состояния электрической сети и при пропада­нии внешней сети переводить установку в автономный режим. Таким образом, технологии распределенной генерации могут использоваться для питания системы бесперебойного энергоснабжения без излишних затрат на присоединение к электрическим сетям

Ao-Yang H., Zhe Z., Xiang-GenY., 2009

 

Производство энергии в не­посредственной близости от точек потребления и, следовательно, снижение потребности в передаче энергии на значительные расстояния

CON1

Еазотурбинные электростанции, использующие попут­ный газ в качестве топлива, размещаются в непосред­ственной близости от участков нефтедобычи. В связи с этим не требуется строительство объектов газосбора, трубопроводов, компрессорных станций

Davis (1989); Walczuch R., Van Braven G., Limdgren H., 2000; Ao-Yang H., Zhe Z., Xiang-GenY., 2009

0,88

Для измерения внешних факторов, влияющих на приня­тие технологий распределенной генерации, задействованы три группы вопросов. Давление рынка измерялось в соот­ветствии с ответами на вопросы о конкурентном давлении, сравнении используемых технологий. Технологические из­менения в отрасли измерялись как оценка того, насколько возможно провести ремонт оборудования и обеспечить ра­боту оборудования в пиковые часы нагрузки. Значимость ре­шений регуляторов оценивали по уверенности в том, что нет административных препятствий и есть поддержка внедре­ния распределенной генерации.

Аналогично была сформирована анкета для анализа специфических факторов принятия технологий распреде­ленной генерации (табл. 9).

Описание процедуры анализа данных

При проведении анализа сначала были оценены коэффи­циенты надежности (альфа Кронбаха) для всех переменных, измеряемых на основе шкал из нескольких вопросов. Рас­считанные коэффициенты соответствовали рекомендуемому минимуму уровня надежности - 0,75 (см. табл. 8, 9). На сле­дующем этапе был проведен факторный анализ методом главных компонент для 9 вопросов, описывающих четыре аспекта внутриорганизационных факторов, и 6 вопросов, описывающих три аспекта внешних факторов.

Анализ специфических факторов, влияющих на приня­тие технологий распределенной генерации компаниями сети распространения, был проведен при помощи 15 вопросов.

В целом четыре специфических фактора объясняли 73,8% вариации в ответах на вопросы компаниями, что со­ответствует рекомендациям об объяснении 70% вариации в структурных моделях.

Факторный анализ на основе метода главных компонент с ортогональным вращением выявил наличие четырех вну­триорганизационных факторов и двух факторов внешней среды, которые описывали в общей сложности 72,8% вариа­ции в вопросах. Значения полученных факторов использова­лись для формирования итогового набора факторов, которые влияют на принятие технологий распределенной генерации компаниями и которые затем были включены в регрессион­ный анализ.

Результаты факторного анализа применялись для расчета силы влияния факторов на восприятие технологий распреде­ленной генерации компаниями:

где Zi - показатель принятия технологий распределенной ге­нерации компаниями (бинарная переменная, где 1 - техноло­гии распределенной генерации приняты для использования компанией; 0 - не приняты); Ti - возможность технической выполнимости для использования установок распреде­ленной генерации; RKi - воспринятые компаниями риски, связанные с использованием технологий распределенной генерации; URi - воспринятые компанией преимущества ис­пользования технологий распределенной генерации; COSTi - себестоимость собственной электроэнергии; С - затраты на строительство и установку источников распределенной генерации; MARKi - давление рынка, влияющее на приня­тие технологий распределенной генерации; TRi - техноло­гические изменения в отрасли, способствующие принятию технологий распределенной генерации; GR- решения регу­ляторов (органов власти), затрагивающие решения компаний об использовании новых технологий распределенной гене­рации.

Анализ специфических факторов восприятия техноло­гий распределенной генерации компаниями был проведен и по следующей модели:

где Yi - показатель восприятия технологий распределенной генерации компаниями (бинарная переменная, где I - техно­логии распределенной генерации приняты для использова­ния компанией; 0 - не приняты); PRODi - наличие побочных продуктов, которые могут быть использованы в качестве топлива; KPDi - высокий КПД; USEi - отсутствие затрат на передачу энергии; EASEi - отсутствие платы за техноло­гическое присоединение к электрическим сетям; SECi - су­ществующее соотношение цен на электрическую энергию и природный газ говорит о высоком потенциале газа; CON- производство энергии происходит в непосредственной бли­зости от точек потребления, что приводит к снижению по­требности в передаче энергии на значительные расстояния; ECOi - возможность варьировать объемы вырабатываемой электрической и тепловой энергии при изменении экономи­ческой ситуации.

С помощью метода максимального правдоподобия были определены стандартизированные и нестандартизирован- ные коэффициенты регрессии. Нестандартизированные коэффициенты использовались для тестирования гипотез, а стандартизированные - для определения факторов, кото­рые в большей степени влияли на принятие технологий рас­пределенной генерации компаниями.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Влияние факторов на принятие технологий распределенной генерации

Регрессионный анализ показал влияние различных фак­торов принятия технологий распределенной генерации ком­паниями (внутриорганизационных характеристик компании и факторов влияния внешней среды), а также влияние специ­фических факторов (табл. 10—12). Мы оценили влияние этих независимых переменных на принятие технологий распре­деленной генерации, используя метод максимального прав­доподобия.

В целом результаты регрессионного анализа подтверди­ли гипотезы исследования. Модели на основе уравнений (1) и (2) смогли объяснить 63% вариации внутриорганизацион­ных и внешних факторов при принятии технологий распре­деленной генерации компаниями и 57% вариации специфи­ческих факторов.

Моделирование принятия технологий распределен­ной генерации компаниями (табл. 10) показало, что техническая выполнимость (β = 0,264; p < 0,05), сравнительное преимущество использования распределенной генерации (β = 0,451; р < 0,10), стоимость электроэнергии (β = 0,598; р < 0,10) позитивно влияют на принятие технологий рас­пределенной генерации. Воспринятые риски (β = 0,166; р = 0,01) не оказывает значимого влияния на рост числа поль­зователей распределенной генерацией. Затраты на строи­тельство иустановку источников распределенной генерации» (β = -0,387; р < 0,10) оказывают отрицательное влияние на принятие решения об использовании технологий распре­деленной генерации.

 

Таблица 10

Принятие технологий распределенной генерации компаниями: влияние внутриорганизационныххарактеристик и факторов внешней среды

Независимый показатель

Гипотеза

Коэфициент

нестандартизированный

стандартизированный

Константа β0

0,191 (0,0134)

Внутриоргантационные характеристики

Техническая выполнимость (интеграция, масштабируе­мость, инфраструктура, сложность, и т.д.) Т.

1(a)

0,264*** (0,098)

0,281***

Воспринятые риски (безопасность, инвестиции) RKj

1(в)

0,166*** (0,015)

0,185

Воспринятые преимущества и потребность в альтернативных источниках генерации URj

1(г)

0,451** (0,104)

0,454**

Стоимость электроэнергии COSTj

1(д)

0,598*** (0,062)

0,599***

Затраты на строительство и установку источников распределенной генерации Cj

1(e)

-0,387*** (0,209)

-0,385***

Факторы внешней среды

Давление рынка EASE.

1(ж)

-0,196** (0,118)

-0,394**

Технологические изменения в отрасли TRj

1(з)

0,153*** (0,201)

0,254***

Решения регуляторов (органов власти), затрагивающие решения компаний об использовании новых технологий CR.

I

1(и)

-0,393 *** (0,023)

-0,194***

Скорректированный R2

 

 

0,709

 

Количество наблюдений

 

 

69

 

*р < 0,10; **р < 0,05;*** p < 0,01. В скобках даны стандартные ошибки.

 

Таблица 11

Принятие технологий распределенной генерации: влияние специфических факторов

Независимый показатель

Гипотеза

Коэфициент

нестандартизированный

стандартизированный

Константа β0

0,216(0,031)

Наличие побочных продуктов, которые могут быть исполь­зованы в качестве топлива

2(б)

0,421 *** (0,023)

0,419***

Высокий КПД (объект генерации спроектирован с учетом потребности конкретного промышленного производства как в электрической, так и в тепловой энергии)

2 (г)

0,324***

(0,127)

0,327*

Отсутствие затрат на передачу энергии

2(д)

0,378**

(0,212)

0,381***

Отсутствие платы за технологическое присоединение к электрическим сетям (если объект генерации изолирован от энергосистемы)

2(з)

0,321**

(0,041)

0,323

Цена на природный газ более привлекательна, чем на элек­трическую энергию

2 (ж)

0,016***

(0,091)

0,009***

Возможность изменения объемов вырабатываемой электри­ческой и тепловой энергии при изменении экономической ситуации

2 (и)

0,163*

(0,037)

0,168*

Производство энергии в непосредственной близости от то­чек потребления и, следовательно, снижение потребности в передаче энергии на значительные расстояния

2 (к)

0,211***

(0,009)

0,209***

Скорректированный R2

0,628

 

Количество наблюдений

 

69

 

*р < 0,10; **р < 0,05; *** p< 0,01. В скобках даны стандартные ошибки.

Среди внешних факторов решения регуляторов оказыва­ют значимое влияние на принятие компаниями технологий распределенной генерации (β = 0,393; р < 0,05). Давление рынка и технологические изменения в отрасли оказывают незначительное отрицательное влияние на показатель при­нятия компаниями технологий распределенной генерации. Таким образом, техническая выполнимость, сравнительное преимущество и стоимость электроэнергии выступают ос­новными факторами роста числа компаний, использующих распределенную генерацию в исследованной выборке.

В табл. 11 приведены результаты регрессионного анализа влияния специфических факторов на процесс принятия тех­нологий распределенной генерации. Содержание гипотез см. выше.

Все специфические факторы оказывали положительный эффект на принятие компаниями технологий распределен­ной генерации с вероятностью ошибки р0,05. Факторы имели следующие коэффициенты β.

  • КПД: β = 0,324 (р <0,01);
  • отсутствие затрат на передачу энергии: β = 0,378 (р <0,05);
  • отсутствие платы за технологическое присоединение к электрическим сетям: β = 0,321 (р <0,05).

В то же время существующее соотношение цен на элек­трическую энергию (β = 0,016;р> 0,10) и возможность изме­нения объемов вырабатываемой электрической и тепловой энергии при изменении экономической ситуации (β = 0,163; р> 0,10) не оказывали значимого влияния.

 

Таблица 12

Частота упоминания барьеров распространения распределенной генерации

Барьер

Упоминание, %

Затраты на строительство и установку источников распределенной генерации

Существующие тарифы на передачу электроэнергии вместе с правилами оптового рынка препятствуют инве­стированию в распределенную генерацию в случаях, если электрическая мощность генерирующей установки составляет 25 МВт и более

74,8

Продажа тепловой энергии для центрального теплоснабжения считается в России нерентабельной из-за низ­ких цен, устанавливаемых государством

66,5

Неопределенность в отношении будущих цен на топливо и электроэнергию и возможности заключения договоров

45,9

Решения регуляторов (органов власти), затрагивающие решения компаний об использовании новых технологий

Неопределенность в отношении возможных изменений правового поля может оказаться препятствием для инвестиций в распределенную генерацию

74,1

Процесс получения разрешительной документации для объектов генерации средней и большой мощности занимает в России длительное время

37,9

Отсутствие единых технических требований к технологическому присоединению к электрической сети. Процесс длительный, плата за присоединение зачастую очень высока

71,5

Отсутствие единой политики, регламентирующей развитие промышленной распределенной генерации, и конфликт интересов заинтересованных сторон создают помехи при переговорах на предмет получения разрешительной документации

44,7

Энергосервисные компании, работающие по толлинговому контракту, обязаны получить специальное разре­шение на использование газа для ввода в эксплуатацию

49,1

Давление рынка

Согласно законодательству РФ, договора на поставку электроэнергии считаются недействительными до мо­мента ввода установки в эксплуатацию, что повышает риски инвестора

52,9

Промышленные предприятия могут столкнуться с недостатком собственного персонала, компетентного в об­ласти энергетики. Существует потребность в установлении профессиональных контактов, обмене опытом и привлечении внешних экспертов

50,7

Для генерирующей установки может оказаться невозможным согласование достаточных лимитов природного газа, отпускаемых ОАО «Газпром» по низкой регулируемой цене

39,7

Результаты анализа барьеров принятия распределен­ной генерации

Как показал регрессионный анализ, отрицательное влия­ние на принятие решения о переходе на собственные источ­ники электроэнергии оказывают затраты на строительство и установку источников распределенной генерации, реше­ния регуляторов (органов власти), затрагивающие решения компаний об использовании новых технологий, и давление рынка.

Для более глубокого понимания барьеров, формирую­щих отрицательное влияние данных факторов, мы провели полу структурированные интервью с 14 экспертами, входя­щими в НП «Совет рынка». Далее мы свели упомянутые экс­пертами барьеры и частоту их упоминания в табл. 13. Индекс для основных барьеров развития распределенной генерации рассчитан путем суммирования упоминаний индивидуаль­ных пунктов из анкеты. Выявленные барьеры позволяют нам сформулировать меры для развития промышленной распре­деленной генерации в России на федеральном уровне.

ВЫВОДЫ И ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ

Результаты тестирования гипотез

Гипотеза 1 описывала факторы, влияющие на восприя­тие технологий распределенной генерации компаниями. Ги­потеза подтверждена частично для внутриорганизационных факторов:

а) возможность технического подсоединения (β = 0,264; р < 0,05);

г) воспринятые преимущества (β = 0,451;р < 0,01);

д) стоимость электроэнергии (β = 0,598; р < 0,05),

и факторов внешней среды: (и) решение регулятора (β = 0,396; р < 0,05).

Негативное влияние на принятие технологий распреде­ленной генерации оказывают:

е) затраты на строительство и установку источников рас­пределенной генерации (β = -0,387; р < 0,01);

ж) давление рынка (β = -0,196;р < 0,01).

Гипотеза не подтверждена для факторов:

з) воспринятые риски (β = 0,166;р < 0,01);

и) возможность изменения объемов вырабатываемой элек­трической и тепловой энергии (β = 0,153; р < 0,01)

Согласно гипотезе 2, на восприятие компаниями техно­логий распределенной генерации оказывают влияние специ­фические факторы. Эта гипотеза подтверждена частично для общих факторов:

б) наличие побочных продуктов, которые могут быть ис­пользованы в качестве топлива (β = 0,421;р < 0,01);

г) высокий КПД (β = 0,324; р < 0,10);

д) отсутствие затрат на передачу энергии (β = 0,316; р < 0,01);

з)     отсутствие платы за технологическое присоединение к электрическим сетям (β = 0,363;р < 0,01).

He подтверждено влияние факторов:

ж) существующее соотношение цен на электрическую энергию и природный газ (β = 0,016; р < 0,01);

з) возможность изменения объемов вырабатываемой элек­трической и тепловой энергии (β = 0,163; р = 0,45);

к) снижение потребности в передаче энергии на значитель­ные расстояния (β = 0,211; р < 0,01).

Предложенная нами модель анализа является успешной, описывает различные факторы принятия технологий распре­деленной генерации компаниями. Стандартизированные ко­эффициенты не только позволяют протестировать гипотезы, но и могут быть использованы для сравнения влияния раз­личных характеристик установок распределенной генерации на вероятность принятия их компаниями.

Таким образом, при принятии решения о собственной ге­нерации компаниями основными факторами выступают воз­можность технического подсоединения β = 0,421), воспри­нятые преимущества (β = 0,363), стоимость электроэнергии (β = 0,324) и решение регуляторов (β = -0,309). Следователь­но, для проанализированных компаний возможность техни­ческого подсоединения, стоимость электроэнергии и вос­принятые преимущества являются критическими факторами принятия решения об использовании технологий распре­деленной генерации. Фактор риска оказался незначим (β = 0,209), при проведении глубинных интервью компании этот факт объясняли тем, что системы распределенной генера­ции сводят возникновение перечисленных неблагоприятных последствий к минимуму. Получение дешевой электриче­ской и тепловой энергии, постепенное наращивание энер­гетических мощностей, равномерность капиталовложений, быстрое получение энергии для производственных и хозяй­ственных нужд на сегодняшний день возможны в связи с ис­пользованием энергоэффективных решений на базе техноло­гий распределенной генерации.

ОГРАНИЧЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ

Мы не опрашивали всю генеральную совокупность российских компаний из-за ограниченных возможностей по сбору данных. Тем не менее наша выборка компаний репрезентативна по секторам, выручке от реализации и раз­меру компаний. В будущем исследователи могут проанали­зировать факторы принятия технологий распределенной ге­нерации на большей выборке компаний.

Результаты исследования выборки подтверждают целе­сообразность комплексной оценки факторов принятия тех­нологий распределенной генерации. В рамках данного ис­следования выделенные факторы - внутриорганизационные, внешние и специфические - были измерены эмпирически и использованы для анализа принятия технологий распреде­ленной генерации компаниями.

Качественный этап исследований позволил сделать первоначальные выводы о значимости отдельных аспек­тов принятия технологий распределенной генерации. Так, в соответствии с результатами анализа теоретической базы эмпирически было подтверждено, что при принятии распре­деленной генерации компаниями наибольшее значение име­ли стоимость электроэнергии и техническая совместимость на качественном этапе исследования. Большинство респон­дентов называли именно эти аспекты как наиболее важные.

Об авторах

А. В. Трачук
ФГОБУ ВО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации», АО «Гознак»
Россия

Доктор экон. наук, профессор, руководитель Департамента менеджмента, научный руководитель факультета менеджмента ФГОБУ ВО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации», генеральный директор АО «Гознак». Область научных интересов: стратегия и управление развитием компании, инновации, предпринимательство и современные бизнес-модели в финансовом и реальном секторах экономики, динамика и развитие электронного бизнеса, опыт функционирования и перспективы развития естественных монополий.



Н. В. Линдер
ФГОБУ ВО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации»
Россия

Кандидат экон. наук, профессор, первый заместитель руководителя Департамента менеджмента ФГОБУ ВО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации». Область научных интересов: стратегия и управление развитием компаний, формирование стратегии развития промышленных компаний в условиях четвертой промышленной революции, инновации и трансформация бизнес-моделей, динамика и развитие электронного бизнеса, стратегии развития компаний энергетического сектора в условиях четвертой промышленной революции, стратегии выхода российских компаний на международные рынки.



Список литературы

1. Володин Ю. В., Линдер Н. В. (2017). Тарифная политика и перекрестное субсидирование в электро- и теплоэнергетике // Стратегии бизнеса. № 1. С. 37–47.

2. Ворожихин В. (2013). Организационно-экономические механизмы развития энергетики. Saarbrücken: LAPLAMBERTAcademicPublishing. 245 с.

3. Гительман Л. Д. (2013). Экономика и бизнес в электроэнергетике. М.: Экономика. 432 с.

4. Гительман Л. Д., Бокарев Б. А., Гаврилова Т. Б. и др. (2015). Антикризисные решения для региональной энергетики. Экономика региона. № 3. С. 173–188.

5. Долматов И., Золотова И. (2015). Сколько стоит избыточная мощность генераторов? // ЭнергоРынок. № 8. С. 21–28.

6. Журавлева С. Н., Попов К. А., Лисицын И. М. (2014). Развитие системы ценообразования в строительстве объектов электроэнергетики // Надежность и безопасность энергетики. № 15. С. 42–49.

7. Кривошапка И. (2013). Распределенная генерация в России: конкурент большой энергетике или способ залезть в карман потребителей? // Энергетика и промышленность России. № 5 (217).

8. Климовец О. В., Зубакин В. А. (2016) Методы оценки эффективности инвестиций в собственную генерацию в условиях риска // Эффективное Антикризисное Управление. № 2 (95). С. 78–84.

9. Линдер Н. В., Трачук А. В. (2017) Влияние перекрестного субсидирования в электро- и теплоэнергетике на изменение поведения участников оптового и розничного рынков электро- и теплоэнергии // Эффективное Антикризисное Управление. № 2 (101). С. 78–86.

10. Обоскалов В. П., Паниковская Т. Ю. Управление энергопотреблением в конкурентном рынке электроэнергии // ФГБУН «Институт систем энергетики им. А. Л. Мелентьева» Сиб. отд. РАН. URL: http://www.sei.irk.ru / symp2010 / papers / RUS / S4-14r.pdf.

11. Основные результаты функционирования объектов электроэнергетики в 2015 году (2016) / Под ред. А. В. Черезова. М. 72 с.

12. Ряпин И. (2013) Риски «большой» электроэнергетики: уход потребителей на самостоятельное обеспечение электроэнергией как результат недоработки реформы / Энергетический центр Московской школы «Сколково». М. 117 с.

13. Селляхова О., Фатеева Е. (2012) Перекрестное субсидирование и социальная норма электропотребления // Эффективное Антикризисное Управление. № 6. (75). С. 32–79.

14. Стенников В. А., Воропай Н. И. (2014). Централизованная и распределенная генерация – не альтернатива, а интеграция // Известия РАН. Энергетика. № 1. С. 64–73.

15. Селляхова О., Тарновская О., Фатеева Е. и др. (2016) Виртуальная электростанция // Энергорынок. № 2 (137). С. 43–50.

16. Трачук А. В. (2010 а) Реформирование электроэнергетики и развитие конкуренции. М.: Магистр. 280 с.

17. Трачук А. В. (2010 б) Риски роста концентрации на рынке электроэнергии // Энергорынок. № 3. С. 28–32.

18. Трачук А. В. (2011) Реформирование естественных монополий: цели, результаты и направления развития. М.: Экономика. 320 с.

19. Трачук А. В., Линдер Н. В. (2017) Перекрестное субсидирование в электроэнергетике: подходы к моделированию снижения его объемов // Эффективное Антикризисное Управление. № 1 (100). С. 24–35.

20. Трачук А. В., Линдер Н. В., Золотова И. Ю. и др. (2017) Перекрестное субсидирование в электроэнергетике: проблемы и пути решения. СПб.

21. ТЭК России – 2015 (2016) // Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации. URL:http://ac.gov.ru / files / publication / a / 9162.pdf.

22. Ховалова Т. В. (2017). Моделирование эффективности перехода на собственную генерацию //Эффективное Антикризисное Управление. № 3 (102). С. 44–57.

23. Федеральный закон «Об электроэнергетике» от 26.03.2003 № 35‑ФЗ // КонсультантПлюс. URL: http://www.consultant.ru / document / cons_doc_LAW_41502 / .

24. Assessment of Demand Response and Advanced Metering (2010) / Federal Energy Regulatory Commission, Washingtonю

25. Arndt U., WagnerU. (2003) EnergiewirtschaftlicheAuswirkungeneinesVirtuellenBrennstoffzellen-Kraftwerks// VDI-Berichte 1752, VDI-GET-FachtagungStationäreBrennstoffzellen am 01. / 02.04.2003. Düsseldorf: VDI–Verlag. S. 165–179.

26. Ao-Yang H., Zhe Z., Xiang-Gen Y. (2009) The Research on the Characteristic of Fault Current of Doubly-Fed Induction Generator // Asia-Pacific Power and Energy Engineering Conference; 27–31 March 2009. P. 1–4.

27. Berg A., Krahl S., Paulun T. (2008). Cost-efficient integration of distributed generation into medium voltage networks by optimized network planning // CIRED Seminar 2008: SmartGrids for Distribution. P. 1–4. URL: http://ieeexplore.ieee.org / document / 4591855 / .

28. Bhowmik A., Schatz J., Maitra A. et al. (2003). Determination of allowable penetration levels of distributed generation resources based on harmonic limit considerations // IEEE Transactions on Power Delivery. Vol. 18, № 2. P. 619–624.

29. Bresler St. F. (2009) Demand Response in the PJM Electricity Markets // PJM. Vol. 32, № 6. P. 1306–1315.

30. Carley S. (2009) Distributed generation: an empirical analysis of primary motivators // Energy Policy. Vol. 37. P. 1648–1659.

31. Damodaran A. (2008) Strategic Risk Taking: a framework for risk management. New Jersey: Pearson Prentice Hall. 388 p.

32. Davito B., Tai H., Uhlaner R. (2010) The smart grid and the promise of demand-side management // McKinsey & Company. URL: http://www.calmac.com / documents / MoSG_DSM_VF.pdf.

33. Demand Dispatch – Intelligent Demand for a More Efficient Grid (2011) / National Energy Technology Laboratory //U. S. Department of Energy Office of Electricity Delivery and Energy Reliability. URL: https://www.netl.doe.gov / File%20Library / Research / Energy%20Efficiency / smart%20grid / DemandDispatch_08112011.pdf.

34. Demand Side Response: A Discussion Paper (2010) / OFGEM. London.

35. Davis F. D. (1989) Perceived use fullness, perceived ease of use and user acceptance of information technology // MIS Quarterly. Vol. 13, № 3. P. 319–340.

36. Dondi, P., Bayoumi D., Haederli C. et al. (2002) Network integration of distributed power generation // Journal of Power Sources. Vol. 106. P. 1–9.

37. Estimating the Costs and Benefits of the Smart Grid. A Preliminary Estimate of the Investment Requirements and the Resultant Benefits of a Fully Functioning Smart Grid (2011) / The Electric Power Research Institute. Palo Alto.

38. European Technology Platform SmartGrids (2010). Brussels. URL: www.snartgrids.ur / documents / SmartGrids_SDD_FINAL_APRIL2010.pdf.

39. Evaluating Policies in Support of the Deployment of Renewable Power // IRENA. URL: http://www.irena.org / DocumentDownloads / Publications / Evaluating_policies_in _support_of_the_deployment_of_renewable_power.pdf.

40. Frankel D., Wagner A. (2017) Battery storage: The next disruptive technology in the power sector // McKinsey. URL: https://www.mckinsey.com / business-functions / sustainability-and-resource-productivity / our-insights / battery-storage-the-next-disruptive-technology-in-the-power-sector.

41. Frias, P., Gomez T., Cossent R. et al. (2009) Improvement in current European network regulation to facilitate the integration of distributed generation // Int. J. Electr. Power Energy Syst. Vol. 31. P. 445–451.

42. Faria P., Vale Z. (2011) Demand response in electrical energy supply: An optimal real time pricing approach // Energy. Vol. 36. P. 5374–5384.

43. Flick T., Morehouse J. (2011) Attacking Smart Meters // Securing the Smart Grid: Next Generation Power Grid Security. Boston: Syngress. P. 211–232.

44. GB Demand Response. Report2 Strategic Issues and Action Planning (2011) // KEMA, Commissioned by the Energy Network Association. URL: http://www.energynetworks.org / modx / assets / files / electricity / futures / smart_meters / KEMA_CUE_Report_Strategic_Issues_and_Action_Planning_March20 11.pdf.

45. Global trends in renewable energy investment (2013) / UNEP Collaborating Centre, Frankfurt School of Finance and Management. Frankfurt am Main. URL: http://fs-unep-centre.org / system / files / globaltrendsreportlowres_0.pdf.

46. Grubb M., Jamasb T., Pollitt M. G. (2008) Delivering a Low Carbon Electricity System. Technologies, Economics and Policy. Cambridge: Cambridge University Press. 536 p.

47. Gudi N., Wang L., Devabhaktuni V. (2012) A demand side management based simulation platform incorporating heuristic optimization for management of household appliances // Electrical Power and Energy Systems. Vol. 43. P. 185–193.

48. Haas R., Loew T. (2012) Die Auswirkungen der Energiewende auf die Strommärkte und die Rentabilität von KonventionellenKraftwerken // nachhaltigkeitsbericht. URL: http://www.nachhaltigkeit.wienerstadtwerke.at / fileadmin / user_upload / Downloadbereich / Haas-Loew-Auswirkungen-Energiewende-auf-Energiemaerkte2012.pdf.

49. Hansen C. J., Bower J. (2004) An economic evaluation of small-scale distributed electricity generation technologies / Oxford Institute for Energy Studies. Oxford, 2004.

50. Hogan W. (2010) Demand response pricing in organized wholesale markets / IRC Comments, Demand Reponse Notice of Proposed Rulemaking. FERC Docket RM10‑17‑000. URL:https://sites.hks.harvard.edu / fs / whogan / Hogan_IRC_DR_051310.pdf.

51. Implementation Proposal for The National Action Plan on Demand Response: Report to Congress Prepared by staff of the Federal Energy Regulatory Commission and the U. S. Department of Energy (2011) // Office of electricity delivery & energy reliability. URL: https://www.energy.gov / oe / downloads / implementation-proposal-national-action-plan-demand-response-july-2011

52. Ipakchi A., Albuyeh F. (2009). Grid of the future // IEEE Power and Energy Magazine. Vol. 7, № 2. P. 52–62.

53. Jasim S. Kunz C. Erneuerbare Energien im Strommarkt. Renews Kompakt // Agentur für Erneuerbare Energien. URL: http://www.unendlich-viel- energie.de / media / file / 276. AEE_RenewsKompakt_Strommarkt_dez13.pdf.

54. Jiang B., Fei Y. (2011) Dynamic Residential Demand Response and Distributed Generation Management in Smart Microgrid with Hierarchical Agents // Energy Procedia. Vol. 12. P. 76–90.

55. Kazemi A., Sadeghi M. (2009). Distributed generation allocation for loss reduction and voltage improvement // Power and Energy Engineering Conference, 2009. APPEEC 2009. Asia-Pacific.

56. Kumpulainen L., Kauhaniemi K. (2004). Analysis of the impact of distributed generation on automatic reclosing // Power Systems Conference and Exposition, 2004. IEEE PES. P. 603–608.

57. Li H., Leite H. (2008). Increasing distributed generation using automatic voltage reference setting technique // IEEE PES General Meeting – Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century, 2008 IEEE. 20 Jul 2008–24 Jul 2008. P. 1–7.

58. Lujano-Rojas J. M., Monteiro C., Dufo-Lopez R. et al. (2012) Optimum residential load management strategy for real time pricing demand response programs // Energy Policy. Vol. 45. P. 671–679.

59. Markets (2010) / Mossavar-Rahmani Center for Business and Government, John F. Kennedy School of Government Harvard University. Cambridge, MA.

60. McDonald J. (2008) Adaptive intelligent power systems: active distribution networks // Energy Policy. Vol. 36. P. 4346–4351.

61. Mietzner D., Reger G. (2005) Advantages and disadvantages of scenario approaches for strategic foresight // International Journal of Technology Intelligence and Planning. Vol. 1, № 2. P. 220–239.

62. Modelling Load Shifting Using Electric Vehicles in a Smart Grid Environment: Working paper / OECD / IEA. (2010) // IEA. URL: https://www.iea.org / publications / freepublications / publication / modelling-load-shifing-using-electric-vehicles-in-a-smart-grid-environment.html.

63. Molla A., Licker P. S. (2002) PERM: A Modelof e-Commerce Adoption in Developing Countries // Issues and Trends of Information Technology Management in Contemporary Organizations / Ed. M. Khosrowpour. Seattle: Idea Group Publishing. P. 527–530.

64. Molla A., Licker P. S. (2005) Perceived e-Readiness Factors in e-Commerce Adoption: An Empirical Investigation in a Developing Country // International Journal of Electronic Commerce. Vol. 10, № 1. P. 83–110.

65. National Action Plan on Demand Response (2010) / Federal Energy Regulatory Commission, Washington.

66. Pontikakis D., Lin Y., Demirbas D. (2006) History matters in Greece: The adoption of Internet- enabled computers by small and medium sized enterprises // Inf. Econ. Policy. Vol. 18. P. 332–358.

67. Pepermans G., Driesen J., Haeseldonckx D. et al. (2005) Distributed Generation: definition, benefits and issues // Energy Policy. Vol. 33. P. 787–798.

68. Picciariello A, J. Reneses, P. Frias, L. Söder (2015). Distributed generation and distribution pricing: Why do we need new tariff design methodologies? // Electricpower systems research. Vol. 119. P. 370–376.

69. Picciariello A., Vergara C., Reneses J. et al. (2015). Electricity distribution tariffs and distributed generation: Quantifying cross-subsidies from consumers to prosumers // Utilities Policy. Vol. 37. P. 23–33.

70. Izadkhast S., Garcia-Gonzalez P., Frías P. et al. (2016). An aggregate model of plug-in electric vehicles including distribution network characteristics for primary frequency control // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 31, № 4. P. 2987–2998.

71. Samuelson S. (2010). Development and Analysis of a Progressively Smarter Distribution System // CSI RD&D Grant Solicitation Package: PV Grid Integration. UC–Irvine Advanced Power and Energy Program / PG&E. Leiden, theNetherlands 9–11 September 2010.

72. Seo H., Park M., Kim G. et al. (2007). A study on the performance analysis of the grid-connected pv-af system // Proceeding of International Conference on Electrical Machines and Systems. Toronto, Ontario, Canada 1–3 November 2007 / TheInstituteofElectricalandElectronicsEngineers, Inc. Toronto.

73. Subhes C. (2011) Bhattacharyya Energy Economics Concepts, Issues, Markets and Governance / University of Dundee. London: Springer. 645 p.

74. Wu J. (2009). Control technologies in distributed generation system based on renewable energy // 3rd International Conference on Power Electronics Systems and Applications.20–22 May 2009 / PESA. URL:http://ieeexplore.ieee.org / document / 5228652 / .

75. Walczuch R., VanBraven G., Lundgren H. (2000) Internet adoption barriers for small firms in the Netherlands //Eur. Manag. J. Vol.18. P. 561–572.

76. Yingyuan Z., Liuchen C., Meiqin M. et al. (2008). «Study of energy management system for distributed generation systems // 3rd International Conference on Deregulation and Restructuring and Power Technologies. P. 2465–2469. URL: http://ieeexplore.ieee.org / xpl / mostRecentIssue.jsp?punumber=4511470.

77. You S., Jin L., Hu J. et al. (2015). The Danish Perspective of Energy Internet: From Service-oriented Flexibility Trading to Integrated Design, Planning and Operation of Multiple Cross-sectoral Energy Systems // ZhongguoDianjiGongchengXuebao. Vol. 35, № 14. P. 3470–3481.

78. Zhang X. P. (2008). A framework for operation and control of smart grids with distributed generation // Power and Energy and Society General Meeting-Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Centuryю Pittsburgh. P. 1–5.


Для цитирования:


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

For citation:


Trachuk A.V., Linder N.V. Technologies of the distributed generation: empirical evaluations of the innovations acceptance. Strategic decisions and risk management. 2018;(1):32-48. (In Russ.) https://doi.org/10.17747/2078-8886-2018-1-32-48

Просмотров: 154


ISSN 2618-947X (Print)
ISSN 2618-9984 (Online)