Директор ТОВ "Єдиний енергостандарт", керівник НЕК "Укренерго" в 2014-2015 роках Юрій Касіч

Ринок новий – методи давно відомі

У "новому ринку" електричної енергії є кілька нових можливостей для надання послуг, і найцікавіше – не безкоштовних. Зараз пропоную поговорити про "новий-старий метод" надання послуг з регулювання графіку електричного навантаження енергосистеми через "Управління попитом" ("Диспетчеризоване навантаження", "Demand Response – DR").

• До речі, чому "новий-старий метод"? Ще 100 років тому, під час проектування потужних ГЕС, які не входили у великі енергосистеми і не мали водосховищ, достатніх для накопичення води, виникла проблема використання нерівномірної, сезонної потужності ГЕС. При проектуванні Дніпровської ГЕС (м. Запоріжжя) та її промислового комплексу розглядали можливість сезонної роботи деяких промислових підприємств – головним чином феросплавних та карбідних заводів. Фактично вже в ті часи було введено визначення "споживачі-регулятори". Ба більше, за всі ці роки напрацьовано чимале наукове підгрунтя стосовно можливості застосування "Управління попитом" на підприємствах окремих галузей господарювання.

Отже, "управління попитом" – управління власним споживанням енергосистеми (підприємства чи оселі – підходи однакові) вкрай ефективний, економічний, безвуглецевий та популярний захід з регулювання графіку споживання у розвиненому світі, але досі повністю не затребуваний у нашій країні.

• Світові приклади. В Європі починається дослідна експлуатація платформи по залученню до надання системних послуг з балансування побутових споживачів. Європейські системні оператори 50Hertz та Tennet  розробили блокчейн-платформу Equigy Crowd Balancing Platform. Вона дає можливість мільйонам приватних домогосподарств Європи пропонувати свої побутові прилади для участі в ринках системних послуг.

Вітчизняні потенційні гравці в цьому сегменті ринку електроенергії просто не розуміють, що їхні підприємства цілком технічно готові до надання цих послуг (у деяких випадках, навіть без дообладнання), треба тільки пройти шлях організаційних заходів. Фактично кожне сучасне промислове виробництво має в своєму технологічному циклі накопичувачі енергії (апарати під зайвим тиском, апарати під високою чи низькою температурою тощо). Насамперед, це підприємства металургійної, хімічної, нафтохімічної, харчової та переробної промисловості, а також машинобудування, гірничо-збагачування, цементні заводи, сільське господарство.

Звісно, активна участь на ринку електричної енергії не є їхнім основним бізнесом, і вони не мають відповідних фахівців, тим паче – з досвідом. Але це не причина відмовлятися від шансу зробити свій бізнес ще успішнішим! Хоча б тому, що Україні уже зявляються компанії з відповідними алгоритмами дій, готові забезпечити вихід на ринок електричної енергії промислових споживачів.  А зробити розрахунок економічної ефективності роботи системи "Управління попитом" на ринку допоміжних послуг і балансуючому ринку сьогодні не важко, всі вихідні дані є на сайтах НКРЕКП, Оператора ринку та Оператора системи передачі.

І звертаю увагу – собівартість надання послуг з регулювання шляхом управління попитом є значно нижчою, ніж у будь-якого класичного маневрового джерела електроенергії, насамперед за рахунок відсутності ПАЛИВНОЇ складової витрат.

Зменшення споживання чи збільшення виробництва

Підтримувати баланс між виробництвом та споживанням електричної потужності та енергії можна двома шляхами – змінюючи рівень виробництва та споживання. Але навіщо планувати включення в роботу додаткового енергоблоку на ТЕС для підвищення виробництва електроенергії на вечірній максимум, якщо можна запланувати зниження споживання потужного споживача без порушення його технологічного процесу? Технологічний ефект для підтримання балансу в енергосистемі буде ОДНАКОВИЙ!

• Наведу деякі приклади з цифрами.

Далі описуються технологічні принципи роботи електроенергетичної системи незалежно від економічної моделі прийнятих ринкових умов.

Припустімо, 22 грудня 2020 року. Мінімальне нічне споживання енергосистеми – 16 600 МВт, максимальне вечірнє споживання – 22 600 МВт. Різниця між цими величинами складає 6 000 МВт і визначає коефіцієнт нерівномірності добового графіку – 0,73.

Цю різницю між мінімумом і максимумом покривають за допомогою виробництва на ГЕС та ТЕС, що, власне, і є заходами з підтримання балансу в енергосистемі.

Але навантаження ТЕС змінюються в обмеженому діапазоні (30-50% від встановленої потужності блоку). В залежності від пори року цей діапазон на працюючих в мережі блоках ТЕС сумарно складає від 1500 до 2000 МВт. Ще до 3000 МВт регулювального діапазону за умови достатності води та наявності гідроагрегатів у роботі дають ГЕС та ГАЕС. Залишається приблизно 1500 МВт неврегульованої різниці між піковим та нічним споживанням. Сьогодні цю проблему доводиться вирішувати за рахунок зупинок на ніч з подальшим пуском зранку блоків ТЕС. У деяких сезонах їхня кількість доходить до 15 пусків на добу. Це призводить до додаткових витрат газу та вугілля, а також до прискорення зносу обладнання, а відтак – зростання кількості ремонтів і як наслідок – збільшення тарифів для кінцевих споживачів.

Ранковий максимум навантаження ОЕС України триває приблизно 2-3 години з різницею від денного провалу в 250-500 МВт. Вечірній максимум навантаження ОЕС України триває близько 4-5  годин з різницею від денного провалу в 1000-1500 МВт. Тобто для мінімізації кількості пусків/зупинок блоків ТЕС необхідно мати інструмент зменшення споживання в ранковій зоні на 500 МВт, у вечірній – на 1500 МВт.

Цим інструментом і може стати група промислових споживачів чи іншими словами система "Управління попитом". Україна ще має достатньо потужні енергоємні промислові підприємства, які зможуть забезпечити потрібний діапазон! У більшості країн ЄС таких можливостей немає.

• Екологічний ефект – 1 МВт потужності "Управління попитом", який бере участь щодня лише у вечірньому регулюванні протягом 4 годин, скорочує викиди СО2 на 2,8 тон на добу, 1000 тон на рік.

"Управління попитом" плюс застосування систем накопичення енергії

Ще один аргумент. Фактично станом на сьогодні учасниками балансуючого ринку та ринку допоміжних послуг є виробники на класичних вугільних ТЕС, а також ГЕС та ГАЕС. Небаланси на ринку електричної енергії України виникають щоденно внаслідок: похибок прогнозування споживання постачальниками, ОСР, ОСП, аварійних відключень як одиниць виробників, так і одиниць потужних споживачів. Тобто РДП та БР працюють постійно і на різні величини активної потужності. Але ГЕС (ГАЕС) частіше працюють за умови недостатності гідроресурсів (і краще, мабуть, не буде), а ТЕС – за умови наявності викопного палива (постійні політичні та економічні ризики припинення його поставок). Тому визначати в якості пріоритету інвестування в широку розбудову ГЕС і, особливо, ТЕС, враховуючи, що їхня встановлена потужність перевищує все споживання країни, на мою думку, недоцільно.

Тому переконаний, що єдиними реальними шляхами для збереження екології, оптимізації режимів балансування енергосистеми України та утримання тарифів на електроенергію для кінцевого споживача є залучення до регулювання добового графіку системи "Управління попитом" плюс та застосування систем накопичення енергії (СНЕ).

До речі поєднання цих двох складових може дати ще більший ефект.

Ці заходи з підтримання балансу не вимагають довготривалого будівництва та великих капіталовкладень, а в деяких випадках взагалі вимагають лише виконання організаційних процедур сертифікації та реєстрації на РДП та БР.

І якщо фінансові алгоритми роботи СНЕ як окремого бізнес напрямку на сьогодні в нашому законодавстві не прописані зовсім, то можна працювати і без цього, використовуючи їх для регулювання власного споживання.

Будь-яке промислове підприємство, доукомплектоване сучасною СНЕ достатньої потужності зможе накопичувати електричну енергію вночі (чи в інший економічно вигідний час), для того, щоб знизити власне споживання в години вечірнього максимуму (максимальні ціни на ринку). У даному випадку потужна СНЕ ще й слугуватиме резервним джерелом живлення технологічного процесу підприємства на випадок непередбачуваних порушень в схемах зовнішнього електропостачання ОСР чи ОСП.

Хтось з потужних промислових споживачів задумувався, що його існуюче резервне джерело живлення (дизель-генератор) є насправді замороженими інвестиціями? Як часто він працює? Які витрати йдуть на його обслуговування для підтримання в стані готовності? Скільки коштують пальне чи дозволи на викиди забруднюючих речовин? Застосування сучасних СНЕ значно "цікавіше" (як з точки зору економіки, так і технології) і надійніше. Те ж саме може, і повинно, стосуватися, наприклад, реанімаційних відділень лікарень.

Припустімо, система "Управління попитом" має потужність 100 МВт. При цьому технологічна швидкість активації послуги, тобто включення енергоблоку ТЕС чи ГЕС в мережу та набору потужності 100 МВт значно нижча за швидкість реакції системи "Управління попитом".

ТЕС набирає потужність до 100 МВт до 4 годин з гарячого стану і до 12 годин – з холодного стану, аварійна швидкість набору активної потужності блоком, який працює в мережі, складає 5 МВт за хвилину (тобто 100 МВт за 20 хвилин). Швидкість блоку ГЕС чи ГАЕС складає 2-3 хвилини, але є багато обмежень, в тому числі коливання рівня в нижньому чи верхньому бʼєфі, пора року, паводок/межень. Швидкість включення та набору навантаження блоком ГТУ складає 20-30 хвилин, але при щоденних пусках та зупинках ГТУ відпрацює свій робочий ресурс в 1000 пусків за 2,7 роки, обмеження загальної кількості пусків до 5000 буде вимагати зняття її з експлуатації за 13,5 роки.

У той же час швидкість реакції системи "Управління попитом" може визначатися кількома секундами (це рівень первинного регулювання). А чого варта ціна включення та підтримання в резерві блоку ТЕС чи ГЕС (експлуатаційні витрати, а особливо паливна складова). Те ж може стосуватися команди на збільшення споживання.

Система "Управління попитом" може взяти участь в наданні всіх технологічних продуктів послуги з надання резервів регулювання частоти – резерв підтримання частоти, резерв відновлення частоти, резерв заміщення, та активної потужності на РДП та БР.

У той же час існуючі в Україні Правила та Кодекси дають таку можливість.

Широке залучення до активної участі на РДП та БР промислових споживачів, впровадження систем "Управління попитом" – комплексний захід, який дозволить з одного боку оптимізувати (знизити) платежі за надання системних послуг та, як наслідок, знизити тариф ОСП, а з іншого боку – знизити витрати промислових підприємств за статтею "енергоносії" та відповідно, собівартість продукції.