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

Читайте попередню статтю автора про механізми розвитку систем накопичення

Однією із стратегій безболісного впровадження ВДЕ в енергосистему є локальна інтеграція ВДЕ з іншими ресурсами. Йдеться про підвищення частки власного (місцевого) споживання енергії, виробленої на місці, завдяки використанню комплексу рішень. Наприклад, комбінація гідроенергетики з системами накопичування електричної енергії (СНЕ). Це також значно знижує потребу в інвестиціях у розподільчі та передавальні мережі для інтеграції розподілених та потужних СНЕ.

У даному випадку наведу приклад можливості залучення малих ГЕС України до підтримання балансу (маневрування) потужності та енергії в ОЕС України протягом доби (іншими словами – до участі в РДН та БР).

Наразі більшість малих ГЕС працюють за "зеленим" тарифом, рівним протягом доби графіком виробництва і не беруть участі у добовому регулюванні. З іншого боку, будь-яка (мала чи велика) ГЕС насамперед є високоманевровим джерелом електричної потужності, особливо за умови наявності достатньої ємності водосховища. Втім, забігаючи наперед, зазначу, що саме це в деяких випадках і є проблемою для малих ГЕС, але…

Станом на сьогодні ОСП заявляє про нагальну необхідність впровадження найближчим часом СНЕ потужністю 200 МВт. Тим часом загальна встановлена потужність малих ГЕС складає близько 200 МВт. Розглянемо встановлення на кожній малій ГЕС СНЕ максимальною потужністю, яка дорівнює максимальній потужності малої ГЕС, з ємністю (кВт-г), яка дозволить працювати малій ГЕС на зарядження СНЕ протягом 4-5 годин. У результаті цього отримуємо :

1. Малі ГЕС в нічній зоні відключатимуться за командою ОСП від ОЕС України і при цьому працюватимуть винятково на зарядження СНЕ. Тобто "чиста" енергія і водний ресурс не втрачаються, а накопичуються на майданчику малої ГЕС. Для цього відключення ГЕС технологічно не потрібно мати водосховище (у більшості випадків на малих ГЕС його і немає).
2. Малі ГЕС у денній зоні чи в максимуми (ранковий чи вечірній) працюватимуть у складі ОЕС України і одночасно додатково віддаватимуть в мережу електричну енергію з СНЕ, накопичену вночі. Така е/е має гарантоване походження з малої ГЕС (ВДЕ) і має бути придбана за чинним для малої ГЕС "зеленим" тарифом.
3. Малі ГЕС отримали таку необхідну їм підтримку для подальшої роботи.
4. Використаний ресурс наявної енергетичної інфраструктури (існуючі схеми видачи потужності малих ГЕС та наявні земельні ділянки).
5. ОЕС України отримала 200 МВт високоманеврової, екологічно чистої, регулюючої, географічно розподіленої потужності.
6. Повністю зберегли інтереси виробників з ВДЕ (збережений «зелений» тариф на весь обсяг виробництва для малих ГЕС).

Для більш широкого залучення провідних світових виробників можна запровадити централізований державний конкурс на поставку СНЕ на малі ГЕС України з адекватним механізмом повернення інвестицій (як приклад, плата за потужність чи то "резерв потужності"), величини та терміни яких можуть бути визначені за результатами конкурсу. Власники малих ГЕС за результатом такого конкурсу укладають відповідні контракти на проектування та будівництво СНЕ на майданчиках ГЕС.

За деякими оцінками, існуючий рівень граничних цін на РДН на всі види резервів потужності встановлені НКРЕКП на рівні 512,27 грн. (без ПДВ) за 1 МВт на завантаження і 289,27 грн. (без ПДВ) на розвантаження буде достатнім для надійного повернення інвестицій в 5-ти річний термін.

Довідково, системний оператор Італії Terna цього року провів конкурс на 230 МВт "Fast Reserve" – надшвидкий резерв для керування частотою. Середньозважена ціна 6-ти річних контрактів при цьому коливалася від 23 500 євро/МВт/рік за 101,7 МВт в Центральному і Південному регіонах до 61 000 евро/МВт/рік за 30 МВт на Сардинії. Якщо "перекласти" ці показники на наші умови, то це відповідає платі за резерв потужності на рівні від 93 грн. до 241 грн. за 1 МВт потужності.

Так, я погоджуюся, що деякою мірою це певна дискримінація одних та надання преференцій іншим виробникам з ВДЕ, але треба враховувати, що малі ГЕС, маючи не найвищий "зелений" тариф, мають найбільшу точність короткотермінового прогнозування, а особливо, найбільшу приведену вартість електричної енергії. Механізми для найбільш прозорого впровадження такої моделі підтримки малих ГЕС на державному рівні не дуже важко розробити. Це може стосуватися не тільки малих ГЕС, а всіх діючих на сьогодні виробників з ВДЕ. За отриманням можливості побудувати на своєму майданчику СНЕ, якщо звісно будуть прозорі та адекватні механізми повернення інвестицій з мінімальною дохідністю, вишикується черга!

Діюча система керування обмеженнями ВДЕ – шлях в нікуди

Наведений вище приклад підтримки ВДЕ однозначно доцільніший та ефективніший, ніж впроваджена на сьогодні в ОЕС України система керування обмеженнями ВДЕ, яка передбачає можливість надання команди з боку Оператора системи передачі на зниження генерації виробникам з ВДЕ з наступною фінансовою компенсацією недовиробленої електричної енергії. Тобто виробник не виробляє, а споживач все одно (в решті решт) платить за невироблену енергію, водночас енергетичний ресурс вітру, сонця чи води (у нашому випадку) виявляється безповоротно втраченим.

У 2020 році, згідно з проектом Звіту з оцінки відповідності потужності-2020, було приблизно 20 випадків застосування цієї системи керування обмеженнями потужністю від 212 МВт до 1656 МВт.

Порахуємо (звісно досить приблизно) :

• обмеження виробництва тривало в денній зоні в середньому на 4-5 годин;
• недовиробили від 1 млн. кВт-г до 8 млн. кВт-г за один день;
• 20 випадків відповідає недовиробітку від 20 млн. до 160 млн. кВт-г;
• якщо умовно прийняти, що всі обмеження (20 млн. кВт-г) були по ВЕС (мінімальний тариф станом на 01.01.2020 року був 2,678 грн/кВт-г без ПДВ), то мінімальна вартість недовиробленої, але необхідної до оплати споживачами України склала 53,5 млн.грн;
• якщо умовно прийняти, що всі обмеження (160 млн. кВт-г) були по СЕС (мінімальний тариф станом на 01.01.2020 року був 3,9534грн/кВт-г. без ПДВ), то мінімальна вартість недовиробленої, але необхідної до оплати споживачами України склала 632,5 млн. грн.

Тут додам, що середньозважена вартість СНЕ (літій-іонних) відповідно до останніх результатів галузевого опитування компанії Bloomberg в 2020 році складає 137 $/кВт-г (мова йде про вже укомплектовані батареї (battery packs). Так, можливо, в наших умовах вартість СНЕ для надшвидкого резерву керування частотою буде сягати і 600 $/кВт-г (до речі, такий рівень цін підтверджують фахівці, які реально інсталювали СНЕ в сусідніх з Україною країнах у 2020 році). 

Тобто ми, споживачі, вже майже оплатили СНЕ ємністю від 14 МВт-г до 166 МВт-г.

Ці приклади ще раз підтверджують реальність і дієвість пропозиції про необхідність обовязкового впровадження гібридних ВДЕ на сьогоднішньому етапі розвитку енергетики в Україні. Всі нові ВДЕ (нестабільні) мають бути оснащені 25% накопичувачем (чи можливістю регулювання в цьому діапазоні), а стосовно регулювання вже введених в роботу ВДЕ – держава має взяти на себе, оскільки своєчасно не було прийнято відповідних кроків, встановлення накопичувачів, можливо, за рахунок коштів, розрахованих в тарифі "НЕК "Укренерго" на оплату розвантаження ВДЕ при використанні системи обмеження ВДЕ.