Ігор Петрик, директор з розвитку ринків Wärtsilä Energy у Східній Європі
Джерело: Енергореформа
Чи не надто вже багато відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) в енергосистемі, чи може енергосистема збалансувати їх, чи допоможе перегляд «зеленого тарифу»? Існує спосіб неупереджено проаналізувати розвиток подій
Всеволод Ковальчук: «…Вже цього ранку під час нічного мінімуму, спричиненого аномально теплим листопадом, коли рівень споживання мав найнижчий показник, диспетчерам Укренерго довелося двічі (з 3:44 до 4:00 та з 5:25 до 6:00) обмежувати три вітроелектростанціі: Ботієвську, Приморську та Орлівську.
При цьому було відключено в резерв (або перенесено пуск на денний час) сім енергоблоків на ТЕС. Також диспетчерам довелося розвантажити більше ніж на 500 МВт відносно комерційного графіку ТЕЦ та ТЕС, що залишались в роботі...»
Події, описані вище керівником Оператора системи передачі, сталися 5 листопада. Я стверджую, що це лише початок, і проблема почне наростати разом зі зростанням обсягів встановленої потужності ВДЕ. Який масштаб цієї проблеми і чи можна їй запобігти?
Зазвичай при широкому обговоренні «неочікуваних» наслідків масштабного будівництва сонячних та вітрових електростанцій найбільше уваги приділяється «зеленим тарифам» через явну диспропорцію вартості чистої енергії у балансі виробництва. Проте об’єктивно проблема ВДЕ має два складники:
Власне фінансовий, тобто тарифне/цінове навантаження на споживачів через - вартість виробленої енергії ВДЕ, що оплачується за «зеленими тарифами», та - вартість балансуючої енергії для компенсації непрогнозованого відхилення графіку постачання енергії ВДЕ
Та фізичний – це вплив ВДЕ на режими роботи енергосистеми в цілому та окремих видів генерації через обмежену здатність енергосистеми інтегрувати ВДЕ.
Фізичний чинник насправді також створює цілком матеріальні наслідки, які можна виміряти.
За допомогою сучасних методів моделювання енергосистеми на визнаному у світі програмному комплексі PLEXOS ми симулювали роботу диспетчера Об’єднаної енергосистеми (ОЕС) України з погодинним покриттям графіків майбутніх навантажень протягом року за двадцятьма сценаріями. Моделювалися різні варіанти розвитку ВДЕ у складі енергосистеми «як є зараз» та з додаванням джерел гнучкості (маневреності).
Згідно з висновками аналізу даних моделювання, основним негативним наслідком нарощування потужності ВДЕ є необхідність вводити часткові диспетчерські обмеження на видачу електроенергії СЕС і ВЕС в енергосистему – те, що трапилося 5 листопада.
За поточних умов[1] вже на кінець 2020 р. обсяг обмежень досягне 30% виробництва ВДЕ. Плата за обмежену (не вироблену) енергію становитиме €580 млн на рік[2]. Подальше нарощування встановленої потужності ВДЕ призводитиме до ще більшої частки обмежень і не суттєво впливатиме на приріст «корисного» виробництва.
[1] Поточні умови: «зелені тарифи» згідно з РРА, диспетчеризація згідно з принципом маржинального ціноутворення (тобто пріоритетна диспетчеризація більш дешевої енергії, наприклад, атомної), встановлена потужність ВЕС і СЕС на кінець 2020 р. – 7500 МВт.
[2] Джерело: Дослідження ОЕС України. Wärtsilä 2018©
Інший негативний наслідок зростання встановленої потужності ВДЕ, що має фінансовий вимір, це необхідність закупівлі все більшого обсягу вторинного «гарячого» резерву. Його левову частку, а саме 18,8 млрд. кВт год на рік за сценарію 7500 МВт ВДЕ, надаватимуть вугільні ТЕС, працюючи в неефективному режимі часткового навантаження, що характеризується підвищеними викидами та більшим споживанням палива. Оскільки ринок допоміжних послуг ще не запрацював, оцінити потенційну вартість «гарячого резерву» зараз неможливо.
Крім того, для створення достатніх резервів «на валу» ТЕС необхідно тримати збільшений обсяг працюючих частково навантажених вугільних блоків. Таке вимушене зростання частки теплової генерації може бути реалізовано лише шляхом відключення відповідної кількості атомних блоків.
Ця ситуація відома як «зелено-вугільний парадокс»: без додаткових інвестицій у підвищення гнучкості енергосистеми розвиток «чистої» енергетики призводить до зростання «брудної» вугільної генерації та обмеження дешевої атомної. Фінансові втрати у вигляді збільшення загальних витрат енергосистеми і додаткових платежів, що лягають на споживачів, спричинюються обмеженням ВДЕ, використанням палива для «гарячого» резерву, збільшенням частки вугільної генерації і зменшенням частки атомної. Негативний фінансовий ефект вимірюється кількома сотнями мільйонів євро на рік.
Вирішення проблеми
Додана гнучкість надасть енергосистемі можливість інтегрувати більшу потужність ВДЕ (очевидно, що вже за аукціонною системою), а також суттєво скоротити витрати, пов’язані з диспетчерським обмеженням ВДЕ, балансуванням та іншими наслідками, описаними вище. Вплив гнучкості є достатнім для отримання позитивного нетто-ефекту порядку 500 млн євро на рік вже з першого року функціонування нової моделі навіть з урахуванням капітальних витрат на нові інвестиції. Передбачається залучення приватного капіталу з відносно тривалим терміном повернення інвестицій.
Найбільший економічний ефект для енергосистеми дає впровадження 2 ГВт високоманевреної генеруючої потужності (у розрахунках використані характеристики газопоршневих станцій). Водночас системи накопичення енергії на базі акумуляторних батарей за поточної ціни обладнання при моделюванні не демонструють економічного ефекту.
Основні очікувані результати застосування високоманевреної генерації:
· Зменшення обмеження ВДЕ більш як утричі - з 6,5 до 1,9 млрд. кВт год на рік (цілком позбутися обмеження в існуючій енергосистемі неможливо);
· Зменшення використання «гарячого» резерву ТЕС на 12,5 млрд. кВт год на рік;
· Зменшення обсягу вугільної генерації на 4,2 млрд. кВт год на рік;
· Загальне скорочення споживання вугілля на 72 544 ТДж на рік (приблизно 3 млн т);
· Несуттєве споживання газу газопоршневими станціями «холодного» резерву – 40 млн. м3 на рік на встановлену потужність у 2 ГВт;
· Зниження викидів СО2 на 7 млн. т на рік;
· Скорочення експлуатаційних витрат ОЕС (включно з паливом) на 300 млн. євро на рік.
Додатково з’являється можливість для оптимізації режимів ТЕС завдяки звільненню вугільних блоків від часткового навантаження та циклічності, що зменшить викиди та собівартість електроенергії, а також дозволить оптимізувати парк потужностей шляхом скорочення числа блоків, що мають працювати в системі, і виведення з експлуатації замість модернізації.
Підвищення ефективності енергосистеми, зменшення витрат і скорочення викидів сприятиме конкурентоздатності ОЕС України на зовнішніх ринках і безпосередньо вплине на ціноутворення на внутрішньому.
Механізм залучення інвестицій
Орієнтовна потреба в інвестиціях для впровадження 2 ГВт високоманеврених потужностей складає 1,2 – 1,4 млрд євро. Побудова такої потужності відбуватиметься поетапно протягом кількох років. За досвідом інших країн, найпоширенішим варіантом для такого застосування є проекти потужністю 100 МВт / вартістю 60-70 млн євро, що фінансуються з залученням проектного фінансування.
В умовах відсутності налаштованого ринку і надійних цінових сигналів для створення комерційно успішної бізнес-моделі, здатної отримати проектне фінансування, необхідно мати довгострокову угоду по типу РРА. Виходячи з наявних можливостей, такі проекти можна створити через:
А. Розширення ринку допоміжних послуг сегментом довгострокових (кількарічних) аукціонів; Закон України «Про ринок електроенергії» це не забороняє; або
Б. Конкурс на закупівлю послуги з розвитку нової генеруючої потужності на підставі «Порядку проведення конкурсу…» (ст. 29 Закону України «Про ринок електроенергії»).
Для реалізації цих пропозицій та залучення інвестицій потрібна політична воля та координація гілок влади та державних органів, напевне, на рівні РНБО з робочою підготовкою на платформі Мінекоенерго.
Дуже важливим є вирішення питання «легалізації» нової для енергосистеми потреби у резервах для компенсації похибки прогнозування ВДЕ. Кодекс системи передачі (КСП) та інші нормативні документи не передбачають (та й не могли передбачати) такого типу резерву. А це створює ситуацію, коли Оператор системи передачі об’єктивно бачить невідповідність наявних резервів задачі балансування стохастичної потужності (а саме, ВЕС і СЕС), але не може обґрунтувати потребу через відсутність затвердженої методики.
А згідно з Законом подальші дії з придбання необхідної потужності починаються лише після затвердження Регулятором звіту з оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей.
Інші два заходи полягають у:
- доповненні правил ринку та КСП щодо аукціонів для закупівлі допоміжних послуг на тривалий період (10-15 років), що не забороняється Законом, та...
- ...удосконаленні Порядку проведення конкурсу, щоб він створював комерційний проект.
Приватні інвестиції, залучені через ринок допоміжних послуг чи через закупівлю послуги із будівництва нової маневреної потужності, зможуть значною мірою вирішити питання негнучкості енергосистеми та уможливити проведення зелених аукціонів для подальшого розвитку чистої енергетики, тепер вже за дешевшою ціною. Але механізми залучення мають бути достатніми для формування рентабельних проектів. Поки що таких механізмів нема.
Kommentarer