Сергій Кучер, Леонід Уніговський
Стаття є певним чином продовженням статті одного з авторів “Балансування електроенергії очима споживача”, що була оприлюднена в грудні 2021 року
ЧАСТИНА І. РОЗПОДІЛЕНА ГЕНЕРАЦІЯ ЯК МЕХАНІЗМ ПОКРАЩЕННЯ СИТУАЦІЇ. СИТУАЦІЯ, ЩО СКЛАЛАСЯ В КРАЇНІ
За дуже сумних обставин Україна опинилася на передовому рубежі низьковуглецевої енергетики і розгортання низьковуглецевої економіки. Хоча всерйоз в експертному середовищі енергетиків ще кілька років тому це не сприймалося, як реалістичне майбутнє, зокрема з причин забезпечення надійної і стійкої енергосистеми, енергетичної безпеки і гарантованого забезпечення споживача при таких структурах генеруючих потужностей.
Внаслідок ракетних ударів по Україні 2022-2024 рр. зменшилася кількість енергоблоків, здатних виробляти електричну енергію. Це в першу чергу стосується вугільних ТЕС, в меншій частині - ТЕЦ на природному газі і великих гідроелектростанцій.
Зараз з’явилася велика кількість різноманітних публікацій щодо розвитку розподіленої генерації, в яких часто йдеться про різні речі, які можуть бути як пов`язаними між собою, так в конкретних умовах і не пов’язаними. Наприклад:
1) Проекти розвитку енергонезалежності громад шляхом встановлення ВДЕ.
Проаналізувавши опис цих проектів, можна пересвідчитися, що насправді в цих проектах мова йде про встановлення малих СЕС та ВЕС в населених пунктах і збільшення таким чином частки ВДЕ в енергетичному балансі країни. Головним рушієм цих проектів є «зелений» тариф на електроенергію, наявність недорогого підключення в мережі ОСР і можливість отримання в громаді території для зручного розміщення генерації.
Насправді ці проекти, при безумовно позитивному їх сенсі, не вирішують ні проблеми енергонезалежності, ні навіть оптимальності енергозабезпечення. Підвищення енергонезалежності громади має такі складові: генерація на території громади (СЕС, ВЕС, міні-ГЕС, спалювання побутових відходів, когенерація через теплокомуненерго або автономні котельні великих будівель); наявність зв’язків по локальній електричній мережі для роботи критичної інфраструктури в режимі острова; наявність розумних лічильників у споживачів і можливість споживачів корегувати своє споживання в залежності від обмежень, але без відключень; оптимізація енергоспоживання і питомих витрат енергії; культура користування і навички раціонального енергоспоживання. Також дуже рекомендується мати акумуляторні накопичувачі у споживачів і аварійні дизель-генератори в будівлях критичної інфраструктури.
2) Проекти аварійної розподіленої генерації (когенерації).
Ці проекти, що наразі впроваджуються як аварійні і, як правило, є міжнародною допомогою органам місцевого самоврядування, фокусуються на встановленні малих когенераційних установок, які в умовах обмежень енергоспоживання зможуть (переважно в холодну пору року) утримувати теплових споживачів і електричну частину критичної інфраструктури населеного пункту (власні електричні потреби котелень, водоканал, лікарні, пункти обігріву населення і укриття, адмінбудівлі органів влади, місцева мережа зв’язку).
3) Енергокооперативи.
В межах чинного законодавства енергетичні кооперативи фокусуються на створенні групової власності на засоби виробництва електроенергії в межах одного населеного пункту для продажу товарної продукції на ринку з розподілом прибутку.
4) Класична розподілена генерація.
В цьому випадку ВЕС, СЕС, малу ГЕС будує власник – інвестор з метою продажу електроенергії по «зеленому» тарифу, і в рамках цього ж будівництва щось будує для громади, яка дозволила відвести землю. В цьому випадку енергонезалежність громади може взагалі не покращитись, якщо інвестор розподіленої генерації і районні електричні мережі не додадуть до схеми автоматику розділення навантаження і роботу в режимі острова з утриманням балансу і частоти.
5) Велике підприємство на території громади будує для власних потреб котельню і когенерацію, але додає можливість відпуску теплоти і електроенергії навколишнім споживачам.
Це зараз нечастий випадок, коли виробник включає в свій енергетичний баланс населення, але саме сучасні умови роблять цей варіант “win-win”.
6) Побутовий споживач, що встановив в себе СЕС потужністю до 50 кВт.
Це широко розповсюджена ситуація, що стимулюється чинним законодавством і динамікою його змін для подальшого розвитку такої побутової генерації. Лише в останній період внесено зміни в законодавство щодо роботи в ринку електроенергії агрегації активного споживача та додаткові до «зеленого» тарифу фінансові механізми.
Кожен з цих випадків має різну цінність для енергосистеми України, як в частині стабільної роботи, так і в частині енергетичної безпеки в конкретному населеному пункті. Також ці варіанти мають різну місцеву проблематику і індивідуальні особливості щодо стійкої роботи розподільчих мереж.
Теза. В умовах відсутності можливості фінансування великих проектів нової генерації і об’єктів системи передачі, потік нових МВт генерації буде створюватись в основному за рахунок розвитку розподіленої генерації у побутового і промислового споживача. Інвестор в класичну генеруючу електростанцію, що віддає електроенергію в ринок, в сучасних умовах завжди буде програвати конкуренцію виробнику, що встановить в заводському периметрі таку ж саму електростанцію, що буде забезпечувати електроенергією основне виробництво промислових товарів.
В енергосистемі СРСР лише дуже великі та складні промислові комбінати могли дозволити собі утримувати власну генерацію, переважно на теплофікаційному циклі у вигляді ТЕЦ з котлами і паровими турбінами.
Зараз промислове підприємство, що хоче мати власну генерацію, має чудовий вибір з лінійки обладнання для задоволення власних потреб у виробництві пари, тепла, холоду, електроенергії – комбінацію з теплового насоса, газопоршневої когенераційної установки, сонячної електростанції. Потужність комплексу починається від приблизно 50 кВт, а сучасні системи керування дозволяють цілком надійні автоматичні режими. Це дозволяє промисловим підприємствам забезпечувати себе дешевшими енергоносіями для виробництва, ставати активними споживачами на ринку електричної енергії і мати з цього додатковий дохід, більш того, в багатьох європейських країнах така когенераційна електроенергія має статус низьковуглецевої і дозволяє отримувати «зелені» гарантії походження.
Розподілена генерація переживає новий бум, вона має низькі вхідні бар’єри як для власника генерації, так і для виробників, а також інжинірингових і монтажних фірм. При цьому, оскільки електроенергетика є галуззю проміжного продукту, що є необхідним для виготовлення кінцевих товарів, призначених для споживання, і оплату здійснює переважно промисловий і комунальний споживач, то слід очікувати нового інвестиційного буму в енергетичні системи промислових підприємств і інфраструктури населених пунктів. Мається на увазі не лише діджиталізація і розумні мережі, які є інструментом, а головним трендом стає зближення точок виробництва і споживання електричної енергії на одному просторовому квадраті, в ідеалі – на одному майданчику комерційного обліку. Така енергія «випадає» з ринку електричної енергії, а підприємство, окрім того, що отримує дешевші енергоресурси і імідж екологічного, додатково економить на обігових коштах передплати за електроенергію.
В умовах системного дефіциту електроенергії ситуація ускладнюється, і вже можливо як просто недовиробництво, так і його зупинка з втратою недообробленої сировини. В місцевих громадах – це втрата циркуляції в мережах водоканалу і теплокомуненерго. Станом на 2021 рік житлово-комунальне господарство споживало 15% від річного балансу електроенергії в країні, в великих містах можна ще додати електротранспорт.
В сучасних умовах промисловий споживач, як правило, у власних технологічних мережах будує собі СЕС з потужністю, що в червні-липні в денні години піку сонячної генерації дорівнює потужності власного споживання, що відповідає потужності споживання або незначно її перевищує (не більше 15-20%). В останньому випадку на межі споживач-ОСР виникає певний профіцит і в ринок заходить ще одне джерело розподіленої генерації. Відмінність від класичної генерації на продаж і генерації промисловим підприємством в тому, що в них різна вага ризиків недогенерації. Власник класичної генерації досить спокійно відноситься до зменшення потужності, оскільки штрафні санкції за відхилення від графіку не критичні, і він спробує це компенсувати в наступні періоди року, просто зменшується прибутковість. У випадку промислової генерації для власного споживання, збитки вже дорівнюють втратам від недовипуску основної продукції і добре, коли можна оперативно докупити електроенергію на ринках реального часу. Тому промисловість завжди резервує в себе як мінімум два альтернативні джерела отримання електроенергії. Така власна генерація завжди розраховується на окупність в нормальних умовах і здійснює тиск на ринок - або надлишковою, відносно власного споживання генерацією, або просто «викусуванням» платоспроможного споживача з графіку споживання енергосистеми.
Цікаво було б подивитись статистику, якщо така є, яке зараз співвідношення в кінцевому балансі електроенергії країни вертикально розподіленої електроенергії (тобто, за ланцюгом «генерація - ОСП – ОСР») і порівняти з обсягами електроенергії:
а) розподіленої генерації, що пройшла лише через мережі ОСР;
б) виробництва для власного споживання, що в загальному вигляді може навіть не потрапляти в статистику АСКОЕ.
Але така розподілена генерація в оптимальних конфігураціях великих енергосистем і промисловому характері економіки закриває приблизно до 20% загального балансу електроенергії, решта закривається все-таки великими електростанціями – атомними, вітро, гідро. Економічно недоцільно і технічно неможливо збудувати енергосистему країни, що буде складатися з абсолютно збалансованих районів на рівнях область-район-громада. Також слід мати на увазі частку наявної атомної генерації, яка тримає на собі річний баланс країни, і великої гідроенергетики, яка тримає на собі регулювання балансів в режимах реального часу.
З іншої сторони, для забезпечення глобальних вимог частки ВДЕ в сумарному балансі енергосистеми 50% і більше, треба реалізувати суттєві зміни в архітектурі електричних мереж, ринкових правилах і в системі диспетчеризації. Але велика енергетика, на відмінність від промислової і побутової, це вже набагато більш консервативний ринок з високими вхідними бар’єрами для виробників, хоча конкуренція в цьому сегменті також велика. І заходження інвестицій у велику енергетику - це процес більш інертний, оскільки інвестором в нове будівництво генерації виступає не безпосередньо кінцевий платник електроенергії, а власники попередніх ланцюгів постачання, а в них свої додаткові ризики і обмеження цін.
Таким чином, розподілена генерація має свої переваги і закриває певні місцеві проблеми, особливо в режимі для власних потреб. Скажемо так - вона може помітно покращити симптоми хвороб великої генерації, але аж ніяк не вилікувати саму хворобу.
З точки зору власності, розподілена генерація має в умовах України три основних варіанти власника, і ці варіанти є визначальними для їх поведінки в ринку.
1) Інвестор – юридична особа, що будує електростанцію до 20 МВт
2) Побутовий споживач, що на своїй території будує міні-СЕС потужністю до 35-50 кВт
3) Колективний споживач, що будує генерацію в першу чергу для забезпечення власних потреб у теплі і електроенергії. Найбільш характерний випадок – місцева громада створює енергетичний кооператив, що виробляє електроенергію для комунальних і бюджетних підприємств, що знаходяться на балансі громади, в яких громада є мажоритарним акціонером. Цей випадок має більш юридично просту ситуацію, коли промислове підприємство будує блок-станцію і таким чином закриває свою потребу або більшу її частину.
Розподілена генерація, глобальний огляд.
Немає чіткої статистики, якою є частка розподіленої генерації в загальній частині генерації, що обумовлено відсутністю єдиної методології стосовно того, що вважати розподіленою генерацією.
Далі наведемо декілька прикладів.
Тому різні аналітики по-різному оцінюють ринок розподіленої генерації. Так, в звітах за 2023 рік наводяться оцінки світового ринку від 150 до 250 млрд дол. США, що відповідає частці в загальній генерації 10-20%. Також по-різному оцінюються і перспективи, але в цілому за розглянутими прогнозами експерти оцінюють темпи розвитку розподіленої генерації в коридорі 6,5-13,6% за рік, що помітно вище загального приросту виробництва електричної енергії. На межі 2030 року світовий ринок розподіленої генерації оцінюється в 400-600 млрд дол. США.
В частині технологій є широкий вибір: між собою конкурують міні-СЕС, міні-ВЕС, міні-ГЕС, мікротурбіни, турбіни з камерами горіння, газопоршневі двигуни. Найбільшу частку приросту в наступному десятиріччі за прогнозами забезпечить фотовольтаїка. Це обумовлено як програмами державної підтримки в багатьох країнах, так і простотою володіння такою генерацією.
Якщо подивитись на розподілену генерацію в частині її споживачів, то тут стандартна трійця: комерційна нерухомість (сюди входять і адміністративні будівлі), промисловий споживач, побутовий споживач. Станом на 2020 рік комерційний і промисловий споживачі тримали разом 70% ринку, і за прогнозами очікується утримання їхньої домінантної частки у зв’язку із темпами урбанізації і концентрації проживання населення. Розподілена генерація в частині побутового споживача буде розвиватись за рахунок енергонасичення сільської місцевості і невеликих міст.
В частині пропозиції обладнання для розподіленої генерації ринок дуже конкурентний, темп задають дуже поважні гравці, спроможні запропонувати рішення під ключ будь- якого масштабу та рівня складності. Наприклад, це Schneider Electric, Vestas Wind Systems, Rolls-Royce Power Systems, Toyota Turbine and Systems, Capstone Turbine Corporation, Ansaldo Energia, Bloom Energy, Caterpillar Energy Solutions, Samsung E&A, Doosan Enerbility, General Electric, Mitsubishi Heavy Industries, Siemens Energy, MAN Energy Solutions, Huawei – перелік далеко не вичерпаний. За ними дуже щільно йде другий ешелон, а ще є третій ешелон китайських виробників, які пропонують дуже низькі ціні на окреме, цілком спроможне обладнання.
По характеру приєднання генерації до енергосистеми розділяють:
• On-Grid (доступна і комунікує з системою передачі)
• Off-Grid (недоступна і не комунікує з системою передачі)
Як бачимо з наведеної діаграми, в розподіленій генерації частка генерації, цілком незалежної від енергосистеми, складає приблизно 40%, що еквівалентно 5-8% від всієї генерації. Така частка не може суттєво сплинути на операційну безпеку в нормальних умовах (слід мати на увазі, що розподілена генерація умовно рівномірно розподілена по всій території країни, а потужність генеруючої одиниці в розрізі критерію N-1 не викликає занепокоєння), хоча звичайно не можна виключати локальний вплив на рівні адміністративної одиниці / енергорайону. На завершення слід відмітити, що експерти констатують, що основною умовою і одночасно драйвером розвитку розподіленої генерації є розвиток мікромереж і smart grid.
Вищенаведений міжнародний огляд доводить, що розподілена генерація - це цікавий сегмент загального ринку, який не може виконувати глобальну задачу енергозабезпечення країни, але який може вирішувати певні місцеві проблеми енергозабезпечення, органічно вписуючись в місцеву комунальну і економічну інфраструктуру.
ЧАСТИНА ІІ. Основні характеристики Долинської громади як об’єкта енергозабезпечення
1. Річне споживання в м. Долина 2023, кВт*год
Теза. Як один з варіантів розвитку енергетики в Долинській громаді і, зокрема, в місті Долина, є згрупування бюджетних і комунальних підприємств з СЕС, що будуть встановлені громадою, і їх координація режимів виробництва і споживання електроенергії через комунальний центр енергоменеджменту, який може належати енергокооперативу, або одному з комунальних підприємств, або безпосередньо громаді.
Правовими підставами для створення і роботи такого центру будуть Закони України «Про альтернативні джерела енергїї», «Про ринок електричної енергії» та Постанова КМУ від 22.12.2021 №1469 «Про впровадження систем енергетичного менеджменту» згідно якої міські, районні, держадміністрації, підприємства, установи та організації, що належать до сфери управління органів державної влади, отримали статус органів впровадження систем енергетичного менеджменту, а сам енергоменеджмент - це система управління, що визначає енергетичну політику, цілі, енергетичні завдання та управлінські рішення, спрямовані на їх досягнення і передбачає інформаційні, організаційні, кадрові, фінансові та технічні заходи щодо планування і управління ефективністю споживання енергетичних ресурсів. У разі створення кооперативу, він буде керуватись також Законами України «Про кооперацію» та «Про споживчу кооперацію».
Комунальний центр енергоменеджменту (поточна модель)
Основні принципи частини проекту щодо комунальної інфраструктури.
1. В проекті є обмежений набір учасників з найбільш енергоємних комунальних підприємств і бюджетних установ. Коментар – межа доцільності вираховується в місцевих умовах, наприклад будівля складу, що не опалюється і працює через день, наочно, якщо поставити лічильник групи А, він не окупиться. Але можна на наступних етапах розвитку включити його в балансуючу підгрупу і відповідно постачати енергію через центр енергоменеджменту.
2. Економічний сенс проекту в цій конфігурації - переведення комунальних і бюджетних установ з лічильниками групи Б на лічильники групи А та централізовані закупівлі з цінами РДН і самобалансуванням в реальному часі через центр комунального енергоменеджменту.
3. Ядром групи «Долина» буде найбільший промисловий комунальний споживач громади – це водоканал, що має певний досвід, інженерний і технічний персонал для початку розгортання.
4. При встановленні нових СЕС з’явиться можливість ще більшого відходу закупівель з роздрібного ринку на організовані сегменти оптового і перенесення профіциту виробництва СЕС на споживання власними бюджетними споживачами.
5. В першу чергу монтаж СЕС спрямовується на лікарні, потім на дошкільні заклади і адмінбудівлі, в останню чергу - на школи (школи взагалі відкрите питання, оскільки в період активного виробництва СЕС (травень-серпень) школи практично не працюють). На кожному об’єкті встановлюється СЕС по схемі «позаду лічильника» із створенням єдиного майданчику комерційного обліку, при цьому потужність СЕС оптимізована для покриття потужності споживання саме цим об’єктом, для мінімізації перетоків на інші об’єкти і відповідно технологічних і фінансових втрат в розподільчих мережах.
6. Водоканал експлуатує власну СЕС і корегує графік закачування води під можливості СЕС.
7. Об’єкти, що підключені до Центру енергоменеджменту, створюють одну балансуючу групу, яку, скоріше за все, до себе прийме якась велика балансуюча група у якості локальної підгрупи.
8. Якщо після першого етапу впровадження фактична еластичність (гнучкість) електроспоживання водоканалу і накопичувачів дозволятиме, то можна буде в бюджетних будівлях навколишніх сіл, що входять в громаду, встановлювати СЕС і підключати їх до балансуючої групи (встановлення накопичувачів планується по окремому проекту і це буде створювати додатковий резерв).
9. Ця частина проекту НЕ ПЕРЕДБАЧАЄ залучення інвестора. Все обладнання з самого початку закупає громада на свій баланс.
Комунальний центр енергоменеджменту (цільова модель)
Для планування закупівель необхідно оперувати фактичними графіками споживання кожною будівлею і прогнозувати зміну в залежності від погодних умов, дня тижня, інших факторів. Для попередніх розрахунків з відкритих даних по енергоменеджменту і управлінню попитом, було складено типові профілі для основних непобутових споживачів м. Долина, що відносяться до громади.
Рис. Типові усереднені погодинні графіки (профілі) добового споживання електроенергії, % від добового максимуму кожного
На підставі типових профілів споживачів і профіля генерації СЕС в цьому регіоні було встановлено попередні профілі споживання і необхідної генерації СЕС, із складанням балансів перетоків між системою розподілу і сукупністю комунально-бюджетних споживачів.
Рис. Графіки варіантів сукупного споживання і забезпечення його виробництвом власних СЕС, кВт
Слід відмітити, що зараз комунальні і бюджетні споживачі закупають електроенергію через систему Прозорро в порядку, встановленому Законом України «Про публічні закупівлі». При цьому ст. 11 цього Закону передбачено, що споживач може здійснити закупівлю товару та/або послуги через централізовану закупівельну організацію.
У разі створення територіального центру енергоменеджменту (енергокооперативу), що буде закуповувати електроенергію для своїх учасників на ринку електричної енергії, він, згідно ст.3 цього ж Закону, не підпадатиме під його дію.
Наразі не має можливості надати відповідь, хто саме буде укладати договори купівлі-продажу електроенергії і яка буде юридична конфігурація цього об’єднання бюджетних установ і акціонерних товариств, що належать громаді, оскільки має місце перетинання кількох непов’язаних між собою розділів законодавства, зокрема, щодо підприємств комунальної форми власності, про ринок електричної енергії, щодо діяльності бюджетних установ, про кооперацію та ін.
Але саме зменшення ціни на електроенергію для водоканалу призводить до зменшення тарифів на водопостачання і відповідно – зменшує витрати кожного жителя громади. Зменшення вартості електроенергії для бюджетних установ дозволяє громаді економити на цих статтях витрат їх бюджету і спрямовувати вивільнені кошти на фінансування найбільш нагальних потреб, наприклад додаткове фінансування громадського транспорту, лікарень, утеплення громадських будівель, модернізацію водоканалу - перелік можна продовжувати.
Тому цей варіант безумовно має економічний сенс і безумовне право на життя.
В будь-якому разі кінцеве рішення повинно консолідувати потреби громади в електроенергії, організувати їх централізовану закупівлю та забезпечити оптимальне власне виробництво і акумулювання електроенергії для забезпечення критичної інфраструктури. Це повинно призвести до підвищення ефективності використання коштів громади. При розвитку діяльності можлива трансформація і розширення первинного охоплення за рахунок комунальних і адміністративних будівель інших населених пунктів, що входять в територіальну Долинську громаду або підключення побутових споживачів, що проживають на території громади.
