Как сделать украинскую энергосистему гибкой

Очікується, що до кінця 2020 року потужності відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) в Україні становитимуть 7,5 ГВт, що відповідає половині літнього навантаження всієї енергосистеми.

Звичайно, ВДЕ не покриють половину потреби, бо сонце не світить 24 години на добу і вітер не завжди дме з повною силою.

Тим не менш, такий обсяг потужностей ВДЕ стає суттєвим фактором для енергосистеми і впливає на її роботу. Яким чином?

З наявною потужністю генерації і прогнозованим обсягом потужності ВДЕ енергосистема не здатна прийняти понад 30% обсягу виробленої "зеленої" енергії через фізичні обмеження системи.

Таким є один з висновків моделювання об'єднаної енергосистеми України, яке здійснила наша компанія, маючи досвід відповідного аналізу для близько 80 енергосистем світу у поміч урядам та операторам енергосистем.

Суть в тому, що за відносно невеликої частки ВДЕ переривчастість виробництва компенсується іншими видами генерації, насамперед, ТЕС. Проте після певної межі гнучкість енергосистеми стає недостатньою, і оператор системи повинен обмежити видачу "надлишкової" "зеленої" енергії в мережу.

Це було б не так загрозливо, якби не стандартні умови угод з виробниками за "зеленим" тарифом: неспожита енергія оплачується за принципом take or pay. Відповідно, згідно з нашими розрахунками, споживачі повинні сплатити близько 580 млн євро на рік за енергію, яка не використовуватиметься.

Щоб уникнути такого сценарію, в енергосистему необхідно додати джерела гнучкості, тобто засоби, здатні швидко балансувати сонячну і вітрову генерацію.

За досвідом найбільш розвинених енергосистем, потужність засобів балансування повинна становити 25-30% від встановленої потужності ВДЕ. Мова не йде про пікові станції чи потужності так званого вторинного резерву. Це мусять бути потужності, що працюють у принципово новому режимі, відсутньому у традиційних енергосистемах. Назвемо цей режим компенсацією похибки прогнозування.

Він не пов'язаний ні з циклічністю добового споживання, ні з аварійними ситуаціями в енергосистемі, а лише з непередбачуваністю відхилень фактичного виробництва сонячної та вітрової енергії від прогнозу. Наявність значних відхилень в умовах великої частки ВДЕ є новою реальністю, і енергосистеми мусять стати більш гнучкими для швидкого реагування на несподівані ситуації.

Є чотири типи джерел гнучкості: генерація (ГЕС і маневрені ТЕС), мережеві рішення (інтерконектори для перетоків між країнами та концепції Smart Grid), гнучкість попиту (коли споживачі регулюють своє навантаження) і технології накопичення енергії (ГАЕС, батареї). Усі ці джерела мають свої переваги.

Найкращого результату можна досягти оптимальною комбінацією різних джерел.[BANNER1]

На наше переконання, українська енергосистема є однією з найбільш негнучких у світі. Близько 55% генерації забезпечує атомна енергетика, третину — старі негнучкі ТЕС і ТЕЦ, можливості ГЕС обмежені водними ресурсами, а перетоки енергії між сусідніми країнами обмежені технічними і політичними чинниками.

У такій конфігурації в міру зростання "зеленої" енергетики підвищуються ризики для стійкості системи. Певні надії покладаються на приєднання до європейської мережі ENTSO-E у 2023 році, але умовою приєднання є самодостатність ОЕС України і наявність резервів для проходження випробувань в ізольованому режимі.

Отже, є нагальна потреба у створені джерел гнучкості для енергосистеми. Які технології потрібно застосувати? Відповідь не може бути знайдена у минулому —набутий досвід експлуатації обладнання і традиційні режими роботи енергосистеми мало відповідають майбутнім викликам.

Міненерго, "Укренерго", експерти розуміють, що слід переймати досвід передових країн. Урядовий "Порядок проведення конкурсу на будівництво генеруючої потужності та виконання заходів з управління попитом" повинен створити механізм залучення інвестицій у нові технології, необхідні для енергосистеми.

Важливим завданням наступного етапу є наповнення прописаної в документі процедури таким змістом, який відповідатиме найкращим світовим практикам.

Вони полягають в об'єктивному і неупередженому визначенні оптимальної конфігурації енергосистеми через порівняння впливу різних технологій, запропонованих на конкурсі, на енергосистему в цілому.

Найкращим чином така об'єктивність досягається шляхом формалізованого розрахунку собівартості електроенергії на рівні системи для різних сценаріїв та режимів з урахуванням динамічних характеристик обладнання.

Відбір інвестиційних проектів для генерації, систем накопичення і систем керованого попиту у США, Аргентині, Бразилії відбувається через моделювання роботи енергосистеми із запропонованими для конкурсу технічними рішеннями.

Розвиток ВДЕ вимагає більшої гнучкості від енергосистем, і це знаходить відображення у технічних вимогах до конкурсних пропозицій. Звичайною справою у США стала вимога 1 500 пусків на рік для маневрених теплових станцій.

Це стандартна вимога для новітніх ТЕЦ у Німеччині, а швидкість пуску станції при цьому встановлюється на рівні двох хвилин. У цьому сегменті конкурують лише газопоршневі двигуни. Важливо, що конкурси технологічно нейтральні, отже, інші технології мають можливість підтягуватися до рівня лідерів і конкурувати з ними.

Тепер про економію 300 млн євро на рік. Станції, що можуть запускатися 1 500 разів на рік, виходити на повну потужність за дві хвилини і здатні перебувати в резерві без споживання палива, — це принципова відмінність від традиційного "гарячого" резерву ТЕС. За результатами моделювання, для інтеграції згаданих вище 7,5 ГВт "вітру" і "сонця" необхідно 2 ГВт газопоршневих станцій.

Ці станції вивільнять вугільні ТЕС від неефективного режиму часткового навантаження, у якому вони працюють для надання "гарячого" резерву.

Більшість блоків ТЕС зможуть навантажитися до оптимального рівня, а найстаріші блоки будуть виведені з експлуатації. Завдяки зменшенню споживання вугілля загальний економічний ефект становитиме близько 300 млн євро на рік. Викиди СО2 скоротяться на 13% і головне — майже не буде обмежень для "зеленої" енергії. Непогані перспективи для української енергосистеми та українців.