Интервью официального представителя АО «СО ЕЭС» Дмитрия Батарина
По итогам проведенного отбора проектов в рамках второй волны поддержки ДПМ ВИЭ все чаще обсуждается интеграция объектов ВИЭ в общие условия проведения КОМ и внесение соответствующих изменений в модель рынка. Как вы считаете, насколько назрели данные изменения?
«Зеленая» генерация и сегодня могла бы участвовать в КОМ. Только плата за мощность, объем поставки которой рассчитан на общих основаниях, вряд ли бы устроил собственников ВИЭ. Участвуя в КОМ, поставщик принимает на себя обязательства в любой момент времени включить оборудование и нести заданную нагрузку. Не смог показать заявленную мощность или значительно отклонился от графика — штраф. При общем подходе к расчету платы за мощность, объект ВИЭ скорее всего уйдет в минус. Общий подход неприменим и в процедуре самого отбора. Логика сегодняшнего КОМ – определить объем мощности, требуемый для покрытия пика потребления. Нагрузка СЭС в вечерний пик будет близка к нулю, гарантированная нагрузка ВЭС – в интервале 5–10% от установленной мощности. Величина мощности, поставленной на оптовый рынок, рассчитанная на общих основаниях, будет близка к нулю. Очевидно, что в отношении СЭС и ВЭС невозможно и применение стандартной процедуры аттестации, предполагающей подтверждение возможности несения максимальной нагрузки в течение нескольких часов подряд.
Вообще любые дополнительные виды субсидирования ВИЭ (кроме ДПМ) – предмет договоренностей рыночного сообщества. Придуманы же ДПМ ВИЭ для новых объектов, можно для действующих объектов ВИЭ придумать отбор – с наклонной кривой спроса и стартовой ценой обычного КОМ и назвать его например «КОМ ВИЭ». Только это не имеет отношения к традиционному КОМ.
Конечно, с ростом доли ВИЭ они будут занимать ненулевую долю в балансе мощности. Мы предложили поменять подход к определению спроса на мощность при проведении КОМ – перейти от строго детерминированного подхода с вероятностному. То есть исходить из статистики за последние годы, рассчитывая по ней вероятность увеличения потребления в целом по ценовой зоне вследствие похолодания в различных субъектах РФ, аварийных неплановых ремонтов, а также доступной мощности ГЭС вследствие природных факторов. Разумно было бы подходить с вероятностными «мерками» и к мощности ВИЭ.
Доля ВИЭ пока незначительна, строится «зеленая» генерация по программам поддержки, позволяющим получать гарантированную плату за мощность на годы вперед, поэтому пока есть время для принятия решений о полноценном включения ВИЭ в КОМ.
Одним из главных барьеров интеграции ВИЭ в КОМ эксперты называют необходимость резервирования под объемы ВИЭ мощности традиционной генерации в 100 % объеме. Как вы оцениваете данное препятствие? Приведет ли это к росту цен в условиях переизбытка традиционной генерации?
После захода солнца СЭС не вырабатывает электроэнергию. А традиционная электростанция, например, должна иметь дымовую трубу или градирни – это барьер или нет? Очевидно, что нет – это физическое свойство оборудования, которое необходимо учитывать, если мы собираемся развивать данный вид генерации. Надо ли иметь в энергосистеме мощность на случай, если ночью не будет ветра – ответ очевиден – да, надо, если мы не планируем отключать потребителей. Надо ли в этом случае строить дополнительные мощности, если в энергосистеме уже есть избыток мощности традиционной генерации – ответ также очевиден – нет, не надо.
Цена на электроэнергию в общем случае должна складываться из затрат на производство электроэнергии, затрат на ее передачу и затрат на поддержание всех видов регулирования: от поддержания частоты в режиме реального времени до прохождения годового максимума потребления. Сегодня традиционная генерация обеспечивает и производство электроэнергии, и поддержание всех видов резервов. Если LCOE ветропарка 2 руб. за кВтч, это не значит что в энергосистеме, с превалирующей долей ВЭС для потребителя стоимость электроэнергии тоже будет 2 руб. – потребитель должен будет заплатить и за то, что на период недельного безветрия целый год стояла в резерве традиционная электростанция, и за то, что каждый день работала ГАЭС, компенсируя несовпадение графиков производства и потребления, и за развитие сетевой инфраструктуры, позволяющей взаимно компенсировать отклонения объектов ВИЭ. Надо всегда помнить, что стоимость перехода энергосистемы на зеленую энергию равна сумме не только стоимостей объектов ВИЭ, но и суммарной стоимости интеграционных решений. Чем больше доля ВИЭ, тем выше стоимость интеграционных решений.
Начиная с какой доли ВИЭ в энергосистеме начинаются проявляться риски, связанные с ее надежностью?
Если вовремя реализовывать необходимые технические мероприятия, соответствующее доле ВИЭ, то ни с какой. И наоборот: неучёт особенностей ВИЭ-генерации может привести к нарушениям в работе прилегающей сети даже при вводе одного единственного объекта. Проведенное в 2017 году исследование МЭА выявило несколько этапов интеграции ВИЭ в энергосистему.
Пока выработка СЭС и ВЭС не превышает 3 % в балансе, энергосистема не замечает их. Естественная инерция большой энергосистемы и механизмы общего первичного регулирования частоты и перетоков мощности нивелируют нестабильность генерации ВИЭ. На этой стадии важно сформулировать технические требования к объектам ВИЭ и к их присоединению к сети. Учесть системные требования на этапе заказа оборудования обычно проще, чем изменить параметры уже действующего.
Следующий этап – доля выработки ВИЭ от 3 % до 10 % – появляется необходимость учитывать их наличие. Они начинают влиять на загрузку традиционной генерации, прежде всего – регулирующих станций. Критически важной становится качественная система прогнозирования нагрузки ВИЭ. В случае ее отсутствия необходимые системе «ресурсы гибкости» становятся необоснованно дороги.
Если объемы ВИЭ перешагивают за 10 %, это принципиально меняет игру. Традиционная генерация все больше играет роль поставщика ресурса регулирования в ущерб производству электроэнергии. КИУМ значительно снижается, и нужны меры экономической поддержки, чтобы не начался её бесконтрольный вывод из эксплуатации из-за убыточности. Плюс такие объемы ВИЭ уже не могут быть безболезненно встроены в существующую сетевую инфраструктуру, для обеспечения эффективной интеграции сеть нужно серьезно развивать.
Создают ли сейчас объекты ВИЭ угрозу управляемости режимом ЕЭС России?
Нет. В октябре 2021 года доля ВИЭ в выработке составила 0,7 %. Максимальная суммарная нагрузка СЭС и ВЭС в октябре – 2,5 ГВт, меньше 2% от пикового потребления мощности в ЕЭС, составлявшего 140 ГВт. Это незначимые объемы, а большая система обладает ресурсами гибкости.
ГЭС, например, за минуту способны изменять нагрузку на сотни мегаватт. Благодаря этому компенсируются и внутри часовые отклонения, и разница между дневным и ночным минимумами потребления. Плюс в регулировании суточной неравномерности участвуют ТЭС. Кроме того, энергосистема и подход к её управлению построены по принципу надежности «N‑1». При отключении одного элемента – даже энергоблока мощностью 1 000 МВт – не произойдет катастрофы. «Дыхание» – естественное колебание потребления в ЕЭС России составляет около 1 ГВт, и успешно отрабатывается системами автоматического регулирования. Но если объектов ВИЭ будет построено многократно больше – больше потребуется и регулировочных ресурсов, необходимо будет увеличивать пропускную способность сети. Существующие ресурсы гибкости не безграничны.
Какие меры необходимы для предупреждения возникновения рисков, связанных с увеличением доли ВИЭ в энергосистеме?
Запущенная программа ДПМ ВИЭ‑2, стимулирует разумное территориальное распределение объектов ВИЭ, что позволит избежать избыточного сетевого строительства. Например, одна из действующих норм гласит, что собственник должен определиться с размещением объекта не позднее, чем за 60 месяцев до поставки мощности. Кроме того, мы внесли предложение по принципам распределения ограничений выработки между объектами ВИЭ. Сейчас действует пропорциональный подход к разгрузке всех объектов ВИЭ на территории с сетевыми ограничениями. Мы предлагаем в первую очередь ограничивать объекты, которые были построены здесь последними. Эти меры помогут избежать излишней концентрации ВИЭ в отдельных зонах. Таким образом мы создадим защитные механизмы и для инвесторов «зеленой» генерации, и для энергосистемы, чтобы сохранить надежность ее работы, и для потребителей – от избыточных затрат на нерациональное развитие сети.
Но большие объемы ВИЭ не удастся разместить только за счет разумного территориального распределения, территории с хорошим потенциалом ВИЭ потребуется соединять с центрами нагрузок мощными сетями.
Сеть – лучший аккумулятор, ее развитие позволит интегрировать больше объектов ВИЭ. Кстати, именно ВИЭ является основным драйвером развития сетей в Европе. Возможность перетоков между регионами может серьезно скомпенсировать отклонения выработки территориально разнесенных объектов ВИЭ. Но для этого потребуются существенные изменения структуры сети, поскольку действующая складывалась десятилетиями под существующую генерацию и потребление. У нас либо генерация расположена рядом с центрами потребления, либо они соединены сетью. «Про запас» сети не строились. Понятно, что если будут построены крупные парки СЭС и ВЭС, то они с большой вероятностью будут расположены не у центров потребления, а в соответствии с климатическими особенностями. Поэтому сеть нужно будет развивать.
По мере роста объемов ВИЭ мы не сможем обойтись без ресурса регулирования. Необходимо будет повышать гибкость энергосистемы. Обеспечивать и долгосрочное резервирование мощностей, и быстрое регулирование баланса. Сегодня долгосрочное резервирование встроено в рынок мощности: есть генерация, работающая каждый день, есть – только в пике потребления. Краткосрочное резервирование встроено в рынок системных услуг. При росте доли ВИЭ эти механизмы, вероятно, должны будут меняться. Как долго только традиционная генерация будет поставщиком этих ресурсов – вопрос развития альтернативных технологий. Пока альтернативы традиционной генерации нет.
В некоторых европейских странах, например, в Великобритании и Ирландии, объем выработки ВИЭ иногда превышает 50%, но системы продолжают работать.
Мы тоже можем найти субъект Федерации, в котором доля выработки будет гигантская: в Калмыкии доля СЭС и ВЭС превышает 90% от установленной мощности, соответственно и «зеленая» выработка зашкаливает. Но вопрос не в доле выработки на конкретной территории, а в том, как она связана с остальной энергосистемой – достаточна ли пропускная способность сети, чтобы выдавать избытки в период высокой загрузки СЭС и ВЭС и обеспечивать покрытие потребления, когда их мощность снижается. В данном случае, между энергосистемой Калмыкии и ОЭС Юга имеются достаточно мощные связи как для надежного энергоснабжения потребителей, так и для нормальной работы ВИЭ, выдача мощности которых в текущем году ограничивалась всего в 25 часах. Если говорить про ОЭС Юга в целом, то для действующей генерации, в т.ч. введенных СЭС и ВЭС и для текущего уровня потребления имеется достаточная пропускная способность сетей. Но при дальнейшем массовом строительстве ВИЭ появится необходимость развивать сети. Но в России, кроме ОЭС Юга наверняка, есть большое количество других площадок для строительства ВИЭ, где затраты на развитие сети могут быть существенно меньше.
Какие требования должны предъявляться к ВИЭ, чтобы участие в ОРЭМ не создавало угроз для надежности и качества энергоснабжения в энергосистеме?
Одним из преимуществ реализуемой в России программы поддержки ВИЭ является то, что в энергосистеме появляются крупные, управляемые объекты. Да, они не могут загружаться по графику, но, как и любая традиционная генерация, имеют возможность снизить нагрузку по графику или отключиться по команде диспетчеров Системного оператора с целью поддержания нормального режима энергосистемы. Например, сконцентрированные сейчас в ОЭС Юга объекты ВИЭ в отдельных схемно-режимных ситуациях уже могут оказывать достаточно значимое влияние на конкретные контролируемые сечения (совокупность пропускной способности ЛЭП на конкретном направлении). Если в сечении возникает риск превышения допустимого перетока, Системный оператор отдает команду – и станция разгружается.
Нынешним летом в ОЭС Юга уже были подобные случаи. И этот факт не надо драматизировать. Когда ВИЭ становится «системно значимой генерацией», то есть влияющей на электроэнергетический режим энергосистемы в целом, она должна нести свою долю регулирования баланса в энергосистеме. В какие-то моменты эффективнее ограничивать выработку ВИЭ, чем вкладывать гигантские средства в расширение сетевой инфраструктуры.
Всего с начала года продолжительность вводимых ограничений на выработку ВИЭ составила 56 часов, максимальное ограничение 475 МВт (данные ежемесячно публикуются на сайте СО в этом разделе: https://www.so-ups.ru/functioning/markets/surveys/renewable/2021/). Давайте посчитаем – даже если взять максимальную величину ограничения 475 МВт, умножить на количество часов то получим – 26 600 МВтч, при средней ночной цене порядка 750 руб. за 1 МВтч это соответствует примерно 20 млн рублей в год. Увеличение пропускной способности на соизмеримую величину – это новая линия 500 кВ, которая обойдется потребителям примерно в несколько миллиардов рублей. При стоимости линии 5 млрд проект окупается (даже без учета стоимости заемных средств) за 200 лет. Выглядит не очень обоснованно.
Развитие микрогенерации – солнечных панелей у населения и бизнеса — может стать проблемой для энергосистемы?
Микрогенерация – неуправляемый объект, в отличие от оптовых ВИЭ. Мы не сможем своей командой или действием автоматики заставить снизить выдачу мощности сотен и тысяч крышных солнечных панелей при перегрузке контролируемого сечения. В таком случае нужно с большим запасом развивать сетевую инфраструктуру, другого выхода просто нет. В общем случае, объем ресурсов регулирования, требуемых для компенсации отклонений большого количества мелких неуправляемых объектов ВИЭ будет выше, чем для крупных управляемых объектов такой же мощности. Но на практике при сегодняшнем уровне цен и с учетом наших погодных условий вряд ли будут построены серьезные объемы микрогенерации, которые приведут к тому, что распределительные сети начнут выдавать электроэнергию в магистральную сеть. Возможно, будут возникать проблемы в распределительных электросетях, может понадобиться дополнительное регулирование напряжения, возможны локальные перегрузки при большой выдаче мощности микрогенерации в сети. Но пока в ближайшее время с точки зрения поддержания баланса производства и потребления, загрузки системообразующей сети мы не видим проблем с микрогенерацией для энергосистемы.
Системный оператор предлагал мотивировать инвесторов использовать накопители в регионах с большой долей ВИЭ. Почему эта инициатива не прошла?
С точки зрения эффективного использования ресурсов сети построить рядом с объектом ВИЭ накопитель – достаточно логичное техническое решение – сглаживание неравномерности выработки происходит в той самой точке, где эта неравномерность возникает. Но использование накопителей в энергосистеме – это лишь один из способов регулирования, и пока что не самый дешевый. Мы бы странно выглядели, если бы заставляли инвесторов ВИЭ тратиться на какие-то дорогие технические решения, если существуют системно более дешевые – сегодня это развитие сети. Хотя технологии быстро развиваются и дешевеют. Сейчас мы проводим исследования в Башкирии на Бурзянской СЭС ГК ХЕВЕЛ с накопителем на 8 МВт: смотрим, как такой комплект может участвовать в регулировании активной и реактивной мощности и поддерживать частоту в случае отключения линии и перехода энергорайона на изолированную работу. Как только подобные технологии станут экономически доступны мы будем готовы к их практическому применению.
Осенью 2020 года был опубликован проект постановления о допуске на оптовый энергорынок накопителей мощностью более 1 МВт. Почему обсуждение затормозилось?
Мы уже достаточно давно реализовали идею технологической нейтральности в конкурсах на предоставление услуг по регулированию частоты. Нормативных ограничений по участию накопителей в рынке системных услуг нет, но к нам пока никто не приходит из-за экономических причин: по нашим оценкам, стоимость накопителя кратно выше возможного дохода. Думаю, что примерно такая же ситуация и с накопителями на оптовом энергорынке. Пока накопители никто не собирается субсидировать, а на общих условиях участники, видимо, не готовы приходить на рынок. Думаю, что проект не двигается из-за отсутствия заинтересованных участников. Как только стоимость систем снизится, достаточно быстро нормативные акты будут приняты.
Какие другие барьеры вы видите в связи с интеграцией ВИЭ в общие условия функционирования ОРЭМ? Преодолимы ли они?
Интеграция ВИЭ требует решения инженерных задач, и как показывает опыт других стран они решаемы, вопрос в стоимости технических решений. Основной барьер видится в другом — обсуждая вопросы интеграции ВИЭ в энергосистему, мы используем привычные нам понятия – «генератор», «потребление». Используя традиционные понятия, мы неизбежно применяем устоявшиеся впечатавшиеся в мозг патерны. «Потребление ночью снижается, а днем увеличивается». Но при большом объеме частных солнечных крышных панелей в системе мы увидим принципиально иную картину – распределительные сети днем будут выдавать электроэнергию в сеть и днем потребление из системообразующей сети будет снижаться, а не увеличиваться. Или «генератор». Простая фраза «Давайте заместим 20 ГВт старой неэффективной генерации новой высокоэффективной» имеет принципиально иной смысл для традиционной и зеленой генерации. Если мы говорим про новые ПГУ, то мы можем в любом объеме ввести новые генераторы и на конденсационных станциях, и на ТЭЦ, и вывести из эксплуатации старые. Новые ввели, старые вывели – простейшее с точки зрения системы техническое решение с понятной стоимостью. Если же мы говорим про СЭС или ВЭС, то «замещение» означает принципиально иной набор технических решений. Построив СЭС или ВЭС, мы можем заместить только часть выработки в балансе электроэнергии, развивая сетевую инфраструктуру и системы внутрисуточного накопления энергии мы могут увеличить эту долю. При этом в балансе мощности изменений практически не произойдет — все старые мощности, которые были востребованы по балансу мощности до ввода ВИЭ, останутся востребованными и после – вывести их из работы без создания альтернативных источников долгосрочного регулирования баланса невозможно. Что при этом произойдет с выработкой тепла на ТЭЦ – мы заменим ТЭЦ централизованными электрокотельными или перейдем на электрообогрев непосредственно на объектах потребителей? Необходимость решения такого рода задач не является проблемой. Проблемой это становится тогда, когда при обсуждении вопросов интеграции ВИЭ про них забывают.
Интервью взял Станислав Шубин.
