Починаючи з 1991 року до 1997 споживання електроенергії суттєво знижувалось до значень в 160 млрд. КВт-год, що може бути непрямим індикатором тривалої економічної кризи.
Період з 1998 до 2013 року можна умовно визначити як період відновлення економіки, який характеризувався зростанням споживання електроенергії до 180 млрд. кВт-год, але цей процес був пов'язаний з деіндустріалізацією економіки, що вплинуло на режими споживання електричної енергії протягом доби.
В цей період, попит насичується навантаженням комерційно-побутового сектора, який нерівномірний протягом доби, завдяки чому діапазон добової зміни навантаження зріс з 5000 МВт в 2001 р. до 7000-8000 МВт в зимові періоди 2012 року.
В той же час, темпи введення маневрених потужностей не відповідали швидкості приросту змінного діапазону навантажень, що призвело до зростання актуальності проблеми покриття навантажень в вечірні години та балансування вироблення відновлюваної енергетики.
Чи є баланс?
Якщо звернути увагу на типовий графік електричного навантаження ОЕС України у зимові місяці то можна виділити що, наприклад, при проходженні максимальних навантажень у вечірні години зимових періодів на рівні 21,6 ГВт при середньодобовій температурою по Україні -6,1⁰С, покриття енергоспоживання в Об'єднаній енергетичній системі Україна забезпечують АЕС, ТЕС, ТЕЦ, ГЕС, ГАЕС і навіть поновлювані джерела енергії.
При цьому в роботі може перебувати до 41 пиловугільних енергоблоків ТЕС генеруючих компаній із сумарною потужністю 6,8 ГВт. Атомні електростанції працюють з навантаженням 10,8 ГВт. Вже наступного дня на ранок в покритті ОЕС України 23,7 ГВт брали участь 45 пиловугільних енергоблоків ТЕС ГК потужністю 8,7 ГВт. Простіше кажучи, довелось включити додатково 4 вугільних енергоблоків.
Такий приріст для покриття ранкового швидкозростаючого пікового навантаження характерний додатковими платежами власникам ТЕС від енергетичного ринку за «маневреність» і «робочу потужність». Згідно з правилами функціонування енергоринку України, такі платежі різко збільшують єдину оптову ціну електроенергії, яка пізніше закладається в тариф промислових і побутових споживачів. Так в структурі середнього тарифу генеруючих компаній ТЕС плати за маневреність, пуск блоку, робочу потужність і відхилення від диспетчерського графіка складають практично 40% від вартості кожного виробленого кВт-год.
Баланс між споживанням і генерацією досягається за рахунок зміни навантаження ГЕС і ТЕС, але навантаження ТЕС змінюється в обмеженому діапазоні, що зазвичай не перевищує 30% від встановленої потужності енергоблоку. Залежно від сезону, цей діапазон сумарно в ОЕС України становить від 1,5 до 2 ГВт.
Ще близько 3 ГВт регулювального діапазону дають ГЕС і ГАЕС при достатності води і наявності гідроагрегатів в роботі.
Але залишається близько 1,5 ГВт неврегульованоъ різниці між піковим і нічним споживанням. Проблему доводиться вирішувати за рахунок зупинок на ніч з подальшим пуском вранці пиловугільних блоків ТЕС. У деякі періоди кількість таких операцій доходить до 15 пусків / зупинок на добу.
Така ситуація призводить до додаткових витрат газу (мазуту) і вугілля (для забезпечення цих пусків), значного погіршення техніко-економічних показників роботи обладнання а також до прискорення зносу обладнання енергоблоків і зростання кількості аварійних ремонтів.
Внаслідок втрати потужних споживачів електричної енергії на тимчасово окупованих Російською Федерацією територіях України, останнім часом для збалансування споживання оператор енергосистеми вимушений маневрувати (зупиняти на ніч і пускати вранці) в тому числі пиловугільними енергоблоками 300 МВт, які спроектовані для роботи в базовому режимі і мають дуже обмежений ресурс для пусків.
Але навіть цих заходів не вистачає для повного збалансування споживання і генерації, і доводиться розвантажувати АЕС, шляхом впровадження так званих «диспетчерських обмежень». У зв'язку з неможливістю забезпечити розвантаження до нічного провалу споживання, який триває близько 6 годин, АЕС часто несуть навантаження нижче встановленого значення на 1500 МВт.
Після початку військових дій на Донбасі, починаючи з осені 2014 року, теплова енергетика України має істотний дефіцит вугілля марки «А» (антрацит), який використовується в якості палива для енергоблоків ТЕС, що беруть участь в покриття змінних навантажень.
Імпорт, нехай навіть умовний, вугілля призводить до істотного подорожчання собівартості виробленої електричної енергії, внаслідок того, що вартість вугілля в тарифі ТЕС індексується за цінами міжнародної енергетичної біржі по так званій формулі «Роттердам +».
Залучення енергоблоків ТЕС до покриття змінних навантажень в циклічному режимі зараз характерна для багатьох енергетичних систем світу. На рис.2 наведено диспетчерський графік теплових електростанцій Британії на вугіллі, який ілюструє залучення ТЕС до покриття ранкових, денних і вечірніх піків навантаження, і глибокого розвантаження на ніч, під час зниження попиту на електроенергію.
Однак, такі режими роботи характеризуються негативним впливом на залишковий ресурс основного обладнання через приріст малоціклічної втоми.
Наслідки тривалих періодів експлуатації енергоблоків ТЕС в циклічному режимі являються причинами збільшення числа пошкоджень в трубо та паропроводах, корозії, і інших відмов обладнання, а значить зростання аварійності, втрати надійності, подорожчання ремонтів, та пошуку додаткових інвестицій на відновлення обладнання.
За оцінками для енергетичного ринку США, вартість одного циклу пуску-зупин для енергоблоку ТЕС Pawnee становить від 114 до 121 тис. $ США.
Такі щоденні витрати системного оператора на компенсацію циклічних режимів ТЕС суттєво впливають на ринкові ціни і позначаються на кінцевих рахунках споживачів.
Що стосується ТЕС України, то більшість енергоблоків вже сьогодні перевищило парковий ресурс і вимагає глибокої модернізації. Певна економічна доцільність для власників генеруючих потужностей, що працюють сьогодні в маневрових режимах існує, так, миттєво, це фінансово вигідно і безальтернативно, з точки зору підвищення прибутковості, але як кажуть на Уолл-стріт це те ж саме, що підбирати монетки перед асфальтовим катком. Зіткнення неминуче.
Таким чином розглядати в довгостроковій перспективі експлуатацію ТЕС в ОЕС України в маневреному режимі з регулярним глибоким розвантаженням нижче технічного мінімуму для покриття змінних навантажень, не доцільно з точки зору перспективного розвитку та підтримки надійності енергопостачання.
І в цій статті ми спробуємо розглянути альтернативний методи вирішення проблем балансу генерації/споживання використовуючи інноваційні технології, які так часто обговорює світова експертна громадськість.
Скільки нам необхідно простору для маневру?
Але для початку давайте спробуємо визначити, скільки таких інноваційних технологій нам необхідно впровадити, для забезпечення стійкості і надійності нашої енерогосістеми?
Адже, крім добової нерівномірності графіка навантаження, виникають виклики пов'язані з необхідністю балансувати виробництво від поновлюваних джерел енергії. Затверджено Національний план Дій з відновлюваної енергетики на період до 2020 року та ПЛАН ЗАХОДІВ з реалізації національного плану Дій з відновлюваної енергетики на період до 2020 року. Головною метою Плану є доведення до 2020 р. частки енергії, отриманої з ВДЕу кінцевому енергоспоживанні країни до 11%, що дозволить до 2020 р. зменшити використання первинних енергоресурсів в обсязі 8,6 млн т н.е. або 9,2 млрд м 3 природного газу. Водночас, таке широкомасштабні впровадження відновлювальних джерел не відповідає структурі генеруючи потужностей та потенціалу ліній електропередач.
Що стосується оцінок попиту в майбутньому на маневрену потужність, то такі дослідження виконувалися в роботах НАН України, проте найбільш свіжі дані були представлені НЕК «Укренерго» під час презентації їх дослідження впливу відновлюваної енергетики на стійкість енергосистеми. Експертами Компанії було визначено, що при збереженні поточного тренда впровадження об'єктів відновлюваної енергетики, який буде супроводжуватися не відповідним планам впровадження маневрених потужностей - дефіцит високоманеврових потужностей складе 2500 МВт. І експертами системного оператора було запропоновано його заповнити високоманевреними газопоршневими електростанціями, з додаванням батарейних акумуляторів. Ми ж в цій статті спробуємо навести фокус, хоч і побіжно, на всі існуючі і перспективні технології та рішення для балансування навантажень в енергосистемі.
Ринки електричної енергії.
З метою уніфікації механізмів функціонування ринків електричної енергії з підходами ЄС, та боротьби з великими вертикально інтегрованими монополіями в Україні реалізується реформа енергоринку за принципом створення ринку двосторонніх угод, ринку на добу вперед і балансуючого ринку. Саме балансуючий ринок буде використовуватися системним оператором для забезпечення балансу між попитом і пропозицією в енергосистемі в пікові години, а так само для заповнення нічного провалу навантаження. Одним з перспективних напрямків є управління попитом, або Demand Response. Такий мотиваційний інструмент залучення виробничих потужностей на потреби регулювання відомий давно і застосовувався ще в 1930-х роках. Першим в СРСР документом з регулювання графіка навантаження був Циркуляр ВРНГ СРСР від 26 листопада 1930 р № 85 «Про регулювання графіків навантаження». Зі збірки праць під ред. проф. Кукель-Краєвського, відомий приклад як в 1931 році Мосенерго уклало угоди з 25 підприємствами про зниження ними навантаження в пікові години з виплатою їм компенсації за кожен знятий кВт. Знизили навантаження сумарно 22 підприємства сумарно на 12 Мвт. Якби споживачів просто відключали, то Мосенерго отримало б збиток від недовідпуску електроенергії, а так же збиток отримав би споживач через недовипуск продукції. Однак в сучасних реаліях, коли впровадження великих обсягів відновлюваної енергетики в енергосистеми викликає регулярні коливання частоти і потужності, такі платежі за балансують потужності ростуть від року в рік і створюють додаткове навантаження на оптову ціну на електроенергію і тарифи споживачів. Прикладом може служити ситуація в енергосистемі Іспанії, коли платежі системного оператора за потужність і управління попитом (demand response) в 2015 році склали понад 1 млрд євро і є фактором росту цін на електроенергію.
Інноваційні технології акумулювання електричної енергії.
Основною технологією накопичення електричної енергії в масштабах енергетичної системи є ГАЕС. Гідроакумулюючі електростанції становлять сьогодні 99% потужностей по накопиченню електричної енергії в Європі. Однак подальший розвиток крупних потужностей ГЕС та ГАЕС нерозривно пов'язане зі зміною екосистем регіонів, що істотно загальмує розвиток гідроенергетики в майбутньому.
Згідно профільної базі даних Energy Storage Database, де концентрується вся інформація по поточних і впровадженим проектам інноваційних систем регулювання навантаження, сумарний об’єм регулюючих потужностей в світі являє собою 1708 одиниць, загальною потужністю 196 301 МВт, включаючи великі гідроелектростанції.
Зрозуміло, такі технології накопичення мають різні сфери застосування. Велика частина таких технологій застосовується для підтримки стабільності роботи ВДЕ, а так само для перенесення часу споживання з пікових годин на години провалу завантаження, через високу ціну, а так само заміщення роботи енергоблоків в циклічних режимах.
У США питома вага ГАЕС в структурі маневрених потужностей досягає 95% (23,4 ГВт). Решта 5% складають:
- Термічні накопичувачі.
- Батарейні електрохімічні накопичувачі.
- Накопичувачі на основі стиснення повітря.
- Маховиковим накопичувачі енергії.
Це дуже показовий приклад, адже незважаючи на суттєву підтримку з боку держави, лише 5% встановленої потужності призначеної для цілей регулювання є інноваційними. Європейською асоціацією накопичувачів енергії розроблена структура існуючих технологій накопичення енергії "energy storage», яка передбачає поділ за фізичним принципом дії на термічні, електрохімічні, хімічні, електричні та механічні. Далі ми розглянемо типові технології цих категорій.
Електростанції на стисненому повітрі
Надлишкова електрична енергія, що виробляється відновлювальними джерелами, використовується для живлення потужних компресорів, які закачують повітря під тиском в резервуар. Традиційні станції цього типу використовують природні підземні порожнини (сольові каверни, газові родовища) в якості резервуара, так як мова йде про величезний обсяг стисненого повітря. Технологічна схема «регулятора», що використовує стиснене повітря представлена на рис. 2. Під час провалу навантаження накопичується стиснене повітря, а віддається повітря під тиском в газотурбінну установку (ГТУ) в години пікового споживання. Дана технологія передбачає використання ГТУ для покриття пікових навантажень. Завдяки цій технології підвищується ефективність і економічність газової турбіни і зменшується час запуску і виходу на номінальну потужність. Застосування цієї технології для регулювання змінних навантажень буде ефективним в тих районах, де ландшафт не дозволяє будувати ГАЕС. З відкритих джерел відомо про комерційну експлуатацію накопичувача повітря в Німеччині в м Хунторф, де працює установка потужністю 28 МВт з 4-х годинним циклом зарядки - розрядки і в США (штат Алабама). В Україні перспективним потенційним розташуванням такого об'єкта може стати район м Калуш, де в вироблених соляних шахтах можливо організувати закачку і добове зберігання стисненого повітря.
Рис.3. - Схема накопичувача електричної енергії з стисненим повітрям
Електрохімічні (батарейні) технології накопичення енергії.
Одним з найбільш поширених типів інноваційних технологій управління навантаженням є електрохімічні накопичувачі батарейного типу. Більшість з них розроблені з метою балансування режимів роботи ВДЕ. Існують різні типи батарей на основі хімічних сполук: NaS, NaNiCl2, Ni-Cd, Li-ion і ін. Наприклад, одинична електрохімічна установка батарей (NaS) управління навантаженням потужністю 34 МВт працює в м. Роккашо, Японія, з 2008 року, де вона використовується для стабілізації роботи ВЕС. Всього в світі в встановлено близько 1000 обєкітв більш ніж на 4 ГВт електрохімічних накопичувачів різного типу. Найбільш актуальним вважається впровадження батарейних технологій в комплексі з об'єктами генерації поновлюваних джерел енергії (ВДЕ). В кінці статті ми розглянемо бізнес-кейс, де найбільш популярна в світі технологія літій-іонних накопичувачів знайшла собі застосування в Австралії, і яких результатів їй вдалося досягти.
Механічні накопичувачі на основі маховиків.
Маховикова система черпає енергію завдяки перетворенню електричної енергії з мережі в кінетичну енергію обертового елемента, який може рухатися аж до 4 годин без додаткової підзарядки. У періоди підвищеного попиту на електроенергію маховик включає генератор - автоматично або за допомогою системи контролю. Кінетична енергія знову трансформується в електричну і надходить в електроенергетичну систему.
Основні переваги цієї технології - швидкодія і здатність динамічно реагувати на зміну частоти в енергосистемі. Основний недолік - небезпека. Дана технологія була розкритикована після аварії в США в 2011 році, коли були виведені з ладу 2 маховики на регулюючому енергоблоці. У Німеччині в 2011 р . під час експлуатації такого накопичувача загинув інженер. Істотним недоліком технології є саморазряда протягом доби. За загальним висновків, впровадження технологій механічного накопичення буде сконцентровано на виконання допоміжних послуг, таких як регулювання частоти і напруги в місцевих мережах.
Існують і інноваційні пропозиції, що використовують силу тяжіння, наприклад енергоустановки Gravity Power. Ця технології дозволяють утилізувати, за словами розробників, бетон біологічного захисту реакторів АЕС. Він може застосовуватися для будівництва шахти з поршнем, який в години нічного провалу навантаження піднімається вгору під напором води, що нагнітається насосом, а в години пікових навантажень поршень під дією сили тяжіння відпускається, виштовхуючи воду в гідротурбіну і виробляє пікову електроенергія.
Використання системи зарядки-розрядки електрокарів
Одним з перспективних напрямків є, так звана концепція Vehicle-to-grid (V2G), двостороннього використання електромобілів і гібридів, що передбачає підключення машини в загальну енергомережу для підзарядки автомобіля і віддача зайвої електроенергії зворотному мережу, коли гостро необхідна балансувати потужність. Ідея є актуальною тому, що за даними дослідження вчених Каліфорнійського університету батарея середнього електрокара не використовується 95% часу. У власників автомобілів з технологією V2G буде можливість продавати електроенергію енергетикам в години, коли машина не використовується, і заряджати автомобіль в години, коли електроенергія дешевша,
І дійсно, статистика переконує, що зростання продажів електрокарів за 2017 рік вказує на величезний потенціал такої концепції. Давай розберемося:
Китай показав зростання продажів на 72% - 600 тисяч проданих електрокарів.
Євросоюз показав приріст на 37% - 300 тисяч проданих електрокарів.
Україна показала приріст в 2,3 рази - 2600 проданих електрокарів.
США показали приріст на 27% - 200 тисяч проданих електрокарів
РФ, нарешті, наздогнали Сполучені Штати, приріст теж склав 27% - продано 95 електрокарів.
У першому півріччі в Україні 2018 темпи продажів електрокарів виросли більш ніж на 40 відсотків. У першій половині 2018 року в Європі було продано близько 195000 електрифікованих транспортних засобів, що на 42 відсотки вище, ніж за той же період в 2017 році. До них відносяться як повністю електричні автомобілі (BEV), так і гібридні (PHEV легкові і легкі автомобілі. Відповідно до цієї тенденції, загальна кількість європейських електрифікованих транспортних засобів, як очікується, досягне 1,35 млн. Однак, якщо оцінити цю потужність українських електрокарів як потенціал для регулювання енергосистеми - весь автопарк електрокарів не дозволить збалансувати не більше 50 МВт.
Окрім того, для імплементації такої технології в масштабах необхідності балансувати енергосистему бракує найголовнішого, а саме - бізнес-моделі. Так наприклад у Великобританії вже зараз налічується майже 110 000 електрокарів, що еквівалентно приблизно 2 ГВт * год потужності необхідних акумуляторних батарей чи інших накопичувачів. І вже зараз все Британське ком'юніті концетрируется на рішення 3-х ключових питань, які необхідно вирішити для запуску такої системи: зарядні станції, оснащені можливістю як отримувати так і віддавати електроенергію в мережу, розробка програмного забезпечення для управління процесами і створення актуальної бізнес-моделі монетизації участі в балансуванні для власників електрокарів.
Бізнес-кейс Тесла в Австралії.
Літій-іонні акумулятори розвиваються найбільш інтенсивно останнім часом, знаходячи все більше застосування в електротранспорті, портативних джерелах живлення, космічної та авіаційної техніки. Найбільш яскравим прикладом такого проекту у великій енергетиці є Tesla PowerPack в Австралії.
Отже, розбираємо цей проект:
1. Накопичувач складається з акумуляторів Powerpack сумарною потужністю 100 МВт і ємністю 129 МВт • год. Цього достатньо, щоб в моменти пікових навантажень і перебоїв забезпечити електроенергією 30 тисяч домогосподарств (протягом години). Вартість системи оцінюється в $ 50 млн.
2. Система накопичувачів була зведена протягом 100 днів і підключена до вітряків станції Hornsdale Wind Farm близько Джеймстауну, що належить міжнародній енергетичній компанії Neoen Energy.для балансування їх виробництва. На даний момент 70 МВт і 39 МВт-год зарезервовані державою на випадок непередбаченої ситуації. Рештою 30 МВт і 90 МВт-год компанія Neon, що володіє батареєю, може розпоряджатися, як завгодно - наприклад, продавати. Що компанія і зробила.
3. Енергетичний оператор AEMO (Australian Energy Market Operator) в січні 2018 року звернулася до енергетичних компаній з проханням надати електроенергію в загальну енергетичну мережу в моменти, коли відбуваються збої або планові обслуговування системи. Як правило, в такі моменти вартість енергії істотно зростає. За розрахунками, під час цього конкретного випадку вартість енергії повинна була підвищитися до 9000 австралійських доларів (близько $ 6942) за 1 МВт • год. Але завдяки застосуванню сховища енергії Tesla і примикає ферми вітрогенераторів вдалося утримувати вартість енергії на рівні 270 австралійських доларів (близько $ 208) за 1 МВт • год. Тим самим, вдалося зберегти мільйони доларів на енергетичному ринку. За два дні, поки батарея працювала на повну потужність, компанії вдалося продати енергії на 1 млн.
Оцінки і висновки
Якщо спроектувати впровадження такої системи в Україні, то необхідно звернутися до поточних значень вартості електричної енергії. За оцінками НКРЕКП середньорічна оптова ринкова ціна електроенгергіі в 2018 році становить 1 587 гривень / МВт-година, (приблизно 60 $). Для порівняння, найдешевші інноваційні технології регулювання мають вартість виробленої електроенергії на рівні 100 $ / МВт-год.
Таким чином, можна зробити висновок, що поточна ринкова ціна на електроенергію не є привабливою при нинішній системі регулювання для інвестицій в інноваційні системи балансування навантаження в України. Однак, якщо вивчити досвід країн, де вже відбулася реформа ринку електричної енергії, зокрема Польщі, можна виявити різницю між вартістю «базової» і «пікової» (коли очікується застосування наших технологій) електроенергії, яка досягає дворазового значення в періоди активного росту попиту на пікову потужність. Однак в більшу частину часу різниця не перевищує 20% від вартості пакета «базовий». Це дає підстави прогнозувати недостатність ринкових механізмів для створення привабливих бізнес-моделей, які забезпечать економічно виправдане впровадження інноваційних технологій регулювання.
Останнім часом, для залучення інвестицій в низьковуглецеві джерела енергії в Британії активно застосовується система «контрактів на різницю цін», коли інвестору проекту гарантується викуп електроенергії за встановленою маржинальної ціною в форматі - ринкова ціна + доплата різниці до собівартості.
Прикладом такого підходу до створення механізмів гарантованого повернення інвестицій є контракт для британської АЕС Хінклі Поінт, в якому уряд Британії гарантує викуп всієї виробленої електроенергії від АЕС протягом 35 років за ціною в 92 фунти за МВт-год. , В той час як на спотовому ринку зараз базова електроенергія торгується за ціною близько 40-45 фунтів за МВт-год. Схожі елементи субсидування могли б знайти застосування і на вітчизняному енергетичному ринку, щоб забезпечити кратний синергетичний ефект - рішення технологічної проблеми регулювання змінних навантажень і залучення інвестицій в такі проекти.
Майбутнє - це не продовження сьогодення. Енергетичні системи проходять процеси еволюції, відкидаючи застарілі форми існування, в пошуку найбільш ефективної моделі. І, схоже, еволюція відбувається стрибками. Застарілим енергосистемам потрібен наступний виток розвитку - це вливання нових інвестицій і технологій. А держави за технології та інвестиції в 21 столітті змагаються своїми юрисдикціями, законодавчими системами. І тут той самий випадок - саме якісний законодавчий драйвер дозволить забезпечити економічну привабливість проектів, які життєво необхідні нам для забезпечення світлих, теплих, сімейних вечорів.
Поділитися