Генерація поза лічильником: як будівництво нових СЕС впливатиме на енергосистему та ринок

Проблема, пов'язана зі стрімким будівництвом СЕС, характерна не тільки для України. Закордоном це явище має назву Duck curve, тобто "качина крива". Коли всередині доби сонце світить інтенсивно, СЕС споживачі виробляють максимум, тож загальний попит на електроенергію, який "Укренерго" бачить в енергосистемі, знижується. 

Чим більше населення та підприємства встановлюють сонячних станцій, тим менше вони беруть з мережі й тим менше попит на ринку. Наприклад, за словами представників "Укренерго", нещодавно були сонячні дні, тож похибка від того, що вони очікували по споживанню, була біля 1-1,5 ГВт, що досить багато. І чим більше будуть встановлювати таких електростанцій в майбутньому, тим складніше буде балансувати енергосистему в окремі сезони року та періоди доби.

Вивести генерацію “з тіні” 

Для того, щоб взяти сонячну генерацію на облік, а також забезпечити альтернативу "зеленому" тарифу у 2023 році був ухвалений відповідний закон, який визначив юридичну форму "активний споживач за механізмом самовиробництва". За кордоном така модель називається Net Billing. Вона передбачає, що власник СЕС або іншої генерації (наприклад, газопоршневої установки чи установки зберігання енергії) підписує відповідний договір з постачальником електроенергії, або, якщо це домогосподарство, то з ПУП (постачальником універсальних послуг) і продає надлишок електроенергії на договірних (або визначених законом – у випадку населення) засадах. В такому випадку власники генерації “поза лічильником” мусять встановлювати додаткові засоби комерційного обліку, щоб коректно визначати періоди часу та обсяг електроенергії, яку активний споживач відпустив у мережу.

Це було зроблено, щоб стимулювати споживачів продавати надлишки в систему, а не просто будувати СЕС поза лічильником. З домогосподарствами все дуже просто: ПУП зобов'язаний підписати з ними договір і не може їм відмовити. І власник домашньої СЕС, який підписує договір, продає їм надлишки за цінами РДН, які складаються в конкретні години. В такому разі має встановлюватися "розумний" облік, що покаже скільки саме ти видав електроенергії в мережу в конкретні години. А в кінці місяця все це сумується та зводиться в баланс, де розраховують, скільки ти винен постачальнику, а скільки він тобі. 

А от бізнес-споживачі працюють не з ПУП, а з постачальниками електроенергії, і не за цінами РДН, а по договірній ціні. Ця ціна, скоріш за все, буде дещо нижчою, оскільки для постачальників ця історія дуже неприємна. З одного боку, чим більше "активних споживачів", тим менші обсяги продажу і доходи у постачальників. З іншого — якщо постачальник купує надлишки з СЕС, то це дуже важко прогнозована історія з точки зору обсягів. Відповідальним за небаланси є саме постачальник і якщо у "активного" споживача щось трапиться, наприклад буде хмарна погода і СЕС згенерує менше, то саме постачальник буде виплачувати небаланси. Це можуть бути досить великі суми. 

Таким чином, постачальники не лише втрачатимуть доходи, але й купуватимуть надлишки в окремі години, які важко прогнозувати. Для постачальників це дуже невигідно. Тож хоча відповідне законодавство функціонує вже понад рік, "активних споживачів" більше не стає. Скільки їх станом на зараз сказати важко, бо НКРЕКП закрив реєстри на період воєнного стану. 

Щоб згладити це протиріччя є ще одна досить “екзотична” для нас бізнес-модель участі в ринку — "агрегатор". Це якраз та проміжна ланка, яка мала б полегшити життя всім. Агрегатор міг би збирати обсяги електроенергії від "активних споживачів", зводити їх в більш стабільний та прогнозований графік та пропонувати цей продукт на ринку. В нас ця ніша поки також не розвинута. Цей вид діяльності знаходиться в зародковому стані. Станом на кінець березня НКРЕКП поки що видав лише три ліцензії: одну з них отримала KNESS.

Як активна розбудова сонячної генерації впливає на енергетичний ринок

У 2023 році ми робили дослідження з оцінки регуляторного впливу запровадження "механізму самовиробництва" на основі ВДЕ. Результати цього дослідження будуть актуальними не тільки для "активних споживачів", але й для СЕС, що працюють в режимі енергоострова. 

Ми брали різні сценарії, якщо, наприклад, в найближчі кілька років в Україні побудують 300 МВт СЕС, то постачальники сукупно втрачатимуть біля 38 млн гривень на рік, а якщо це 5 ГВт, то їх втрати можуть сягнути 643 млн гривень на рік. 

Якщо розглядати розбудову СЕС з погляду формування мережевих тарифів, то ситуація виглядатиме наступним чином. Філософія розрахунку цих тарифів така, що загальна кількість витрат "Укренерго" та операторів систем розподілу на рік для модернізації мереж, ремонту та експлуатації ділиться на обсяг переданої електроенергії. Відповідно, якщо компанії будуватимуть СЕС, то вони менше споживатимуть з мережі, а тарифи на передачу і розподіл електроенергії будуть зростати. Залежність тут пряма. На початкових етапах це зростання може бути не таким вже й великим. За нашим дослідженням, якщо потужність таких СЕС на території певних ОСР збільшиться на 100 МВт, то зростання їх тарифу на розподіл може скласти 1-3%. 

А от тариф на передачу електроенергії — окрема історія. В нього закладаються чисті витрати "Укренерго" на обслуговування мереж, а також певна сума на підтримку ВДЕ. Наприклад, в тарифі на 2025 рік майже половина витрат (біля 48,5%) передбачена саме на виплати виробникам за "зеленим" тарифом. Тариф на передачу буде також залежати від кількості СЕС поза обліком: якщо таких СЕС буде збудовано 1 ГВт, то тариф може зрости на 1%, якщо це будуть 5 ГВт, то зростання буде на 5,5% (без урахуванням виплат, які має здійснювати оператор системи передачі виробникам електроенергії з ВДЕ при застосуванні обмежень їх виробництва). 

Але тут є ще один момент, який потрібно врахувати. Якщо зростає обсяг генерації необлікованих СЕС в окремі години, то "Укренерго" буде змушено обмежувати виробництво промислових СЕС. А за законом, їх не можна просто обмежити, їм потрібно компенсувати не вироблену ними електроенергію і ці витрати також входять в тариф на передачу. Це буде додатково збільшувати тариф на передачу. Наприклад, при встановлені 1 ГВт таких потужностей, зростання тарифу на передачу саме за рахунок виплат за обмеження виробникам ВДЕ становитиме додаткові 5-6%, а при 5 ГВт – зростання може сягнути до 30%. 

Крім того, збільшення кількості необлікованих СЕС буде тиснути на ціну РДН оскільки попит на ринку буде зменшуватися. В денні години (приблизно з 12:00 по 15:00) з

середини весни по середину осені ціни на РДН можуть сильно “просідати” через виникнення профіциту на ринку, спричиненого сонячною генерацією. При сценарії побудови додаткових 1 ГВт СЕС, ціна на РДН в середньому за рік може знизитись на 0,3%. А от зниження в окремі “сонячні” години становитиме вже десятки процентів. 

Враховуючи це, варто моніторити такі нові потужності поза лічильником. Якщо темпи збільшення сонячних потужностей на стороні споживачів збережуться, то важливо не прогавити момент, коли зростання мережевих тарифів може вийти з під контролю, і не повторилась ситуація з різким зростанням потужностей ВДЕ у 2018-2019 роках, що викликало значні проблеми з виплатами за зеленим тарифом і заборгованості перед виробниками ВДЕ. 

Як змінити ситуацію

З усього сказаного виникає питання: що з цим можна зробити? По-перше, варто комбінувати СЕС з установками зберігання енергії. Якщо у них в певні періоди доби надмірне виробництво, то вони могли б акумулювати частину електроенергії, щоб не спричиняти надмірну пропозицію на ринку в денні години, що може мати негативні наслідки для багатьох виробників, оскільки ціни падають. Натомість, вони могли б в цей час акумулювати електроенергію, а видавати її у вечірній пік, коли в системі дефіцит, таким чином, сприяти кращому балансуванню в енергосистемі, пом'якшувати цінові коливання на ринку та отримувати більше доходу від продажу електроенергії. 

Ще одним інструментом  може стати управління попитом. Для цього використовують диференційовані ціни або "ціни реального часу". Якщо в денний період спостерігається ціновий провал, тоді динамічні ціни стимулюватимуть споживачів перелаштувати виробничі чи побутові процеси так, щоб більше споживати в періоди провалів і менше в періоди піків, тим самим, економлячи на оплаті за енергію та одночасно допомагаючи збалансовувати систему.

Для стримування зростання мережевих тарифів (на послуги з передачі і розподілу) в майбутньому можна розглянути варіант переходу від нинішнього одноставкового тарифу до двоставкового, тобто тарифу “за доступ” до мережі й тарифу за фактично транспортовану енергію. Це забезпечуватиме більш справедливий розподіл тарифного навантаження між споживачами, які мають власну генерацію, та всіма іншими споживачами.