Генерация вне счетчика: как строительство новых СЭС будет влиять на энергосистему и рынок

Проблема, связанная с стремительным строительством СЭС, характерна не только для Украины. Заграницей это явление называется Duck curve, то есть "утиная кривая". Когда внутри суток солнце светит интенсивно, СЭС потребители производят максимум, так что общий спрос на электроэнергию, который "Укрэнерго" видит в энергосистеме, снижается.

Чем больше население и предприятия устанавливают солнечные станции, тем меньше они берут из сети и тем меньше спрос на рынке. Например, по словам представителей "Укрэнерго", недавно были солнечные дни, так что погрешность от того, что они ожидали по потреблению, была около 1-1,5 ГВт, что достаточно много. И чем больше будут устанавливать такие электростанции в будущем, тем сложнее будет балансировать энергосистему в отдельные сезоны года и периоды суток.

Вывести генерацию "из тени"

Для того чтобы взять солнечную генерацию на учет, а также обеспечить альтернативу "зеленому" тарифу в 2023 году был принят соответствующий закон, определивший юридическую форму "активный потребитель по механизму самопроизводства". За границей такая модель называется Net Billing. Она предусматривает, что собственник СЭС или другой генерации (например, газопоршневой установки или установки хранения энергии) подписывает соответствующий договор с поставщиком электроэнергии, или, если это домохозяйство, то с ЧУП (поставщиком универсальных услуг) и продает избыток электроэнергии на договорных (или определенных законом – в случае населения) принципах. В таком случае владельцы генерации вне счетчика должны устанавливать дополнительные средства коммерческого учета, чтобы корректно определять периоды времени и объем электроэнергии, которую активный потребитель отпустил в сеть.

Это было сделано, чтобы стимулировать потребителей продавать излишки в систему, а не просто строить СЭС вне счетчика. С домохозяйствами все просто: ЧУП обязан подписать с ними договор и не может им отказать. И владелец домашней СЭС, подписывающий договор, продает им излишки по ценам РДН, которые складываются в конкретные часы. В таком случае должен устанавливаться "умный" учет, который покажет, сколько именно ты выдал электроэнергии в сеть в конкретные часы. А в конце месяца все это унывает и сводится в баланс, где рассчитывают, сколько ты виноват поставщику, а сколько он тебе.

А вот бизнес-потребители работают не с ЧУП, а с поставщиками электроэнергии, и не по ценам РДН, а по договорной цене. Эта цена, скорее всего, будет несколько ниже, поскольку для поставщиков эта история очень неприятна. С одной стороны, чем больше "активных потребителей", тем меньше объемы продаж и доходы у поставщиков. С другой — если поставщик покупает излишки из СЭС, это очень трудно прогнозируемая история с точки зрения объемов. Ответственным за небалансы является именно поставщик и если у "активного" потребителя что-нибудь случится, например будет облачная погода и СЭС сгенерирует меньше, то именно поставщик будет выплачивать небалансы. Это могут быть достаточно большие суммы.

Таким образом, поставщики не только будут терять доходы, но и будут покупать излишки в отдельные часы, которые трудно прогнозировать. Для поставщиков это очень невыгодно. Хотя соответствующее законодательство функционирует уже более года, "активных потребителей" больше не становится. Сколько их по состоянию сейчас сказать трудно, потому что НКРЭКУ закрыл реестры на период военного положения.

Чтобы сгладить это противоречие есть еще одна достаточно "экзотическая" для нас бизнес-модель участия в рынке — "агрегатор". Это как раз то промежуточное звено, которое должно облегчить жизнь всем. Агрегатор мог бы собирать объемы электроэнергии от активных потребителей, сводить их в более стабильный и прогнозируемый график и предлагать этот продукт на рынке. У нас эта ниша пока тоже не развита. Этот вид деятельности находится в зачаточном состоянии. По состоянию на конец марта НКРЭКУ пока выдал только три лицензии: одну из них получила KNESS .

Как активное развитие солнечной генерации влияет на энергетический рынок

В 2023 году мы проводили исследование по оценке регуляторного влияния на внедрение "механизма самопроизводства" на основе ВИЭ. Результаты этого исследования будут актуальны не только для "активных потребителей", но и для СЭС, работающих в режиме энергоострова.

Мы брали разные сценарии, если, например, в ближайшие несколько лет в Украине построят 300 МВт СЭС, то поставщики будут совокупно терять около 38 млн гривен в год, а если это 5 ГВт, то их потери могут достичь 643 млн гривен в год.

Если рассматривать строительство СЭС с точки зрения формирования сетевых тарифов, то ситуация будет выглядеть следующим образом. Философия расчета этих тарифов такова, что общее количество затрат "Укрэнерго" и операторов систем распределения в год для модернизации сетей, ремонта и эксплуатации делится на объем переданной электроэнергии. Соответственно, если компании будут строить СЭС, то они будут меньше потреблять из сети, а тарифы на передачу и распределение электроэнергии будут расти. Зависимость здесь прямой. На начальных этапах этот рост может быть не таким уж большим. По нашему исследованию, если мощность таких СЭС на территории определенных ОСР увеличится на 100 МВт, рост их тарифа на распределение может составить 1-3%.

А вот тариф на передачу электроэнергии – отдельная история. В него закладываются чистые расходы Укрэнерго на обслуживание сетей, а также определенная сумма в поддержку ВИЭ. К примеру, в тарифе на 2025 год почти половина расходов (около 48,5%) предусмотрена именно на выплаты производителям по "зеленому" тарифу. Тариф на передачу будет также зависеть от количества СЭС вне учета: если таких СЭС будет построено 1 ГВт, то тариф может возрасти на 1%, если это будут 5 ГВт, то рост будет на 5,5% (без учета выплат, которые должен осуществлять оператор системы передачи производителям электроэнергии по ВИЭ при применении ограничений их производства).

Но есть еще один момент, который нужно учесть. Если растет объем генерации неучтенных СЭС в отдельные часы, то Укрэнерго будет вынуждено ограничивать производство промышленных СЭС. А по закону, их нельзя просто ограничить, им нужно компенсировать не производимую ими электроэнергию и эти расходы также входят в тариф на передачу. Это дополнительно будет увеличивать тариф на передачу. Например, при установлении 1 ГВт таких мощностей рост тарифа на передачу именно за счет выплат за ограничение производителям ВИЭ составит дополнительные 5-6%, а при 5 ГВт – рост может достичь до 30%.

Кроме того, увеличение количества неучтенных СЭС будет давить на цену РДН, поскольку спрос на рынке будет уменьшаться. В дневные часы (примерно с 12:00 до 15:00) с

середины весны по середину осени цены на РДН могут сильно проседать из-за возникновения профицита на рынке, вызванного солнечной генерацией. При сценарии построения дополнительных 1 ГВт СЭС цена на РДН в среднем за год может снизиться на 0,3%. А вот снижение в отдельные солнечные часы составит уже десятки процентов.

Учитывая это, следует мониторить такие новые мощности вне счетчика. Если темпы увеличения солнечных мощностей на стороне потребителей сохранятся, то важно не упустить момент, когда рост сетевых тарифов может выйти из под контроля, и не повторилась ситуация с резким ростом мощностей ВИЭ в 2018-2019 годах, что вызвало значительные проблемы с выплатами по зеленому тарифу и задолженности перед производителями.

Как изменить ситуацию

Из всего сказанного возникает вопрос: что с этим можно поделать? Во-первых, следует комбинировать СЭС с установками хранения энергии. Если у них в определенные периоды суток чрезмерное производство, то они могли бы аккумулировать часть электроэнергии, чтобы не вызвать чрезмерное предложение на рынке в дневные часы, что может иметь негативные последствия для многих производителей, поскольку цены падают. В то же время они могли бы в это время аккумулировать электроэнергию, а выдавать ее в вечерний пик, когда в системе дефицит, таким образом, способствовать лучшей балансировке в энергосистеме, смягчать ценовые колебания на рынке и получать больше дохода от продажи электроэнергии.

Еще одним инструментом может стать управление спросом. Для этого используют дифференцированные цены или "цены реального времени". Если в дневной период наблюдается ценовой провал, то динамические цены будут стимулировать потребителей перестроить производственные или бытовые процессы так, чтобы больше потреблять в периоды провалов и меньше в периоды пиков, тем самым экономя на оплате за энергию и одновременно помогая сбалансировать систему.

Для сдерживания роста сетевых тарифов (на услуги по передаче и распределению) в будущем можно рассмотреть вариант перехода от нынешнего одноставочного тарифа к двухставочному, то есть тарифу "за доступ" к сети и тарифу за фактически транспортируемую энергию. Это будет обеспечивать более справедливое распределение тарифной нагрузки между потребителями, имеющими собственную генерацию, и всеми другими потребителями.