Читати англійською
Одна із стратегій післявоєнного відновлення економіки України полягає в модернізації вітчизняної енергетичної галузі[1], що нерозривно пов’язано з необхідністю впровадження сучасних практик для забезпечення економіки в паливно-енергетичних ресурсах у технічно надійний, безпечний, економічно ефективний та екологічно прийнятний спосіб в інтересах споживачів та суспільства в цілому.
Енергосистема побудована на принципі миттєвого пошуку балансу між попитом та генерацією, тому маневреність - це необхідна умова для стабільної її роботи. У разі її порушення відбуватиметься миттєва втрата частоти і відповідно переривання в електропостачанні.
Традиційно гнучкість систем електропостачання забезпечувалась за рахунок виробників електроенергії (теплові електростанції, відновлювальні джерела енергії, системи накопичення), які здатні швидко змінювати обсяг генерації у відповідь на потребу споживача.
Втім розвиток технологій дозволив розвинутим країнам світу підвищити маневреність їх енергосистем за рахунок споживачів через впровадження механізму управління попитом, який полягає в самостійній зміні графіка навантаження по команді диспетчера оператора систем передачі або на фоні зміни ринкової кон’юнктури.
Найбільш поширена модель управління попитом споживачів полягає в ліцензуванні компаній, які виконують роль агрегатора управління попитом та представляють інтереси групи споживачів[2] на ринку допоміжних послуг. Таким чином саме такі компанії консолідують[3] можливості своїх клієнтів по зміні попиту та реалізовують цю потужність у відповідному сегменті ринку електроенергії.
На законодавчому рівні Європейського Союзу питання управління попитом розглядаються у Директиві 2012/27/EU[4], зокрема у пункті 15.8 прямо вказується на те, що регулятори держав-членів ЄС повинні заохочувати участь агрегаторів на рівні генерації у роботі ринків електроенергії.
На виконання даної директиви 11 країн-членів Європейського Союзу[5] вже розробили нормативну базу для роботи агрегаторів управління попитом електроенергії. Як наслідок, на сьогоднішній день у Європі обліковується понад 22 ГВт потужності керованого попиту, але за оцінками Європейської Комісії цей потенціал до 2030 року буде збільшено до 160 ГВт.
Однією з перших європейських держав, які провадили управління попитом електроенергії була Франція. Починаючи з 2003 року з’явились перші оператори управління попитом, які працювали в роздрібному сегменті[6] з обмеженою потужністю до 10 МВт. Лише за десять років, у 2013 році, після законодавчих змін[7], управління попитом поширилось на французьких промислових споживачів[8]. Протягом 2015 та 2016 року обсяг електроенергії, який пройшов через управління попитом зріс вдесятеро до рівня 10,3 МВт год. Такий тренд спонукав Уряд Франції прирівняти агрегаторів управління попитом до генерації. Як наслідок, в 2017 році був впроваджений механізм компенсації за потужність[9], який передбачав зобов’язання агрегаторів знімати пікові навантаження в обмін на сертифікати. Пізніше був створений тендерний механізм для залучення агрегаторів, промислових та комерційних споживачів для третинного регулювання частоти[10]. На сьогоднішній день, управління попитом відіграє важливу роль у французькому енергоринку, зокрема в сегментах допоміжних послуг, балансуючого ринку, ринку доби наперед та внутрішньодобовому ринку.
Не менш активно тренд управління попитом розвивається у Великобританії, зокрема станом на 2020 рік, частка управління попитом в структурі балансуючих потужностей британської енергосистеми становила 30%[11]. Серед учасників промислові та комерційні споживачі, а також 20 компаній-агрегаторів, зокрема Restore[12], Energy Pool[13], Limejump[14], Kiwi Power[15]. Загалом, продукти управління попитом реалізовуються в ринку допоміжних послуг (регулювання частоти, сегмент резервів) та ринку потужності.
У Німеччині, починаючи із 2016 року, мережеві оператори укладають із споживачами роздрібних ринків щотижневі контракти[16] на управління попитом загальною потужністю 1,5 ГВт. Такий підхід дозволяє стабілізувати режими, особливо у період включення або відключення виробників електричної енергії із відновлювальних джерел.
Управління попитом також привертає увагу інших розвинутих країн світу. Напркилад, програми управління попитом в США діють з часів нафтової кризи, тобто з 70-х років минулого століття. Перша варіація полягала в запровадженні диференційованих тарифів на електроенергію з огляду на години пікового навантаження. Пізніше, в 2005 році, політика управління попитом була згадана у Федеральному законі про енергетичну політику[17], а через два роки в Федеральним законом про енергетичну безпеку[18] був регламентований національний план дій. Втім, враховуючи децентралізовану модель енергоринків (кожен штат має власний роздрібний рівень, а в США існує декілька оптових ринків[19]), поточна практика управління попитом досить різноманітна. Наприклад, на оптових ринках управління попитом використовується для оптимізації режимів функціонування енергосистем, тому станом на 2022 рік обсяг потужностей агрегаторів становив 50 ГВт або 10% від пікового навантаження. У той же час, сумарна потужність управління попитом на роздрібних ринках американських штатів складає 60 ГВт[20]. Така різниця між доступними потужностями пояснюється тим, що в США до програм управління попитом досить широко залучені побутові споживачі, які беруть участь в різноманітних програмах енергопостачальних компаній, зокрема щодо управління навантаженням систем кондиціювання, водонагрівання та опалення[21]. Cеред найбільших американських компаній-агрегаторів є
Поштовхом для впровадження програм управління попитом на енергоринку Японії стала аварія на атомній електростанції Фукусіма в 2011 році. Після цього інциденту були впроваджені пілотні проекти на рівні роздрібного сегменту, які через шість років переросли в повноцінний ринок[22]. Його модель об’єднує понад 10 агрегаторів[23], які використовуючи технологію віртуальних електростанцій керують графіком промислових і комерційних споживачів і продають послугу по зменшенню навантаження на ринку допоміжних послуг та балансуючих резервів. Загалом японський ринок управлінням попиту, порівняно із 2017 роком (1ГВт) зросте до 40 ГВт, що дозволить знизити енергоємність економіки на 30%[24]. Драйвером росту стануть блок-чейн технології[25] та нові конфігурації інтелектуальних енергомереж.
Практику управління попитом енергоринку впровадили інші країни азіатсько-тихоокеанського регіону. Наприклад, Південна Корея з 2014 року впровадила повноцінний ринок управління навантаженням споживачів, який працює на базі Корейської енергетичної біржі[26] за двома програмами: зниження пікового навантаження (системний оператор надсилає диспетчерську команду на розвантаження) та продаж потужностей через агрегаторів на ринку допоміжних послуг. На сьогоднішній день практика управління попитом в Кореї розвивається відповідно до плану, який розроблений до 2030 року[27].
Вище проаналізовані практики управління попитом дозволяють їх класифікувати за трьома групами.
1. Ресурси та інфраструктура. Серед потужностей управління попитом зростає частка генерації із відновлювальних джерел енергії[28], а в децентралізованих урбаністичних системах акцент робиться на сонячних електростанціях[29]. Системи енергорозподілення конструюються із врахуванням контролерів динамічного навантаження, які виконують роль балансу напруги в мережі[30]. Прокладання нових інтелектуальних мереж здійснюється по типу мікросітки із сотами для утворення локальних осередків споживачів[31][32], а до кожного побутового споживача підведена трифазна напруга із накопичувачем[33]. Окрім зберігання електроенергії, використовуються сховища для холодного повітря, яке вироблене кондиціонером у час мінімального навантаження[34].
Впровадження систем управління попитом неможливе без алгоритмів диспетчерського контролю, які виконують задачі: одночасного аналізу споживчого попиту, цін на електроенергію та пропозицій на ринку допоміжних послуг[35]; керування піками[36]; відстежування частоти в енергосистемі[37]; вибір абонента із врахуванням його історії споживання та мінімальним дискомфортом для споживача[38].
2. Споживачі. У програмах управління попитом беруть участь побутові, комерційні та промислові споживачі, які здебільшого об’єднуються компаніями-агрегаторами. Наприклад, у секторі побутових споживачів, для абонентів з низьким рівнем достатку використовується кооперативна схема підключення до програм управління попитом[39]. У той же час, для споживачів з середнім та високим рівнем достатку використовуються індивідуальні системи підключення, які включають побутову техніку, яка розпочинає свою роботу в залежності від цін на електроенергію[40]. Найбільш ефективними учасниками ринку управління попиту є комерційні та промислові споживачі, які використовують найбільш гнучку програму навантаження[41]. Примітно, що розвиток сегменту спонукав до створення імітаційної моделі прогнозування можливостей різних категорій споживачів до роботи на ринку управління попитом[42]. Варто зауважити, що головною умовою участі споживачів є наявність автоматизованих систем обліку електроенергії.
3. Ринки. Ринок управління попитом пропонує енергоринку послуги, які зменшують піки в кривій навантаження[43]; регулюють частоту через модель керованих навантажень[44]; підвищують надійність енергомереж з підключеними об’єктами альтернативної енергетики[45].
Загалом, управління попитом конкурує з генерацією резервів, коли енергомережі стикаються з непередбаченими ситуаціями[46], тому розвиток даного сектору є елементом енергетичної безпеки таких держав, як Канада та Японія.
Більшість проаналізованих країн використовують під час управління попитом понад 5% від пікової потужності споживання, а оплата послуг агрегаторів переважно встановлюється за регульованим тарифом. Одним із наслідків впровадження практики управління попитом є зменшення в середньому до 15% середньозваженої ціни в сегменті ринку доби наперед.
При цьому, спосіб розрахунків з споживачами можливо класифікувати за трьома типами: пряма оплата вкладу в управління попитом; знижка на ціну електроенергію або послугу з доставки; комбінація прямої оплати та різних видів знижок.
Окрім позитивних сторін управління попитом, існують виклики для повномасштабного застосування такої моделі[47]. Перш за все через фінансову капіталоємкість проектів з реконструкції електромереж споживача, зокрема встановлення дороговартісного обладнання. По-друге, кожному досвіду впровадження практик управління попитом характерна інертність в частині прийняття рішення споживачем стосовно його участі в даному проекті.
Висновки
Проведений огляд дозволяє сформулювати критерії для математичного моделювання потенціалу та форми впровадження практики управління попитом на ринку електричної енергії України.
[2] Споживачів, які здатні без збитків для власної діяльності змінювати графік споживання.
[3] Беруть на себе зобов’язання по оснащенню своїх клієнтів технічними засобами для миттєвої зміни графіку навантаження.
[4] Джерело - https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/984_017-12#Text
[5] Франція, Фінляндія, Греція, Німеччина, Ірландія, Італія, Польща, Португалія, Румунія, Словенія, Іспанія. За даними The implementation of the electricity market design to drive demand side flexibility / SmartEn Monitoring Report, March 2022. Джерело - https://smarten.eu/
[6] Побутові споживачі, які брали участь в пілотних проектах отримували грошову компенсацію за своєчасне зменшення обсягів споживання.
[7] Завдяки впровадженню механізму Notifications d’echange de blocs d’effacement (NEBEF), який передбачав регламент обміну повідомленнями між учасниками ринку для продажу попиту. Джерело - https://www.connaissancedesenergies.org/effacement-delectricite-premiere-vente-directe-sur-le-marche-de-gros-220218
[8] 8 січня 2014 р. паперова фабрика Norske Skog Golbey (NSG), розташована у Вогезах, погодилася знизити споживання електроенергії на 33,6 МВт майже на 2 години, протягом ранкового піку попиту: з 8 до 10 ранку.
[9] Джерело - https://www.ifpeb.fr/wp-content/uploads/2017/06/7-RTE-IFPEB-Mecanismes-de-valorisation-effacement.pdf
[10] Третинне регулювання частоти призначене для забезпечення постійної наявності первинних і вторинних резервів, поновлення вторинних резервів, які використані при вторинному регулюванні, для здійснення оперативного коригу- вання режиму, для оптимізації роботи енергосистеми.
[11] The Association for Decentralised Energy. Джерело - https://www.theade.co.uk/
[12] Один із лідерів європейського ринку первинного регулювання та контролю частоти, який агрегував 1,6 ГВт потужностей споживачів. Компанія працює на енергоринках Великобританії, Бельгії, Німеччини та Франції.
[13] Під управління знаходиться 2,5 ГВт потужностей споживачів, які загалом зібрані з ринків Туреччини, Польщі, Франції, Великобританії та Японії. Джерело - https://www.energy-pool.eu/en/
[14] Дана компанія-агрегатор вирізняється тим, що вперше використала віртуальні електростанції в питаннях управління попитом. Примітно, що власником акцій Limejump є нафтогазовий концерн Shell. Джерело - https://www.limejump.com/
[15] Власником компанії-агрегатора Kiwi Power є французький холдинг Engie. Джерело - https://www.kiwipowered.com/
[16] Джерело - https://www.gesetze-im-internet.de/ablav_2016/
[17] Джерело - https://www.govinfo.gov/content/pkg/PLAW-109publ58/pdf/PLAW-109publ58.pdf
[18] Джерело - https://www.epa.gov/laws-regulations/summary-energy-independence-and-security-act
[19] Один із найбільших оптових ринків США – PJM. Продукти управління попитом поділяються на дві категорії – економічні та протиаварійні.
[20] Federal Energy Regulatorу Commission. Джерело - https://www.ferc.gov/sites/default/files/2021-12/2021%20Assessment%20of%20Demand%20Response%20and%20Advanced%20Metering%20DEC%202021.pdf
[21] Джерело - https://sepapower.org/2019-utility-demand-response-market-snapshot-highlights/
[22] Джерело - https://www.meti.go.jp/english/press/2016/1228_001.html
[23] Найбільший агрегатор компанія Enernoc, який займає 10% японського ринку. Дана компанія працює в інших країнах світу, загалом портфель потужностей складає 6 ГВт від 8 тисяч абонентів. Джерело - https://www.enel.com/
[24] Джерело - https://www.frost.com/frost-perspectives/asia-pacific-region-demand-response-ready/
[25] Білявський М.Л. Трансформація-2050: Що потрібно енергетичній галузі для діджиталізації? Джерело - https://razumkov.org.ua/statti/transformatsiia-2050-shcho-potribno-energetychnii-galuzi-vid-didzhytalizatsii
[26] Джерело - https://new.kpx.or.kr/eng/
[27] Джерело - https://policy.asiapacificenergy.org/node/3844#:~:text=The%208th%20Basic%20Plan%20for,on%20coal%20and%20nuclear%20sources.
[28] Джерело - https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1876610214029683?via%3Dihub
[29] Rahman, M.; Arefi, A.; Shafiullah, G.M. Penetration Maximisation of Residential Rooftop Photovoltaic Using Demand Response. In Proceedings of the 2016 International Conference on Smart Green Technology in Electrical and Information Systems (ICSGTEIS), Bali, Indonesia, 6–8 October 2016.
[30] Джерело - https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0142061517311493?via%3Dihub
[31] Джерело – https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1364032117311188?via%3Dihub
[32] Джерело - https://ieeexplore.ieee.org/document/7876724
[33] Джерело - https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2212827115004746?via%3Dihub
[34] Jia, X.; Xia, Q.; Chen, Q.X. Piecewise Price Mechanism to Induce Demand Response in Smart Grid. In Proceedings of the 2012 China International Conference on Electricity Distribution (CICED), Shanghai, China, 10–14 September 2012; pp. 2–5.
[35] Sachdev, R.S.; Singh, O. Consumer’s Demand Response to Dynamic Pricing of Electricity in a Smart Grid. In Proceedings of the 2016 International Conference on Control, Computing, Communication and Materials (ICCCCM), Allahbad, India, 21–22 October 2016.
[36] Джерело - https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S2352467716000035?via%3Dihub
[37] Bao, Y.-Q.; Li, Y. Optimal Design of Demand Response in Load Frequency Control. In Proceedings of the 2014 IEEE PES Asia-Pacific Power and Energy Engineering Conference (APPEEC), Hong Kong, China, 7–10 December 2014; pp. 2–5
[38] Jain, M.; Chandan, V.; Minou, M.; Thanos, G.; Wijaya, T.K.; Lindt, A.; Gylling, A. Methodologies for Effective Demand Response Messaging. In Proceedings of the 2015 IEEE International Conference on Smart Grid Communications (SmartGridComm), Miami, FL, USA, 2–5 November 2015; pp. 453–458
[39] Ma, K.; Hu, G.; Spanos, C. Cooperative Demand Response Using Repeated Game for Price-Anticipating Buildings in Smart Grid. In Proceedings of the 2014 13th International Conference on Control Automation Robotics & Vision (ICARCV), Singapore, 10–12 December 2014; pp. 10–12
[40] Джерело - https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0306261916313538?via%3Dihub
[41] Wollsen, M.G.; Kjergaard, M.B.; Jorgensen, B.N. Influential Factors for Accurate Load Prediction in a Demand Response Context. In Proceedings of the 2016 IEEE Conference on Technologies for Sustainability (SusTech), Phoenix, AZ, USA, 9–11 October 2016
[42] Джерело - https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1876610215020408?via%3Dihub
[43] Джерело - https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1876610215023346?via%3Dihub
[44] Джерело - https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2352467716300030?via%3Dihub
[45] Джерело - https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0957178716300947?via%3Dihub
[46] Джерело - https://ieeexplore.ieee.org/document/6670131
[47] Джерело - https://publications.tno.nl/publication/34639482/Gliqt5/TNO-2022-P10368.pdf
