​​​​Несмотря на усилия в реализации дорожной карты Энерджинет по совершению законодательства в области электроэнергетики, интерес к теме систем накопления электроэнергии (СНЭ, по-иностранному это дело называется BES – Battery Energy Storage) продолжает расти. При этом экономическая целесообразность реализованных немногочисленных проектов остается туманной. Предлагаем заглянуть в те страны, где на каждом шагу стоят СНЭ и чихнуть негде, чтобы не наткнуться на накопитель.

Например, в Германии для коммерциализации СНЭ (назовем их #дойченакопители) используется механизм резерва частотного регулирования (нем. Primärregelleistung (PRL), англ. FCR – Frequency Containment Reserve), про который мы вам сейчас и расскажем.

Тут сделаем дисклеймер. Ясно, что довольно сложно обсуждать в общих чертах рынки балансирующих услуг, особенно в глобальном масштабе – требования системных операторов в разных странах разные. Однако стоить отметить, что характеристики технических решений (в данном случае СНЭ, но могут быть и другие), такие как продолжительность работы, время выхода на пиковую мощность и т.п. очень часто сопоставимы – это и называется глобализация, друзья.

Для объяснения общей концепции мы сосредоточимся на правилах частотного регулирования, принятых для ENTSO-E (Европейская сеть операторов передающих систем TSO в Европе). Тем, кто любит почитать, порекомендуем документы: гайдлайн для операторов магистральных сетей (SOGL) и гайдлайн по балансирующему рынку (EB-GL) - они содержат детали работы FCR. Члены ENTSO-E, участвующие в FCR, образуют FCR Cooperation.

​​#дойченакопители
​​FCR Cooperation – это одиннадцать операторов магистральных сетей (Transmission System Operator – TSO) из восьми стран Европы. Этот кооператив “Частотное регулирование” представляет собой общий рынок. Если недостаток генерации в операционной зоне одного из TSO, входящих в ассоциацию, вызывает снижение частоты, то генерирующие мощности всей FCR Cooperation могут быть использованы для поддержания баланса мощности в сети и удержания частоты в заданных пределах. Тот же принцип действует и при избытке генерации. Целью FCR является улучшение условий балансирования рынка за счет эффективной конкуренции и прозрачности при предотвращении недопустимых отклонений частоты.

Для того чтобы постоянно поддерживать нормальную частоту 50 Гц в энергосистеме Германии, четырем немецким TSO (Amprion, 50Hertz, TenneT, TransnetBW) необходим инструмент, способный компенсировать непредвиденные ее колебания в течение нескольких секунд. Таким инструментом является первичный резерв управления, который должен быть доступен в течение 30 секунд для предотвращения отключения электроэнергии (отключения – это крайний способ поддержания нормальной частоты в системе). Таким образом, первичный резерв является наиболее распространенным видом управления частотой в энергосистеме. Он активируется автоматически и является немедленной реакцией на отклонение частоты сети от допустимого рабочего диапазона.

​​​​#дойченакопители

Поскольку FCR реагирует на краткосрочные нарушения баланса частоты в сети и предназначен в первую очередь для смягчения краткосрочных изменений нагрузки, в соответствии со стандартами ENTSO-E полная активация резерва должна быть доступна в течение 30 секунд и охватывать период в 15 минут на каждый инцидент.

В отличие от третичного (Minutenreserveleistung – MRL / Manual Frequency Restoration Reserve – mFRR) или вторичного (Sekundenreserveleistung – SRL / automatic Frequency Restoration Reserve – aFRR), первичный резерв не активируется по команде TSO, а зависит от частоты. Поставщик первичного резерва (например, оператор СНЭ) независимо измеряет частоту в сети в точке генерации или потребления и немедленно реагирует на её изменение, избегая потери драгоценного времени, которые могли бы быть вызваны необходимостью коммуникации между различными организациями, контролирующими органами и т.п. Такой принцип работы позволяет добиться быстрой балансировки частоты в сети.

Нашим дорогим читателям конечно же хорошо известно, что в Европе нормальная частота в сети равна 50 Гц и в диапазоне 49,99-50,01 Гц регулирование частоты не осуществляется. Первичное регулирование частоты происходит в диапазоне 49,8-50,2 Гц. При падении частоты ниже 49,99 Гц или ее росте выше 50,01 Гц автоматически задействуется первичный резерв, оператор которого обязан противодействовать изменению частоты.

Например, при частоте сети
49,99 Гц производитель электроэнергии должен в течение нескольких секунд нарастить предлагаемый им первичный резерв и полностью обеспечить его, когда частота снизится до 49,8 Гц. В то же время, начиная с частоты сети 50,01 Гц, он должен противодействовать повышению частоты сети путем снижения мощности, подаваемой в сеть, и обеспечить весь первичный резерв, которым он управляет, когда частота сети достигнет
50,2 Гц.

Механизм простой: если частота падает – СНЭ разряжается и отдает электроэнергию в сеть. Частота растет – СНЭ принимает электроэнергию и заряжается.

Согласно требованиям к первичному резерву для обеспечения стабильности сети в синхронной зоне Континентальной Европы постоянно находится в готовности к активации 3000 МВт положительного и отрицательного резерва первичного регулирования. Указанный объем резерва равен суммарной мощности двух крупнейших электростанций в этой зоне.

​​​​Продолжаем #дойченакопители
Как устроен рынок частотного регулирования?

Конструкция рынка возникает в результате взаимодействия системных операторов, входящих в ENTSO-E, и ответственных государственных органов. TSO предлагают государственным органам запросы на рынок закупок резерва частотного регулирования (FCR) и необходимые условия. Зона действия ENTSO-E определяет необходимый спрос на FCR. Поскольку зона ENTSO-E является синхронной, предоставление балансирующей энергии распределяется солидарно между участвующими TSO.

Аукцион проводится ежедневно по шести четырехчасовым блокам, закупка происходит для следующего дня. Тендер на FCR размещается каждый день в 8 часов утра по центрально-европейскому времени. Заявки на аукционе являются симметричными, что означает, что поставщики предложений должны закупать одинаковый объем как положительного, так и отрицательного первичного резерва (то есть участвующая в FCR система в идеальном случае должна в нужный момент как отдать электроэнергию, так и принять - прекрасные условия для СНЭ и ГАЭС).

Каждая TSO собирает все предложения в пределах своей операционной зоны и сортирует их в общий список по количеству предлагаемой мощности. Далее требуемый объем FCR выставляется на аукцион и поставщики с самыми дешевыми заявками забирают эти предложения.

​​Что-то мы отвлеклись в последнее время... август, артподготовка к осеннему обострению... Тем временем, системы накопления электроэнергии, последовательно заряжаясь и разряжаясь, планомерно занимают свою немаленькую нишу в европейской энергетике. Поэтому продолжаем #дойченакопители

В отличие от обеспечения вторичного резерва, спрос на первичный резерв определяется не отдельно в каждой из операционных зон четырех немецких TSO, а в зоне ENTSO-E в целом.
Каждый участник FCR имеет различный спрос на первичный резерв и различные технические возможности для его поставки, всё отличается от страны к стране. Например, Германия предъявляет спрос на FCR в размере 562 МВт, в то время как спрос Словении составляет 15 МВт на 2021 год. Объем корректируется ежегодно на основе фактически потребленной мощности.

В Германии торги первичным резервом проводились для всего немецкого контрольного блока на сайте www.regelleistung.net ежедневно до 1 июля 2019 года, а с 1 июля 2020 года - каждые четыре часа (те самые 6 блоков по 4 ч).

В заявке всегда указывается предлагаемой мощность FCR и требуемая за нее цена. Минимальное округление для FCR составляет ±1 МВт. То есть если мощность вашей аккумуляторной системы 5,5 МВт, то коммерциализировать получится только 5 МВт (либо если в вашем энергетическом портфеле несколько активов, которым позволено участвовать на рынке первичного резерва мощности, например, два СНЭ по 5,5 МВт, то их можно соединить и коммерциализировать на рынке 11 МВт).

И снова #дойченакопители ​​Как вознаграждается первичный резерв?
Вознаграждение в первичном резерве основано исключительно на цене мощности. Стоимость электроэнергии не взимается, поскольку соотношение между положительной и отрицательной поставляемой мощностью в среднем за период тендера уравновешивается.

С 2009 года в целом наблюдается тенденция к снижению цен на мощность для первичного резерва регулирования. В некоторые месяцы втечение года цены на мощность подвержены большим колебаниям.

К примеру, в 2009 году можно было за каждый 1 МВт мощности первичного резерва в среднем получить 16 тыс. евро, а в течение 10 лет цена упала примерно до 5,5 тыс. евро.

Так же как и в солнечной энергетике (рекомендуем ознакомиться с предыдущими записями по хэштегу #дойчэнерго), весь рынок FCR является серьезным факторов для развития новых технологий, в т.ч. СНЭ в европейских странах и в частности в Германии. В начале десятых цены на накопители были существенно выше, так как выше была стоимость ячеек аккумуляторов. Логично, что по прошествии времени стоимость на FCR будет падать, так как снижается себестоимость СНЭ. Рыночные механизмы в действии.

Возвращаемся к серии #дойченакопители
Есть ещё один из двух главных способов коммерциализации батарей на немецком рынке электроэнергии, называемый dezentrale Einspeisung или DZE. По-русски это плата за децентрализованную генерацию. Но по сути в ней скрыто два платежа (точнее один платеж и одно освобождение от платежа).

Для объяснения откуда взялся платеж за децентрализованную генерацию, сделаем шаг назад.

Надеемся, что нашим дорогим читателям объяснять не надо, что электрические сети в Европе ещё недавно децентрализованными являлись далеко не всегда. Ранее электростанции практически всегда находились там, где ближе всего их ресурс для снабжения крупных производств/городов, а далее электроэнергия транспортировалась по линиям высокого напряжения (>110 кВ), после чего трансформировалась для энергоснабжения более удаленных потребителей.

При отсутствии децентрализованной (местной) генерации вся потребляемая электроэнергия приходит по итогу из сети высокого напряжения. Соответственно, тариф за электроэнергию для конечного потребителя должен включать в себя плату за сеть (Netzentgelte - NE) - то есть за строительство и обслуживание всех линий и подстанций, с помощью которых эта электроэнергия передается.

Теперь же (в последние 20 лет) появилось действительно много различных вариантов генерации электроэнергии на среднем и низком напряжении. Это значит, что появилась возможность воспользоваться электроэнергией, когда это необходимо, без участия высоковольтных сетей.
Аккумуляторные хранилища как раз попадают под эту категорию, как не использующие сети высокого напряжения, поэтому была введена новая категория - „Платы за избежание пользования сетью“, выплачиваемая оператором магистральных сетей операторам батарей и децентрализованной генерации.

Операторам магистральных сетей выгодно, чтобы кратковременная проблема снижения/повышения нагрузки была решена локально, без необходимости поиска и перенаправления энергии от других энергорайонов.

Децентрализованная подача электроэнергии от батарей позволяет избежать использования высоковольтной сети, то есть экономия затрат налицо. С 2018 года тарификация таких выплат приведена в соответствующем законе (Netzentgeltmodernisierungsgesetz (NeMOG)). Чуть подробнее об этом в нашем посте по тэгу #дойчэнерго https://tttttt.me/energyda/383