Коли інвестиції штрафують

Україна гостро потребує установок зберігання енергії (УЗЕ).
Накопичувачі дозволяють розширити використання відновлюваної генерації, підвищити гнучкість системи, балансувати виробництво та споживання, компенсувати дефіцит маневрових потужностей в умовах війни та атак на енергетичну інфраструктуру. Через це зміни регуляторних правил, які впливають на економіку таких проєктів, мають особливе значення.
Зараз НКРЕКП розглядає проєкт постанови "Про затвердження змін до методики (порядку) формування плати за приєднання до системи передачі та системи розподілу" (щодо реалізації закону №4777 про вдосконалення функціонування енергетичних ринків, конкурентних умов виробництва електроенергії з ВДЕ та посилення енергетичної стійкості). На перший погляд, це суто технічний документ, проте окремі його положення можуть створити додаткові бар"єри для інвестицій у сектор. Плата за неіснуюче приєднання Уявімо просту ситуацію.
Є приєднана до мережі сонячна електростанція, яка має інфраструктуру та сплачену потужність.
Інвестор вирішує встановити поруч систему накопичення енергії, яка підключається до внутрішніх мереж станції. Якщо при цьому не потрібно будувати нові лінії, реконструювати підстанцію або виконувати інші роботи в мережах оператора системи розподілу (ОСР), логічним є питання, за що потрібно повторно сплачувати плату за приєднання? Чинна редакція кодексу систем розподілу врегульовує такі ситуації і дозволяє оплачувати лише роботи, необхідні для відбору електроенергії.
Натомість запропоновані зміни створюють ризик, що навіть за відсутності додаткових робіт у мережах ОСР може виникнути вимога повторної сплати за приєднання. Це нагадує ситуацію, коли власника квартири змушують вдруге оплачувати підключення до інтернету лише тому, що він купив новий роутер. Подвійна оплата потужності Інше суттєве питання – нова формула розрахунку плати за нестандартне приєднання.
Проєкт методики передбачає, що плата визначатиметься як сума двох складових: плата = потужність відбору x ставка для споживання + потужність відпуску x ставка для генерації + лінійна складова. Тобто враховується потужність, яку об"єкт може споживати з мережі, і потужність, яку він може видавати в мережу.
Тут виникає проблема.
УЗЕ не заряджається та не розряджається на повну потужність одночасно.
Якщо батарея заряджається на 10 МВт, вона не може одночасно видавати ті самі 10 МВт у мережу. Читайте також Світло без переплат: як узяти кредит під 0% на генератор, акумулятор та сонячні панелі Фізично оператор системи розподілу будує одну точку приєднання, одну підстанцію та одне мережеве обладнання, яке проєктується для максимально можливого потоку потужності, а не для суми режимів роботи.
Іншими словами, мережа резервує 10 МВт, а не 20 МВт.
Проте запропонована формула пропонує оплатити обидва режими окремо.
Такий підхід економічно необґрунтований. Більш справедлива модель Доцільно використовувати принцип максимальної потужності, який відповідає реальним витратам на мережеву інфраструктуру.
У спрощеному вигляді формула може виглядати так: плата = max (вартість відбору, вартість відпуску) + лінійна складова.
Замість підсумовування двох режимів обирається більша величина. Наприклад, потужність відбору 10 МВт, потужність відпуску 2 МВт.
У такому випадку мережа будується для 10 МВт, а не для 12 МВт.
Більша величина повинна визначати вартість приєднання.
Це дозволяє уникнути подвійного обліку однієї й тієї самої потужності і краще відповідає фізиці роботи енергосистеми. Чому це важливо Може здатися, що йдеться лише про технічну формулу.
Насправді йдеться про значно більше.
Системи накопичення енергії є одним з ключових елементів сучасної енергосистеми.
Парадокс у тому, що Україна одночасно скаржиться на дефіцит гнучкості в системі та обмежує значні обсяги відновлюваної генерації. В Україні встановлено майже 10 ГВт сонячних електростанцій.
У години пікової генерації енергосистема змушена обмежувати сонячні потужності до 3 ГВт.
Ба більше, за ці обмеження система ще й платить виробникам компенсації. Маємо ситуацію, коли чиста електроенергія виробляється, але не може бути використана через нестачу гнучких потужностей та систем накопичення енергії.
УЗЕ могли б накопичувати цей надлишок удень і повертати його в мережу ввечері, зменшуючи потребу в обмеженнях генерації, імпорті та дорогому балансуванні. У найближчі роки доведеться нарощувати обсяги систем накопичення.
Зараз мова йде про сотні мегаватів, а для ефективного використання наявної та майбутньої відновлюваної генерації можуть знадобитися кілька гігаватів накопичувачів. Саме тому регуляторні рішення, які збільшують вартість будівництва УЗЕ або створюють додаткові бар"єри для інвесторів, працюють проти потреб системи.
Неможливо одночасно говорити про розвиток накопичувачів і створювати умови, за яких інвестору пропонують платити двічі за одну мережеву інфраструктуру. Кожна додаткова необґрунтована гривня витрат збільшує строк окупності таких проєктів і зменшує їх інвестиційну привабливість чи не вдвічі, тому питання полягає не лише в окремих пунктах нормативного акта.
Питання ширше: Україна буде стимулювати інвестиції в сучасні технології та енергетичну гнучкість чи створюватиме регуляторні бар"єри там, де для цього немає технічних підстав? План стійкості енергосистеми не може будуватися на штрафах за інвестиції, регуляторна політика має стимулювати розвиток накопичувачів енергії. Співавтор – Сергій Михайлевський, ТОВ "Енергоінвест"