Агрегація на ринку електроенергії – це новий перспективний напрямок діяльності, що дозволяє інтегрувати розподілені енергетичні обʼєкти та ефективно керувати ними у відповідь на запити системного оператора. В умовах трансформації енергетичного ринку України цей механізм набуває особливого значення для балансування системи та підвищення її стійкості. Про роль агрегатора, бізнес-модель та залучення споживачів до ринку електроенергії в інтервʼю ExPro розповів Сергій Кравчук, директор трейдингу та постачання електроенергії групи компаній KNESS.
На фото Сергій Кравчук, директор трейдингу та постачання електроенергії групи компаній KNESS
В чому полягає суть такого виду діяльності як агрегація на ринку електроенергії? І для кого це є актуальним зараз в Україні?
Запит на управління електроустановками на стороні споживача або залучення розподіленої генерації до процесів балансування ОЕС України у оператора системи передачі є досить давно. Варто розуміти, що таке розподілене споживання або генерація – досить малопотужне, в розрізі окремих об’єктів, але кількісно його багато та і загалом сумарна потужність такого ресурсу вже налічує сотні мегават. Тому потрібно було створити профільний вид діяльності, зміст якого полягав би у об’єднанні таких об'єктів, призначених для споживання, виробництва, зберігання або їх мікс, для того, щоб мати можливість змінювати, на запит диспетчерів, їх графіки відбору або відпуску електричної енергії. Це основа того, що лягло в діяльність з агрегації.
Що є спільного з балансуючими групами в агрегації? В чому полягає різниця?
Різниця є, вона досить таки принципова. Свого часу, коли напрацьовувались положення, що лягли в основу закону про "зелену" трансформацію енергосистеми України №3220-IX, було проведено ряд робочих зустрічей з оператором системи передачі, Регулятором, учасниками ринку, на яких, серед іншого, обговорювали відмінність між Агрегатором, що відповідає за роботу агрегованої групи та СВБ (ред. сторона, відповідальна за баланс), яка врегульовує небаланси в межах балансуючої групи.
Основна різниця в тому, що СВБ об'єднує в собі учасників ринку, тобто, юридичних осіб з метою мінімізації небалансів, проте він немає ресурсного об’єкту. Разом з тим агрегована група має свій ресурсний об'єкт з інтегрованими характеристиками учасників агрегованої групи.
І, коли диспетчер ОСП віддає, наприклад, команду на завантаження або на розвантаження, він оперує саме ресурсним об'єктом агрегатора. Натомість, коли ми говоримо про балансуючу групу, про СВБ і, наприклад, про виробника, який знаходиться в цій балансуючій групі, команда диспетчера зосереджена безпосередньо на установку такого виробника.
Для агрегатора важливе і територіальне розташування об'єктів, так?
На етапі напрацювання концепту діяльності агрегатора обговорювалася можливість роботи єдиної установки, яка б не мала територіальної привʼязки. Проте, після обговорень та комплексного аналізу питання, все ж таки зупинилася на ідеї створення і ведення діяльності учасників агрегованої одиниці з прив'язкою до оператора системи розподілу. Чому так? Тому, що інколи для того, щоб балансувати, наприклад, систему загалом, необхідно враховувати топологію мережі, її режими функціонування та фізичну можливість мереж ОСР до транспортування електроенергії від/до установки, що входить в агреговану одиницю.
Тому, так, є обмеження щодо формування агрегованих одиниць. І це обмеження стосується потреби враховувати територіальну сегментизацію операторів системи розподілу саме для можливості балансувати загальне виробництво і споживання електроенергії в рамках енергосистеми.
Чи є обмеження якісь для потужності об'єктів?
Так, є певні обмеження. Згідно з законом і правилами ринку електроустановки, які призначені для виробництва електроенергії, не мають перевищувати 20 МВт потужності. Щодо інших потенційних учасників агрегованої групи - обмежень по потужності немає.
Хто є потенційними учасниками агрегованої групи?
Я б їх розділив на чотири окремі групи.
Перша група – це споживачі, які можуть брати участь у ‘demand response’ (керуванні попитом), тобто мати можливість змінювати свій графік споживання електроенергії у відповідь на ринкові сигнали. Звісно, для споживача це непрофільний вид діяльності і потрібно буде залучати внутрішній ресурс, в тому числі і управлінський, для роботи на ринку електроенергії. Але тут присутній вагомий профіт - можливість значно заощаджувати на закупівлі електроенергії завдяки роботі на балансуючому ринку через агрегатора. На нашу думку, якраз це може сприяти залученню значної кількість споживачів до процесів балансування.
Друга група – це активні споживачі. Мова йде про споживачів, які мають у власності установки, призначені для виробництва, зберігання електричної енергії, і, безпосередньо, споживання. Активні споживачі, як ми вбачаємо, це цільовий клієнт для бізнес-моделі агрегатора. Наразі, кількість таких малопотужних електроустановок, напевно, налічує вже сотні мегават. Тож для оператора системи передачі, це можливість використати цю потужність для процесів балансування, а безпосередньо для самого споживача - це про можливість отримати додаткову ліквідність на його інвестицію завдяки співпраці з агрегатором. Річ у тім, що за останні 2 роки були періоди, коли споживачів значно обмежували у споживанні електроенергії і вони інвестували у власну генерацію - СЕС, УЗЕ тощо. І наразі, коли відключень менше або їх немає, у таких споживачів генерація або потребує окремого ресурсу на управління, або “простоює” очікуючи відключень. Якщо вони приєднаються до агрегованої групи буде можливість через агрегатора задіяти ці установки на більш маржинальних сегментах ринку – балансуючому й ринку допоміжних послуг. І це про win-win ситуацію. Оскільки, такі установки мають низьку одиничну встановлену потужність, відповідно вони не можуть самостійно працювати на вказаних сегментах ринку. А якщо агрератор об'єднає 3-5 таких установок, їх інтегровані характеристики будуть відповідати вимогам і щодо мінімальної потужності, і щодо швидкості реакції на зміну потужності згідно з вимогами оператора системи передачі. Таким чином, активні споживачі зможуть по-максимуму використовувати власні електроустановки.
Третя група – це виробники електричної енергії. В рамках цієї категорії, варто звернути увагу на певну проблематику. Зараз, досить багато збудовано, в тому числі комунальними підприємствами, когенераційних, газотурбінних, газопоршневих установок. Більшість з яких лише на етапі освоєння діяльності з виробництва електроенергії на ринкових умовах. В паралель, згідно з вимогами ринку, такі електроустановки мають зобов'язання надавати певні послуги з балансування, тобто подавати заявки на завантаження чи розвантаження на балансуючому ринку. Це є не найпростішою процедурою. Але, якщо такі виробники доєднаються до агрегованої групи, агрегатор зможе представляти їх інтереси на ринку. І щобільше — спростити поріг входу для таких виробників саме на маржинальні сегменту ринку завдяки відповідному досвіді й експертизі агрегатора.
І четвертий сегмент – це оператори установок зберігання енергії. Це, напевно, найбільш цікава категорія учасників, оскільки вони шляхом входу в агреговану групу можуть працювати фактично на всіх сегментах ринку. І як додатковий профіт - агрегатор дозволить їм надавати послуги більш кваліфіковано й отримувати мінімум штрафних санкцій.
Окремою категорією для вступу в агреговану групу є зарядні станції для електроавтомобілів. Наприклад, у країнах Європейського Союзу досить поширена послуга vehicle-to-grid, яка передбачає використання зарядних станцій у вигляді додаткового ресурсу на ринку електроенергії. Завдяки механізму агрегації такі практики тепер будуть доступні і в Україні.
Якщо умовна установка зберігання енергії, наприклад, виграла в аукціонах «Укренерго» на допоміжні послуги, вона ж може все одно працювати в рамках агрегації?
За результатами спеціальних аукціонів, переможці уклали договори, згідно з якими мають прямі зобов'язання перед ОСП сертифікувати свою електроустановку. Це говорить про те, що наразі, переможці не можуть делегувати третій стороні процес проходження сертифікації і відповідно - надання допоміжних послуг. Тому вказана категорія учасників ринку не може працювати в складі агрегованої групи, надаючи послуги, наприклад, з резерву підтримки частоти або резерву відновлення частоти. Разом з цим, нещодавно, оператор системи передачі презентував концепцію делегування прав та зобов'язань за договором про постачання допоміжних послуг, у якій в тому числі, передбачається можливість делегування надання допоміжних послуг через агрегатора. Ми підтримуємо таку ідею.
А яка може бути роль агрегатора в рамках застосування графіків відключення? Острівний режим?
Я б тут звернувся спочатку до європейського досвіду, оскільки в Європі комунікація між ОСР і агрегатором досить тісна. Є окремий вид послуги, що називається “підсиленням мережі”, яку ОСР може замовляти у агрегатора. Агрегатор своєю чергою надає цю послугу, використовуючи власний ресурс - це об’єднані електроустановки, споживачі, що локалізовані на території цього ОСР. І така модель досить широко використовується в країнах Європи. Якщо говорити про українські реалії, таких окремих послуг наразі немає. Є виключно допоміжні послуги чи послуги з балансування, які закуповує ОСП.
Чи багато зараз в Україні агрегованих груп працює?
Наскільки я знаю, 4, включно з нами, які точно працюють. Я думаю, що поріг для входу на цей сегмент ринку досить таки немалий.
Чому?
Тому, що агрегатор в собі поєднує дві ролі. Перша роль – це СВБ, тобто є стороною відповідальної за баланс своєї одиниці агрегації. І, до речі, він не може передавати цю відповідальність шляхом вступу в будь-які інші балансуючі або агреговані групи.
Друга – це диспетчеризація, тобто виконання графіка та команд ОСП. А для цього потрібні як мінімум відповідні програмно-апаратні комплекси, ресурсний капітал та експертиза.
А яким чином відбувається торгівля? Тобто ви маєте договори з учасниками групи про те, що ви використовуєте їх ресурс?
Механізм роботи агрегатора на ринку та його взаємодія із учасниками його агрегованої групи врегульовано, зокрема Законом України “Про ринок електричної енергії”, Постановою НКРЕКП “Про затвердження ліцензійних умов з провадження господарської діяльності з агрегації”, а також договорами про участь в агрегованій групі. В рамках вказаного договору якраз і окреслюється комплексна “картинка” взаємодії між агрегатором та учасником агрегованої групи. Це, зокрема, порядок взаєморозрахунків, що включає плату за куплену або продану електричну енергію, за адміністрування, перебування електроустановки споживача, виробника чи оператора УЗЕ в агрегованій групі тощо.
Тобто, фактично, учасники отримують гроші від продажу електроенергії, але Агрегатору платять частину за управління?
В межах оптового ринку, особою, яка представляє інтереси своєї агрегованої групи, є безпосередньо агрегатор. Він здійснює купівлю-продаж електроенергії або надання послуг на різних сегментах ринку, зокрема, на балансуючому ринку, “на добу наперед”, внутрішньодобовому, ринку допоміжних послуг. Ринок “бачить” лише агрегатора, відповідно, з ним і розраховуються. Далі агрегатор в межах своєї групи, згідно договору, здійснює взаєморозрахунки з кожним учасником.
Найбільш цікавими сегментами є той же РДН та ринок двосторонніх договорів?
Ми пропрацьовували певну торгову стратегію і бачимо все-таки певний мікс сегментів ринку, де варто використовувати інтегровану установку. Однозначно пріоритетними є ринок допоміжних послуг і балансуючий ринок - вони є найбільш маржинальними з точки зору цінового спреду. Також, на балансуючому ринку є можливість сальдувати обсяги купленої-проданої електроенергії, щоб не нарощувати певну кредиторську заборгованість перед ОСП. Наступні сегменти, по спаданню маржинальності, це ринок «на добу наперед» та ринок двосторонніх договорів, але робота на цих ринках гарантує стабільні та прогнозовані взаєморозрахунки.
А чи може бути теоретично імпорт та експорт в цій моделі? Чи через те, що це не такі великі обсяги, то в цьому немає особливого сенсу?
Ми не профілюємо агрегатора як великого трейдера. Трейдер – це про оптові закупівлі і продажі електроенергії постачальникам, або іншим трейдерам.
Агрегатор – це все ж про цінність поєднання функцій СВБ і диспетчера.
Якщо говоримо про диспетчеризацію, то для цього мають бути певні технічні моменти, програмне забезпечення. Це все на боці агрегатора, так?
Саме так.
Чи є з цим складнощі? Чи ви розробляєте своє програмне забезпечення? Чи воно є достатньо затратним для роботи агрегатора?
Це одна з конкурентних переваг і особливостей агрегатора. Тому, цьому потрібно приділити досить таки значну увагу. Коли я говорив про той поріг до входу на ринок агрегаторів, я мав на увазі складність організації системи управління розподіленими об'єктами. Їх багато, потрібно відлагодити канали зв'язку, постійно здійснювати моніторинг і управління графіком споживання, або відпуску, або зберігання електроенергії. Також, потрібно налагодити комунікацію із власниками електроустановок з точки зору її доступності в певні проміжки доби. Ми наразі проводимо автоматизацію системи подачі графіків доступності електроустановок для задіяння їх на тому чи іншому сегменті ринку.
В рамках цього також варто враховувати специфіку роботи кожної електроустановки. Якщо ми говоримо про когенерацію, то варто зважати на певний режим її роботи, наявність пального і так далі.
Якщо ми говоримо про УЗЕ, це складніше. Потрібно поєднати систему управління, яка є у агрегатора, з EMS-системою, тобто системою управління УЗЕ, що дає моніторинг усіх параметрів установки.
І поєднання такого складного міксу в комплексну систему управління потребує відповідної кваліфікації та експертизи “на борту” у агрегатора.
Тобто ваше обладнання має стояти на кожній з установок, на батарейці і так далі? Це дороговартісне обладнання?
Так, має бути обладнання, що даватиме можливість підключати електроустановку учасника агрегованої до єдиної системи управління агрегатора. Щодо ціни на таке обладнання, то напевно, в кожного є своя бізнес-модель, спираючись на те, у чиїй власності знаходиться це обладнання, хто відповідає за відлагодження каналів зв'язку, налаштування телеметрії тощо.
Це може і не агрегатор робити, це може бути і власник установки?
Це гнучка модель. Тобто обладнання може бути і у власності агрегатора чи власника електроустановки.
Яка роль установок зберігання енергії? У KNESS достатньо амбітні плани щодо батарейок. Чи ваші проєкти, які ви розвиваєте зараз, пов'язані з агрегацією на ринку?
Вони пов'язані в багатьох аспектах.
Почну з роздрібного ринку, оскільки цільовим клієнтам для агрегатора все-таки бачимо учасника роздрібного ринку. Разом з цим, учасників оптового ринку це ніяк не обмежує щодо участі в агрегації.
Наразі, ми виводимо на ринок продукт і вже є успішні кейси. Коли ми реалізовуємо за власний рахунок, використовуючи модель третьої сторони і активного споживача, об'єкт генерації з приєднанням до внутрішніх мереж споживача, укладанням договору купівлі-продажу електроенергії з такого об'єкта (мова йде про СЕС), і продажу протягом певного визначеного періоду.
По проходженні цього періоду ми безкоштовно віддаємо електроустановку у власність споживача. Ми наразі напрацьовуємо також продукт, коли будуємо не тільки СЕС, а й установку зберігання енергії, тобто СЕС+УЗЕ, з подальшим продажем електроенергії кінцевому споживачу, надання послуг з безперебійності живлення, можливість роботи в острівному режимі протягом якогось певного періоду.
Тобто це поки тільки для власних мереж?
Я б розділив це на два напрями. Перший – це про забезпечення споживача електричною енергією. А другий – паралель до першого – це надання допоміжних послуг і послуг з балансування для ОСП через агрегатора.
Це достатньо стратегічний продукт, він новий на ринку.
Яка є складність із побудовою батарейок для об'єктів? Це ж достатньо дороговартісна технологія. І чи вигідною є вказаний вами новий продукт? Якщо будувати з батарейкою, чи зберігає це ту економічну доцільність?
На сьогодні дохідність і окупність інвестицій у реалізацію СЕС+УЗЕ є кращою, від “традиційного” будівництва СЕС для роботи в ринок. Реалізації 1 МВт*год встановленої потужності УЗЕ вдвічі дешевша за 1 МВт потужності СЕС. Разом з цим, новоприйняті законодавчі зміни, дозволяють при спільному будівництві об’єкта ВДЕ та УЗЕ, використовувати УЗЕ для перенесення енергії в часі не тільки від об’єкта генерації, а й з зовнішньої мережі.
Також, варто зважати на певні тенденції, які наразі спостерігаються на ринку, зокрема на наявність дефіциту електроенергії у вечірні години та профіциту у денні та нічні години доби, що викликані в більшості своїй, наявністю достатньо високого рівня базової (не маневрової) генерації.
Маємо чітку вираженість добової та сезонної волатильності цін на ринку, що є вигідним для операторів УЗЕ. Тому, проєкти СЕС разом із УЗЕ є досить інвестиційно привабливими.
І фактично ж це буде дешевше, ніж закуповувати імпортну електроенергію?
Для підприємства однозначно, і також варто розуміти, що чим ще цікаві проєкти на стороні споживача. Якщо ми говоримо про економіку, то це відсутність складової на транспортуванні електроенергії – тарифи на передачу та розподілу. Друге – це відсутність плати за приєднання.
Третє – це енергонезалежність підприємства.
І як Ви оцінюєте попит на послуги агрегатора зараз в Україні?
Попит є досить великим, як зі сторони споживачів, так і зі сторони виробників, які інвестували в будівництво генерації або УЗЕ, і зараз намагаються знайти собі максимально прибутковий збут. Тому очікуємо, що у агрегатора буде досить великий пул замовників. Варто також врахувати такий сегмент ринку, як електрозарядні станції, які мають певний буферний накопичувач. У Європі це важливий клієнт для агрегатора. Такий розподілений ресурс в Україні лише набуває популярності. В чому особливість? Електрозарядна станція має буферний накопичувач і певну черговість заряджання електромобілів. Ємність, яка у деякі години не задіяна для зарядки може бути використати для надання послуг з балансування чи допоміжних послуг. Це досить цікава бізнес-модель для власника електрозарядних станцій. Також цікавий досвід є у Великої Британії, де досить поширена технологія V2G, яка передбачає використання автомобілів в якості ємності для зберігання електроенергії з подальшою можливістю продавати її в мережу під час високого попиту. Це складніша модель, але за рахунок великої кількості електрокарів можна залучити додаткові балансуючі потужності для системи.
А чи мають бути для цього якісь зміни в нормативні документи прийняті?
Наскільки я знаю, ті зміни, які були реалізовані в межах Закону України №3220-IX щодо «зеленої» трансформації, вже зобов'язують мати окремий облік для власника електрозарядної станції. Я б сказав, що регуляторна база фактично готова для роботи цієї моделі. Є ще декілька аспектів в рамках правил ринку, але це не суттєві речі, їх можна врегулювати в процесі.
Тоді і міський електротранспорт також міг би мати якусь роль?
Електротранспорт може також знаходити своє місце в цій моделі.
Якщо ми вже зачепили регуляторні аспекти, чи є якісь моменти, які треба було б поліпшити для роботи агрегатора? Чи того, що зараз є, достатньо?
Наразі база сформована, і я думаю, що практика нам буде показувати те, що можна змінити або покращити. Наразі, відмітив би фактичну готовність регуляторної бази до повноцінної роботи агрегатора.
Чи очікуєте ви значну конкуренцію між агрегаторами? Як вона виглядатиме? Це конкуренція за диспетчерський центр, за технології і зручність для користувача?
Ми однозначно вітаємо ринкові умови і наявність конкуренції, тому що від цього виграє користувач, з точки зору покращення умов його співпраці із агрегатором. Тобто, наявність конкуренції між агрегаторами спонукає кожного розвивати й покращувати свій продукт. Також, чим більше агрегаторів, тим більше в оператора системи передачі буде можливості задіяти більшу кількість електроустановок на стороні споживача. І в цьому вбачаємо плюс.
Якщо говорити, відносними термінами, скажімо, чи буде агрегаторів така ж кількість, як постачальників електроенергії? Коротка відповідь – їх буде значно менше. Але разом з тим, вважаю, що 20-30 компаній зможуть вийти на цей ринок.
Агрегація на ринку спрощує роботу для обленерго?
Однозначно. Я б навіть говорив про спрощення на рівні різних ланок загальної диспетчерської структури. Це допоможе оператору системи передачі, диспетчерам, керувати значною кількістю малопотужних електроустановок, оптимізовувати режими роботи та залучати їх до процесів балансування системи.
Чи могли б ви підсумувати роль агрегатора для енергосистеми України?
Ми бачимо велику загальну користь від діяльності агрегатора. Це дозволить вирішити проблему невисокого рівня залучення споживача до процесів балансування.
Якщо дивитися на ситуацію зі стратегічної точки зору в рамках впровадження реформ по третьому, четвертому і п'ятому енергопакетах ЄС, можна відзначити, що ми переходимо до розподіленої генерації і намагаємося активно залучити споживача для роботи на ринку. І агрегатор є якраз тою сполучною ланкою між ринком і активним споживачем, який був передбачений четвертим енергопакетом. Це такий стратегічний рух, який ми підтримуємо, розділяємо і будемо реалізовувати.
Спілкувалась Дарʼя Орлова
Дар'я Орлова