Пікове навантаження — не вирок: досвід Хорватії, Словенії, Угорщини, Австрії та Болгарії

Цієї зими українська енергосистема працювала під подвійним тиском. Наслідки обстрілів — і пікові навантаження: увечері всі вмикають обігрівачі, ставлять електрокари на заряджання, навантаження зростає саме тоді, коли мережа найбільш вразлива. Це не суто українська проблема — але для України вона зараз найболючіша.

22 квітня міста з п'яти країн ЄС розповіли, як вони справляються з перевантаженнями мережі. Не в теорії — з реальними цифрами з реальних об'єктів. Перший транснаціональний вебінар проєкту ESINERGY зібрав практиків із Хорватії, Словенії, Угорщини, Австрії та Болгарії.

Щоб зрозуміти, чому пікові навантаження взагалі стають проблемою, варто подивитися на те, що відбувається з енергетикою глобально. Доктор Міхаель Малтер із консалтингової компанії B.A.U.M. пояснив це так: за останні роки близько 90% усіх нових генеруючих потужностей у світі — відновлювальні, три чверті з них — сонячні (IEA, Renewables 2023). Вартість фотовольтаїки за 2010–2023 роки впала на 90% — це дані Міжнародного агентства з відновлюваної енергетики (IRENA). Але мережа не гумова. Др.Малтер навів приклад — вузол із 200 МВт вітрової та 50 МВт сонячної генерації, але пропускна здатність лінії — лише 100 МВт. У підсумку 22% потенційно виробленої енергії обрізається — не через брак генерації, а через фізичну неспроможність мережі прийняти її в потрібний момент. Вирішити це можна трьома способами: перенести споживання на інший час, обмежити генерацію або накопичити надлишок у батареях і використати пізніше. Саме ці три підходи і тестували команди ESINERGY — кожна у своїх умовах.

Ніна Урінич, старший менеджер проєктів хорватського Медімурського енергетичного агентства MAEA, розповіла про пілот у Чаковці. Адміністративна будівля Медімурської регіональної ради вже мала сонячну станцію на 20 кВт — до неї додали батарейний накопичувач на 25 кВт·год і оновили систему обліку. За перший рік будівля покрила половину власного споживання з локальних джерел, а пікове навантаження на мережу знизилося на 37%. Технічно все виявилося простіше, ніж очікували. Складнішим виявилося інше: оператор розподільної мережі просто ніколи раніше не видавав дозволу на підключення батарейного накопичувача і не знав, як його оформити. Поки розбиралися — проєкт стояв. Пані Урінич радить усім, хто планує щось подібне: спочатку з'ясуйте регуляторні вимоги у своїй країні, і лише потім обирайте обладнання.

Словенська команда зіткнулася з тією самою регуляторною стіною — але в іншому місці. Яна Хорват із інституції сталого розвитку Smart House розповіла про пілот у Мурській Соботі. Команда розраховувала реалізувати технологію V2G — vehicle-to-grid, за якої електромобіль не лише заряджається від мережі, а й віддає накопичену енергію назад у години пікового попиту. Але чинна регуляторна база Словенії цього поки що не дозволяє, тож зупинилися на V2B — vehicle-to-building: електромобіль як резервний акумулятор для самої будівлі. Система об'єднала сонячну станцію на 12 кВт, стаціонарний накопичувач на 25 кВт·год і зарядку для електромобілів під єдиною системою управління енергією. Пікове навантаження знизилося на 30,7%, частка власної сонячної енергії у споживанні зросла від 20 до 40%, витрати на електроенергію скоротилися від 10 до 25%. Хорват каже: щоб почати, не потрібні мільйони — один розумний зарядний пристрій і базове програмне забезпечення вже дозволяють заряджати автомобіль у години пікової сонячної генерації та збирати дані, без яких будь-яке подальше масштабування неможливе.

Угорський досвід показує, що технічне рішення — це лише половина роботи. Роберт Мушич з некомерційної організації регіонального розвитку IMRO-DDKK представив досвід міста Ленті, де дві сонячні станції регулярно виробляли більше енергії, ніж місто встигало спожити — надлишок просто йшов у мережу в найгірший для неї момент. Після впровадження системи координації між генерацією, накопиченням і споживанням пікове навантаження знизилося на 10–11%, а 160 000 кВт·год на рік тепер залишаються в місті. Але п.Мушич наголошує: цей результат став можливим не завдяки технологіям, а завдяки тому, що муніципалітет, оператор мережі, енергопостачальник, місцеві установи й мешканці були залучені до обговорення ще до того, як прийнято власне технічне рішення. Без цього, каже він, жоден накопичувач не врятує — люди не підтримують те, у створенні чого не брали участі.

Австрійський пілот пішов ще далі — від окремої будівлі до цілої спільноти. Андреа Дорнгофер з Інноваційного центру Вайтс розповіла, що на кампусі центру працює сонячна станція на 120 кВт, встановлено систему накопичення і діє енергетична спільнота на 250 учасників — 18 компаній і понад 230 домогосподарств. Учасники купують електроенергію по 11 центів за кВт·год замість стандартного тарифу, середня річна економія — від 300 до 350 євро на домогосподарство. Шлях до цього результату був нерівним: перша батарея, редокс-проточна, яку обрали як перспективну технологію, через постійні витоки електроліту так і не вийшла на стабільний режим роботи і врешті її замінили на стандартний літієвий накопичувач на 40 кВт·год. Висновок п.Дорнгофер: тестування інноваційних технологій у реальних умовах без зовнішнього фінансування — це розкіш, яку більшість організацій не можуть собі дозволити. Але енергетична спільнота як модель працює незалежно від того, яка саме батарея встановлена.

Якщо австрійський кейс — про спільноту, то болгарський — про виживання бізнесу. Тодор Тонов із Союзу болгарських причорноморських місцевих органів влади продемонстрував пілотний проєкт на заводі з виробництва скла, де будь-яке відключення електроенергії навіть на годину означає зупинку виробництва і брак продукції. До вже наявних сонячних панелей додали батарейний накопичувач та інтелектуальну систему управління. Вдень надлишок сонячної генерації іде в батарею, вночі або в хмарну погоду батарея живить завод. Пікове навантаження на мережу знизилося на 25%. Очікується, що за нинішніх цін на електроенергію інвестиція окупиться за 7–10 років. Але експерт нагадує, що ціни вже одного разу злетіли до тисячі євро за МВт·год, і ніхто не гарантує, що це не повториться. Крім економії, є ще два аргументи: енергетична безпека в умовах нестабільного постачання і можливість монетизувати скорочення викидів CO₂. Перший крок перед будь-яким подібним проєктом, наполягає Тодор Тонов, це детальний енергоаудит, бо без розуміння реального профілю споживання підприємства неможливо правильно розрахувати потрібну потужність батареї і оцінити реальну окупність.

П'ять країн, п'ять різних умов — і скрізь та сама закономірність: технологія дешевшає, але головна перешкода не технічна. IRENA фіксує, що вартість батарейних накопичувачів між 2010 і 2023 роками впала на 90% — з 2511 до 273 доларів за кВт·год. Технологія, доступна десять років тому лише великим корпораціям, сьогодні стає реальною для муніципалітету чи невеликого підприємства. Головне, що стримує — це регуляторна невизначеність, брак координації між учасниками і відсутність першого кроку.

Керівничка проєкту ESINERGY Катя Карба з LEA Pomurje каже просто: починай з малого, знайди партнерів, не вигадуй нічого з нуля. Усе це вже випробувано й задокументовано на сайті проєкту.

Запис вебінару доступний на YouTube-каналі ESINERGY. Другий (і останній) вебінар відбудеться 20 травня, його тематика переважно стосуватиметься регуляторного боку питання. Фінальна конференція проєкту — 17-18 червня у Варні.

Проєкт фінансується програмою Interreg Danube Region і об'єднує шістнадцять партнерів із дванадцяти країн. Очолює консорціум Місцеве енергетичне агентство Помур'я зі Словенії. Серед партнерів — організації з Хорватії, Сербії, Угорщини, Болгарії, Австрії, Німеччини та України.