Логотип Рентехно
(044) 332-81-90
Решения возобновляемой энергетики - Превышая ваши ожидания
enuaru

Горизонт планування - на добу наперед

Главная » Блог » Горизонт планирования – на сутки вперед

Благими намерениями…

…видимо руководствовались создатели Закона Украины «О рынке электрической энергии» (Закон «Про ринок електричної енергії» от 13.04.2017, № 2019-VIII)  в части штрафования производителей электроэнергии по «зеленому» тарифу за суточные небалансы генерации в сеть относительно (внимание!) принятого и согласованного (!) с «гарантированным покупателем» прогноза (!) от производителя. Ответственность за точность прогнозирования возлагается… на производителя. И сделано это, по большому счету (цитата) «…З метою обмеження впливу підтримки виробників електричної енергії за «зеленим» тарифом на ціни за електричну енергію…» (см. Розділ XVII ПРИКІНЦЕВІ ТА ПЕРЕХІДНІ ПОЛОЖЕННЯ Закону).

Зато честно. Суть нововведений такова, что через два года начинает действовать рынок покупки электроэнергии «на сутки вперед» со штрафами за непредставление прогнозов или за невыполнение предоставленных прогнозов. Штрафовать будет «гарантированный покупатель» (читай: естественный монополист, по меньшей мере, в регионе, потому что покупатель – это облэнерго), который, помимо прочего, имеет «…інші права…».

В Законе нет ни слова о механизмах сбора и анализа данных для краткосрочного прогноза генерации согласно потребности в электроэнергии. Нет ни слова и о мандатированной информационной базе данных, алгоритмах, методике и прочих основаниях для прогнозирования «на сутки вперед», средствах связи и надежных выделенных каналах передачи такой информации. Более того, в Украине не имеется инфраструктурной базы для подобного синоптического прогноза (каковой, собственно, только и может быть основой для солнечной и ветровой энергогенерации), не указана ответственность таких третьих сторон, которые предоставляют данные для прогнозов. Нет указаний о допустимой точности таких метеоданных для прогнозирования… Не имеется упоминаний о структуре диспетчеризации, мониторинга и краткосрочного прогнозирования выработки и потребления электроэнергии, нет правил приоритетности распределения долей между участниками рынка, о рычагах управления разными видами генерации от различных собственников, как это функционирует, например, в Германии (см. рис. 1 в публикации «Экономика энергонезависимости»). Благие намерения сделать «как лучше» без соответствующей подготовленной инфраструктуры ведут по прежнему пути «а вышло, как всегда».

 

Кнут без пряника

Кроме того, Закон вводит, по большому счету, только кнут без пряников. Причем кнут находится в руках «гарантированного покупателя», но он сам не несет ответственности за обеспечение условий гарантированной поставки «зеленого» электричества в сеть. Практический пример – авария на участке сети, к которой подключен производитель «зеленой» энергии, устраняется организацией, которая не несет ответственности за «гарантированное» приобретение этой «зеленой» энергии. Это другое юридическое лицо, как правило – местный РЭС, с которым у облэнерго заключен договор на обслуживание сети. Для устранения аварии этот участок сети, естественно, отключается, и «зеленая» солнечная станция тоже отключается напрочь, несмотря на все ранее согласованные «прогнозы». Сколько суток будет длиться такой «форс-мажор» и будет ли такое отключение считаться «обстоятельством непреодолимой силы», и кто это обстоятельство определяет – никто сказать не может: ни производитель «зеленого» электричества, ни «гарантированный» штрафователь, ни собственно организация, обслуживающая сети, которой, как говорил известный персонаж Гайдая, чьи-то убытки вообще «До лампочки!» ©. И эта ситуация безответственности одних при штрафовании других – сплошь и рядом. Недельный простой локальной солнечной станции из-за, например, обрыва проводов на локальной сети после сильного ветра или из-за грозы – реальная и частая ситуация практической генерации на малых солнечных станциях (МЭС).  

Причем Закон вводит штрафы за фактическое почасовое отклонение от согласованных прогнозных графиков на сутки вперед. Почасовое! (см. п.5 статьи 71) И обязывает производителя «… нести фінансову відповідальність за небаланси електричної енергії…» перед покупателем. Базой для минимального отпуска электроэнергии другими участниками рынка электрогенерации Закон предлагает установить 10 % от «їхнього місячного обсягу відпуску електричної енергії за відповідний період попереднього року». Производителям же «зеленой энергии» предусмотрены штрафы за отклонение от утвержденного прогноза – на 10% для солнечных ЭС (20% для ВЭС). Для крупных производителей с долей 5% и более в общем энергобалансе страны, соответственно, допустимое отклонение составит 5% (солнечные ЭС) и 10% (ветровые электростанции). В Законе определено (см. п.11 раздела о переходных положениях), что:

«Частка відшкодування гарантованому покупцю … (від) виробників за "зеленим" тарифом, вартості врегулювання небалансу гарантованого покупця становить:

  • до 31 грудня 2020 року - 0 відсотків;
  • з 1 січня 2021 року - 10 відсотків;
  • з 1 січня 2022 року - 20 відсотків;
  • з 1 січня 2023 року - 30 відсотків;
  • з 1 січня 2024 року - 40 відсотків;
  • з 1 січня 2025 року - 50 відсотків;
  • з 1 січня 2026 року - 60 відсотків;
  • з 1 січня 2027 року - 70 відсотків;
  • з 1 січня 2028 року - 80 відсотків;
  • з 1 січня 2029 року - 90 відсотків;
  • з 1 січня 2030 року - 100 відсотків.»

 

А пока, по данным Госэнергоэффективности за первое полугодие 2017, уже 1635 частных домов в Украине оборудовано солнечными панелями и это почти в 4 раза больше, чем в 2016 году. Как это все штрафование скажется на мотивации малых производителей электричества (домашние установки с установленной мощностью не более 30 кВт) активнее включаться в процесс «общественного» производства экологически чистой энергии по «зеленому» тарифу – говорить даже не приходится. Как это усложнит жизнь, во что обойдется и какие создаст проблемы даже профессиональным производителям «зеленой» электроэнергии – очевидно. Как «…ограничение влияния поддержки производителей электрической энергии по «зеленому» тарифу»…» согласуется с принятой КМУ весной этого года «Энергетической стратегией Украины до 2035 года «Безопасность, энергоэффективность, конкурентоспособность»», предписывающей до 2035 г. увеличить долю возобновляемой энергии в энергобалансе страны до 25% –  тоже ясно. Кнут без пряника никогда не способствует осознанной мотивации.

 

Проблемы краткосрочного прогнозирования метеоусловий

Итак, проблема согласования генерации из ВИЭ и из традиционных источников состоит из трех частей – справедливое согласование прогнозов производителя ВЭИ с учетом интересов третьих сторон и достоверных прогнозов потребления энергии плюс собственно проблемы краткосрочного прогнозирования метеоусловий «на сутки вперед», но фактически – для почасового прогнозирования генерации. И это самая «трудная» часть проблемы.

Следует сразу оговориться, что эта проблема нигде в мире не решена надежно и точно. Предлагается масса алгоритмов и программных комплексов, проводятся международные конференции по алгоритмам, идут дискуссии, промотируются новые программные продукты, но общепризнанных «стандартов отрасли» для прогнозирования VRE (variable renewable energy) нет.

Кроме решения проблем математического моделирования погодных процессов и информационно-вычислительных трудностей для составления подобного рода метеопрогнозов, тем более с разбросом в пределах 5-10%, требуется создание широчайшей инфраструктуры сети автоматических станций для сбора метеоданных, которые бы автоматически передавали данные о локальном состоянии атмосферы в режиме «он-лайн». А затем эти данные нужно обработать и распределить среди местных потребителей такой информации с необходимой им точностью и периодичностью.

Для иллюстрации примера сложности задачи предсказания генерации на рис.1 представлен скриншот системы прогнозирования на американской ВИЭ-станции Xcel Energy в пределах 36-часового горизонта планирования. Такая глубина планирования считается оптимальной для режима «на сутки вперед». На основании данных от системы обработки метеоданных, система компании автоматически прогнозирует генерацию. В расчеты «на стуки вперед» включаются данные о фактической выработке электроэнергии (зеленые точки), включая начальную точку прогноза генерации (сплошная вертикальная линия) и типичную ошибку прогноза за предыдущие и на следующие семь дней (затененная область). В диапазон ошибки 10% самого прогнозирования (±%), даже не фактического отклонения генерации от прогноза (!), попадает, в лучшем случае, предсказание не далее чем на 1,5 часа.

Надо ли планировать и согласовывать генерацию из различных источников? Надо ли управлять генерацией из ВИЭ? Безусловно, надо.

Прогнозирование VRE влияет на ряд операций по управлению энергосистемой, включая планирование, диспетчеризацию, балансировку в реальном времени, резервные требования к энергосистеме и отдачу команд для заблаговременного запуска (глушения) компенсирующих мощностей. Интегрируя прогнозы от локальных производителей VRE, операторы энергосистемы могут предвидеть быстрые изменения VRE-генерации, чтобы затем экономично сбалансировать потребление и запланированную генерацию за день и внутри самого дня. Это приводит к снижению затрат на невозобновляемое топливо, повышению надежности энергосистемы в целом и минимизации затрат на приобретение энергии из ВИЭ. Это поможет не только сбалансировать энергосистему по мощности и напряжению, но и повысит «качество» энергии в сети – ее частоту и фазовые сдвиги.

 

Рис. 1. Персистентное прогнозирование ВИЭ-генерации с горизонтом на 36 часов с разбивкой прогноза на 15 мин и на 1 час. По данным USAID Office of Global Climate Change, 2017.

Методы прогнозирования

В целом методы прогнозирования делятся на две категории. Физические методы переводят данные о погоде (например, температуру, давление, скорость и направление ветра с учетом рельефа поверхности и препятствий) в числовые данные (числовое прогнозирование погоды, ЧПП, NWP) для прогноза специфических местных погодных условий, которые затем могут быть преобразованы в прогнозы по производству энергии. Статистические методы используют статистические данные в реальном времени для получения статистически достоверных результатов, полученных на основе моделей ЧПП.

Прогнозирование устойчивости (персистенция) – простой статистический метод, предполагающий, что нынешние уровни генерации краткосрочно останутся неизменными и они согласуются с осреднением предыдущей фактической статистики на данную дату и время. Персистентные прогнозы часто используются в качестве эталона или эталонной (базовой) модели для оценки более продвинутых методов.

Ошибка прогноза – это разница между прогнозируемым выходом и фактической генерацией. Ошибки используются для получения показателей точности прогноза, которые позволяют системным операторам прогнозировать неопределенность в планировании и сравнивать различные методы прогнозирования. Лучшие системы прогнозирования «на день вперед» дают ошибку в пределах ±13 – ±15%. Три широко применяемых метода измерения точности:

  • Средняя ошибка смещения – указывает, систематически ли система прогнозируется с пере- или недооценкой.
  • Средняя абсолютная ошибка – измеряет среднюю точность прогнозов без учета градиента ошибок.
  • Критерий минимума среднеквадратичной ошибки – измеряет среднюю точность прогнозов без учета направления ошибок и присваивает относительно большой вес крупным ошибкам.

Факторы, влияющие на эффективность почасового прогноза, включают прогнозный горизонт, местные погодные условия (влияющие на изменчивость ресурсов VRE), географический охват, доступность данных (например, объем, местоположение, способы и надежность предоставления информации) и качество данных (например, согласованность по времени, точность, разбивку и коррекцию по охвату территории) и другие.

Точность прогнозов VRE обычно увеличивается при более коротких интервалах времени получения значений обработанных текущих метеоданных. Например, для почасового прогнозирования в пределах ошибки до ±5% нужно иметь данные для прогнозирования с разбивкой на 15 мин, которые в свою очередь должны использовать для расчетов минимум 9 серий текущих данных. Т.е., практически, свежие данные от метеостанций должны поступать и обрабатываться ежеминутно.

В таблице (на рис. 2) показаны типичные сроки и применяемые методы прогнозирования генерации VRE, рекомендуемые USAID Office of Global Climate Change:

 

 

Рис. 2. Различные типы, временные горизонты, методы и применение прогнозирования VRE. Источник: USAID Office of Global Climate Change.

 

«Превосходный результат», по мнению IEA, для горизонтов прогноза на 0-5-6 часов вперед был получен в течение года на семи разных площадках (см. рис. 3). При прогнозе «на день вперед», как показано на рисунке, это означает среднеквадратичную ошибку от 70 до 130 Вт на каждый квадратный метр площади солнечной панели. Для типичной панели 250-270 Вт (1,6 кв.м) разброс прогноза генерации может составлять от ~ 40%  до > 80% от номинала. Ни о какой точности прогнозирования в пределах ±[5%; 10%] говорить не приходится. Красная линия на рис.3 справочно показывает «прогноз» от спутника на время съемки спутникового изображения. Прогнозы движения облаков до 5 часов вперед, полученные со спутника (желтые и белые линии), оказались лучше, чем численное прогнозирование погоды по данным Национальной базы данных цифровых прогнозов США (NDFD). Численное прогнозирование погоды (ЧПП) имеет аналогичную точность для прогнозируемых горизонтов от 1 часа до 3 дней.

 

 Рис. 3. Относительная среднеквадратичная ошибка прогнозирования (RMSE) солнечной генерации на сутки вперед системой наземного измерения SURFRAD с использованием ЧПП и методов стохастического самообучения, Вт/м2. Источник: Международное энергетическое агентство (IEA), Report IEA-PVPS T14-01:2013.

 

Альтернативу спутниковым прогнозам составляют наземные аппаратные системы постоянного слежения за облачностью и солнечной иррадиацией – т.н. «Наблюдатели неба» (Sky Watchers). Но наземные оптические станции не могут так же хорошо вычислить местный вектор движения облаков и спрогнозировать локальную плотность облачности, что и спутниковые наблюдатели, поскольку имеют гораздо меньший обзор неба.

Как сообщалось в результатах исследований (IEA, «Photovoltaic and Solar Forecasting: State of the Art», 2013), точность прогнозов PV-генерации также очень зависит от волатильности локальных погодных условий, что особенно заметно для гористой местности. Например, исследование прогнозирования в течение одного года 26-ю наземными измерительными станциями в Испании показало, что на точность прогноза сильно влияют локальные особенности климата и рельеф. В этом исследовании показатели точности прогноза (как RMSE, так и систематической ошибки) одинаковой системой оказались намного хуже для установок в северном регионе Испании по сравнению с центральными и южными регионами Испании, где погода менее переменчива. А относительная среднеквадратичная ошибка (RMSE) для центрально-европейских станций колеблется от 40% до 60% по сравнению со значениями от 20% до 35% для испанских станций.

Снижает же RMSE одновременный учет аппаратных данных от как можно большего числа местных «наблюдателей неба». Так в японском регионе Канто при объединении 64 локальных «Sky watchers» в единую информационно-аналитическую сеть, точность прогнозирования удалось повысить на 60% (коэффициент уменьшения ошибки для сети измерителей достиг максимального значения 0,4 по сравнению относительным коэффициентом ошибки 1 для точечных измерений). Обнаружилось также, что при объединении 24 точеных систем в районе площадью 100 км х 60 км средняя абсолютная погрешность (САП) для региональных прогнозов была на 22% ниже САП для прогнозов от точечных станций наблюдения. Общее уменьшение ошибок объединенного прогнозирования составило около 70% (коэффициент уменьшения ошибки 0,3).

Согласно IEA, отклонение RMSE лучших систем «умного» прогнозирования от персистентной модели (с учетом данных многолетнего учета) составляет от 18-35% (Испания) до 68-75% (Швейцария, Бельгия, Нидерланды, Канада, США).  

Достаточно объемный отчет «Adapting Market Design to High Shares of Variable Renewable Energy» о проблемах прогнозирования и о других факторах, препятствующих широкому сосуществованию ВИЭ и традиционной генерации в энергосистемах разного уровня, опубликованный в июне 2017 г. Агентством по возобновляемым источникам энергии IRENA, можно получить в открытом доступе здесь (по клику на картинке откроется pdf-файл):

 

 

«Где эта улица, где этот дом?»

В Законе Украины «О рынке электрической энергии» есть такая загадочная фраза, что, мол, все, что в нем не указано насчет прогнозирования солнечной электрогенерации и порядка штрафования, регулируется, дескать, «согласно правилам рынка». Не указано только, что это за «рынок», и кто его директор, и кто собственно формализовал эти «правила».

Приходится констатировать, что в Украине на данный момент НЕТ системы оперативного автоматического мониторинга локальных метеоданных в режиме он-лайн, пригодной для почасового и дневного прогнозирования PV-генерации. Единственным методом может стать осреднение зарегистрированных данных внутричасовой генерации на каждую дату за несколько лет с учетом данных текущей генерации («персистенция»). Более или менее этот метод полезен при оценке годовой генерации. Однако при наблюдаемой ныне волатильности погоды, точность персистентного метода для режима «на сутки вперед», особенно в локальном разрезе, не выдерживает критики.

По данным отчета IEA в рамках «PV-power Systems Program», использование мезомасштабных метеорологических моделей «похоже, не повышает качество прогнозирования». Постобработка данных (главным образом пространственное усреднение и коррекции ошибок) могут относительно снизить недостоверность локальной оценки на 15-25%, но все равно для кратко- и среднесрочного прогнозирования она будет не менее 25-30%.

В Украине нет системы автоматизированной обработки и распределения данных между заинтересованными сторонами (ни о планах генерации участников рынка, ни о погоде). Нет также и признанных и непротиворечивых правил согласования объемов генерации. Нет четкого механизма прогноза потребления энергии в локальных сетях – такого же, почасового. Нет даже достоверной статистики по ВИЭ в Украине. Нет плотной инфраструктуры установок для наземного наблюдения за облачностью, связанного в согласованную информационную сеть. Нет и постоянного одновременного спутникового наблюдения за движением и плотностью облаков по всей территории Украины. Нет общедоступной Национальной базы данных для краткосрочного прогнозирования погоды и местной солнечной освещенности. Нет мандатированных программно-вычислительных комплексов, данные которых признавались бы всеми участниками рынка. Нет в Законе и указаний об источниках финансирования для создания и развития мандатированных систем прогнозирования и учета VRE. Нет многолетнего опыта изучения и оптимизации таких систем. И это «нет» можно продолжить.

А штрафы, предусмотренные Законом, – уже есть. Это обескураживает, однако. Неужели снова «суровость законов» будет компенсироваться их невыполнением, или штрафы будут просто назначаться каждому производителю солнечного электричества монопольным «гарантированным покупателем»?


Печать

Остались вопросы по назначению наших услуг?
Оставьте нам заявку. Наши специалисты проконсультируют Вас

Тема вашего запроса
Заказать звонок

^