Логотип Рентехно
(044) 332-81-90
Рішення відновлювальної енергетики - Перевищуючи ваші очікування
enuaru

Горизонт планирования – на сутки вперед

Головна » Блог про ВДЕ » Горизонт планування - на добу наперед

Добрими намірами

…мабуть, керувалися творці Закону України "Про ринок електричної енергії" (Закон України "Про ринок електричної енергії" від 13.04.2017, № 2019 - VIII) в частині штрафування виробників електроенергії за "зеленим" тарифом за добові небаланси генерації в мережу відносно (увага!) прийнятого і погодженого (!) з "гарантованим покупцем" прогнозу (!) від виробника. Відповідальність за точність прогнозування покладається… на виробника. І зроблено це, за великим рахунком (цитата) "З метою обмеження впливу підтримки виробників електричної енергії за "зеленим" тарифом на ціни за електричну енергію". (див. Розділ XVII ПРИКІНЦЕВІ ТА ПЕРЕХІДНІ ПОЛОЖЕННЯ Закону).

Зате чесно. Суть нововведень така, що через два роки починає діяти ринок купівлі електроенергії "на добу наперед" із штрафами за неподання прогнозів або за невиконання наданих прогнозів. Штрафувати буде "гарантований покупець" (читай: природний монополіст, щонайменше, в регіоні, тому що покупець - це обленерго), який, окрім іншого, має "…інші права".

У Законі немає ані слова про механізми збору і аналізу даних для короткострокового прогнозу генерації відповідно до потреби в електроенергії. Немає ані слова і про мандатовану інформаційну базу даних, алгоритми, методики та інші підстави для прогнозування "на добу наперед", про засоби зв'язку та надійні виділені канали передачі такої інформації. Більше того, в Україні немає інфраструктурної бази для подібного синоптичного прогнозу (який, власне, лишень і може бути основою для сонячної і вітрової енергогенерації), не вказана відповідальність таких третіх сторін, які надають дані для прогнозів. Немає вказівок про допустиму точність таких метеоданих для прогнозування. Немає згадок про структуру диспетчеризації, моніторингу і короткострокового прогнозування вироблення і споживання електроенергії, немає правил пріоритетності розподілу часток між учасниками ринку, про важелі управління різними видами генерації від різних власників, як це функціонує, наприклад, у Німеччині (див. мал. 1 у публікації "Економіка незалежності"). Добрі наміри зробити "як краще" без відповідної підготовленої інфраструктури ведуть звичним шляхом - "а вийшло, як завжди".

 

Батіг без пряника

Крім того, Закон впроваджує, за великим рахунком, тільки батіг без пряників. Причому батіг знаходиться у руках "гарантованого покупця", але цей останній сам не несе відповідальності за забезпечення умов гарантованого постачання "зеленої" електрики в мережу. Практичний приклад - аварія на ділянці мережі, до якої підключений виробник "зеленої" енергії, усувається організацією, яка не несе відповідальності за "гарантоване" придбання цієї "зеленої" енергії. Ця інша юридична особа, як правило - місцевий РЕМ, з яким у обленерго укладений договір на обслуговування мережі. Для усунення аварії ця ділянка мережі, природно, відключається, і "зелена" сонячна станція теж відключається зовсім, незважаючи на все раніше погоджені "прогнози". Скільки діб триватиме такий "форс-мажор" і чи буде таке відключення вважатися "обставиною непереборної сили", і хто цю обставину визначає - ніхто сказати не може: ні виробник "зеленої" електрики, ні "гарантований" штрафувальник, ні власне організація, яка обслуговує мережі, якій, як говорив відомий персонаж Гайдая, чиїсь збитки взагалі "До лампочки"! ©. І ця ситуація безвідповідальності одних при штрафуванні інших – трапляється часто-густо. Тижневий простій локальної сонячної станції з причини, наприклад, обриву дротів на локальній мережі після сильного вітру або через грозу - реальна і непоодинока ситуація практичної генерації на малих сонячних станціях (МЕС).  

Причому Закон впроваджує штрафи за фактичне погодинне відхилення від погоджених прогнозних графіків на добу наперед. Погодинне! (див. п. 5 статті 71,  http://zakon 3.rada.gov.ua/laws/show/2019-19/paran1472#n1472) І зобов'язує виробника "…нести фінансову відповідальність за небаланси електричної енергії"… перед покупцем. Базою для мінімального відпуску електроенергії іншими учасниками ринку електрогенерації Закон пропонує встановити 10 % від "їхнього місячного обсягу відпуску електричної енергії за відповідний період попереднього року" (див. http://zakon 3.rada.gov.ua/laws/show/2019-19/page7). Виробникам же "зеленої енергії" передбачені штрафи за відхилення від затвердженого прогнозу - на 10 % для сонячних електростанцій (20 % для вітрових електростанцій). Для великих виробників із долею 5 %  та більше у загальному енергобалансі країни допустиме відхилення складе відповідно 5 % (сонячні ЕС) і 10 % (вітрові ЕС). У Законі визначено (див. п. 11 розділу про перехідні положення http://zakon 3.rada.gov.ua/laws/show/2019-19/page7), що:

«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 доти, за даними Держенергоефективності за перше півріччя 2017, вже 1635 приватних будинків в Україні обладнано сонячними панелями і це майже в 4 рази більше, ніж у 2016 році. Як це усе штрафування позначиться на мотивації малих виробників електрики (домашні установки зі встановленою потужністю не більше 30 кВт) активніше включатися в процес "громадського" виробництва екологічно чистої енергії за "зеленим" тарифом - говорити навіть не випадає. Як це ускладнить життя, яким коштом обійдеться і які створить проблеми навіть професійним виробникам "зеленої" електроенергії - очевидно. Як "…обмеження впливу підтримки виробників електричної енергії за "зеленим" тарифом"…" узгоджується з прийнятою КМУ весною цього року "Енергетичною стратегією України до 2035 року "Безпека, енергоефективність, конкурентоспроможність"", що приписує до 2035 р. збільшити долю поновлюваної енергії в енергобалансі країни до 25% -  теж ясно. Батіг без пряника ніколи не сприяє усвідомленій мотивації.

 

Проблеми короткострокового прогнозування метеоумов

Отже, проблема узгодження генерації з ПДЕ і з традиційних джерел складається з трьох частин - справедливе узгодження прогнозів виробника ПДЕ з урахуванням інтересів третіх сторін і достовірних прогнозів споживання енергії плюс власне проблеми короткострокового прогнозування метеоумов "на добу наперед", але фактично - для погодинного прогнозування генерації. І це "найважча" частина проблеми.

Слід відразу обмовитися, що ця проблема ніде у світі не розв'язана надійно і точно. Пропонується маса алгоритмів і програмних комплексів, проводяться міжнародні конференції з алгоритмів, йдуть дискусії, просуваються нові програмні продукти, але загальновизнаних "стандартів галузі" для прогнозування VRE немає.

Окрім рішення проблем математичного моделювання погодних процесів і інформаційно-обчислювальних труднощів для складання подібного роду метеопрогнозів, тим більше з похибкою в межах 5-10%, потрібно створення щонайширшої інфраструктури мережі автоматичних станцій для збору метеоданих, які б автоматично передавали дані про локальний стан атмосфери в режимі "он-лайн". А потім ці дані треба обробити і розподілити серед місцевих споживачів такої інформації з необхідною їм точністю і періодичністю.

Для ілюстрації прикладу складності завдання передбачення генерації на мал. 1 представлений скріншот системи прогнозування на американській ПДЕ-станції Xcel Energy в межах 36-годинного горизонту планування. Така глибина планування вважається оптимальною для режиму "на добу наперед". На підставі даних від системи обробки метеоданих, система компанії автоматично прогнозує генерацію. У розрахунки "на добу наперед" включаються дані про фактичну генерацію електроенергії (зелені точки), включаючи початкову точку прогнозу генерації (суцільна вертикальна лінія) і типову похибку прогнозу за попередні і на наступні сім днів (затінена область). У діапазон похибки 10% самого прогнозування (±5%), навіть не фактичного відхилення генерації від прогнозу (!), потрапляє, у кращому разі, передбачення не далі аніж на 1,5 години.

Чи потрібно планувати і узгоджувати генерацію з різних джерел? Чи потрібно управляти генерацією з ПДЕ? Безумовно, потрібно.

Прогнозування VRE впливає на ряд операцій з управління енергосистемою, включаючи планування, диспетчеризацію, балансування в реальному часі, резервні вимоги до енергосистеми і віддання команд для завчасного запуску (глушіння) компенсуючих потужностей. Інтегруючи прогнози від локальних виробників VRE, оператори енергосистеми можуть передбачати швидкі зміни VRE -генерації, щоб потім економічно збалансувати споживання і заплановану генерацію за день і впродовж самого дня. Це призводить до зниження витрат на невідновлюване паливо, підвищення надійності енергосистеми в цілому і мінімізації витрат на придбання енергії з ПДЕ. Це допоможе не лише збалансувати енергосистему за потужністю і напругою, але й підвищить "якість" енергії у мережі - її частоту та фазові зсуви.

 

Рис. 1. Персистентне прогнозування ПДЕ-генерації з горизонтом на 36 годин із розбиттям прогнозу на 15 хвилин та на 1 годину. За даними USAID Office of Global Climate Change, 2017.

Методи прогнозування

В цілому методи прогнозування поділяються на дві категорії. Фізичні методи переводять дані про погоду (наприклад, температуру, тиск, швидкість і напрям вітру з урахуванням рельєфу поверхні і перешкод) у числові дані (числове прогнозування погоди, ЧПП, NWP) для прогнозу специфічних місцевих погодних умов, які потім можуть бути перетворені в прогнози з виробництва енергії. Статистичні методи використовують статистичні дані в реальному часі для отримання статистично достовірних результатів, отриманих на основі моделей ЧПП.

Прогнозування стійкості (персистенція) - простий статистичний метод, який припускає, що нинішні рівні генерації короткостроково залишаться незмінними і вони узгоджуються з усереднюванням попередньої фактичної статистики на цю дату і час. Персистентні прогнози часто використовуються в якості еталону або еталонної (базової) моделі для оцінки більш просунутих методів.

Похибка прогнозу - це різниця між прогнозованим виходом і фактичною генерацією. Похибки використовуються для отримання показників точності прогнозу, яка дозволяє системним операторам прогнозувати невизначеність у плануванні та порівнювати різні методи прогнозування. Кращі системи прогнозування "на день наперед" дають похибку в межах ±13 - ±15%. Три широко вживаних методи вимірювання точності:

  • Середня похибка зміщення - вказує, чи систематично система прогнозується з пере- чи недооцінкою.
  • Середня абсолютна похибка - вимірює середню точність прогнозів без урахування градієнта помилок.
  • Критерій мінімуму середньоквадратичної похибки - вимірює середню точність прогнозів без урахування напряму похибок і привласнює відносно велику вагу великим похибкам.

Чинники, що впливають на ефективність погодинного прогнозу, включають прогнозний горизонт, місцеві погодні умови (що впливають на мінливість ресурсів VRE), географічне охоплення, доступність даних (наприклад, обсяг, місце розташування, способи і надійність надання інформації) і якість даних (наприклад, узгодженість за часом, точність, розбиття і корекцію за охопленням території) та інші.

Точність прогнозів VRE зазвичай збільшується при коротших інтервалах часу набуття значень оброблених поточних метеоданих. Наприклад, для погодинного прогнозування в межах похибки до ±5% треба мати дані для прогнозування з розбиттям на 15 хв, які у свою чергу повинні використовувати для розрахунків мінімум 9 серій поточних даних. Тобто, практично, свіжі дані від метеостанцій повинні надходити і оброблятися щохвилини.

У таблиці. 1 (на мал. 2) показані типові терміни і вживані методи прогнозування генерації VRE, рекомендовані USAID Office of Global Climate Change:

 


 

Рис. 2. Різні типи, тимчасові горизонти, методи і застосування прогнозування VRE. Джерело: USAID Office of Global Climate Change, 2017.

 

"Чудовий результат", на думку IEA, для горизонтів прогнозу на 0-5-6 годин вперед був отриманий впродовж року на семи різних майданчиках (див. мал. 3). При прогнозі "на день наперед", як показано на малюнку, це означає середньоквадратичну похибку від 70 до 130 Вт на кожен квадратний метр площі сонячної панелі. Для типової панелі 250 Вт (1,6 кв.м) дельта прогнозу генерації може складати від ~ 40%  до понад 80% від номіналу. Ні про яку точність прогнозування в межах ±[5%; 10%] говорити не випадає. Червона лінія на мал. 3 довідково показує "прогноз" від супутника на час зйомки супутникового зображення. Прогнози руху хмар до 5 годин наперед, отримані з супутника (жовті і білі лінії), виявилися краще, ніж чисельне прогнозування погоди за даними Національної бази цифрових прогнозів США (NDFD). Чисельне прогнозування погоди (ЧПП) має аналогічну точність для прогнозованих горизонтів від 1 години до 3 днів.

 

 Рис. 3. Відносна середньоквадратична похибка прогнозування (RMSE) сонячної генерації на добу наперед системою наземного виміру SURFRAD з використанням ЧПП і методів стохастичного самонавчання, Вт/м2. Джерело: Міжнародне енергетичне агентство (IEA), Report IEA-PVPS T14-01:2013.

 

Альтернативу супутниковим прогнозам становлять наземні апаратні системи постійного стеження за хмарністю та сонячною іррадіацією - т.з. "Спостерігачі неба" (Sky Watchers). Але наземні оптичні станції не можуть так само добре вирахувати місцевий вектор руху хмар та спрогнозувати локальну щільність хмарності, як і супутникові спостерігачі, оскільки мають набагато менший огляд неба.

Як повідомлялося в результатах досліджень (IEA, "Photovoltaic and Solar Forecasting : State of the Art", 2013), точність прогнозів PV-генерації також дуже залежить від волатильності локальних погодних умов, що є особливо помітним для гористої місцевості. Наприклад, дослідження прогнозування впродовж одного року 26-ма наземними вимірювальними станціями в Іспанії показало, що на точність прогнозу сильно впливають локальні особливості клімату і рельєф. У цьому дослідженні показники точності прогнозу (як RMSE, так і систематичної похибки) однаковою системою виявилися набагато гірше для установок у північному регіоні Іспанії в порівнянні з центральними та південними регіонами Іспанії, де погода менш мінлива. А відносна середньоквадратична похибка (RMSE) для центрально-європейських станцій коливається від 40% до 60% в порівнянні зі значеннями від 20% до 35% для іспанських станцій.

Знижує ж RMSE одночасний облік апаратних даних від якомога більшого числа місцевих "спостерігачів неба". Так в японському регіоні Канто при об'єднанні 64 локальних "Sky watchers" в єдину інформаційно-аналітичну мережу, точність прогнозування вдалося підвищити на 60% (коефіцієнт зменшення похибки для мережі вимірювачів досяг максимального значення 0,4 у порівнянні з відносним коефіцієнтом похибки 1 для точкових вимірів). Виявилося також, що при об'єднанні 24 точкових систем у районі площею 100 км х 60 км середня абсолютна  похибка (САП) для регіональних прогнозів була на 22% нижчою за САПи для прогнозів від точкових станцій спостереження. Загальне зменшення похибок об'єднаного прогнозування склало близько 70% (коефіцієнт зменшення похибки 0,3).

Згідно з даними IEA, відхилення RMSE кращих систем "розумного" прогнозування від персистентної моделі (з урахуванням даних багаторічного обліку) складає від 18-35% (Іспанія) до 68-75% (Швейцарія, Бельгія, Нідерланди, Канада, США).  

Досить об'ємний звіт "Adapting Market Design to High Shares of Variable Renewable Energy" про проблеми прогнозування і про інші чинники, що перешкоджають широкому співіснуванню ПДЕ та традиційної генерації в енергосистемах різного рівня, опублікований у червні 2017 р. Агентством з поновлюваних джерел енергії IRENA, документ можна отримати у відкритому доступі тут (по кліку на малюнку вікриється pdf-файл):

 

 

"Де ця вулиця, де цей дім"?

У Законі України "Про ринок електричної енергії" є така загадкова фраза, що, мовляв, усе, що в ньому не вказано щодо прогнозування сонячної електрогенерації і порядку штрафування, регулюється, мовляв, "згідно з правилами ринку". Не вказано тільки, що це за "ринок", і хто його директор, і хто власне формалізував ці "правила".

Доводиться констатувати, що в Україні наразі НЕМАЄ системи оперативного автоматичного моніторингу локальних метеоданих в режимі он-лайн, придатної для погодинного і денного прогнозування PV-генерації. Єдиним методом може стати усереднювання зареєстрованих даних внутрішньогодинної генерації на кожну дату за декілька років із урахуванням даних поточної генерації ("персистенція"). Більш-менш цей метод корисний при оцінці річної генерації. Проте при нинішній волатильності погоди, точність персистентного методу для режиму "на добу наперед", особливо в локальному розрізі, не витримує критики.

За даними звіту IEA у рамках "PV - power Systems Program", використання мезомасштабних метеорологічних моделей "схоже, не підвищує якість прогнозування". Постобробка даних (головним чином просторове усереднювання і корекції похибок) можуть відносно знизити недостовірність локальної оцінки на 15-25%, але все одно для коротко- і середньострокового прогнозування вона буде не меншою за 25 - 30%.

В Україні немає системи автоматизованої обробки і розподілу даних між зацікавленими сторонами (ні про плани генерації учасників ринку, ні про погоду). Немає також і визнаних та несуперечливих правил узгодження обсяг генерації. Немає чіткого механізму прогнозу споживання енергії в локальних мережах - такого ж, погодинного. Немає навіть достовірної статистики за ПДЕ в Україні. Немає насиченої інфраструктури установок для наземного спостереження за хмарністю, пов'язаних у єдину інформаційну мережу. Немає і постійного одночасного супутникового спостереження за рухом та щільністю хмар по всій території України. Немає загальнодоступної Національної бази даних для короткострокового прогнозування погоди і місцевої сонячної освітленості. Немає мандатованих програмно-обчислювальних комплексів, дані яких визнавалися би всіма учасниками ринку. Немає в Законі і вказівок про джерела фінансування для створення і розвитку мандатованих систем прогнозування і обліку VRE. Немає багаторічного досвіду вивчення і оптимізації таких систем. І ці "нема" можна продовжити.

А штрафи, передбачені Законом, - вже є. Це бентежить, одначе. Невже знову "суворість законів" компенсуватиметься їх невиконанням, або штрафи просто призначатимуться кожному виробникові сонячної електрики монопольним "гарантованим покупцем"?


Друкувать

Залишилися питання по призначенню наших послуг?
Залиште нам заявку. Наші фахівці проконсультують Вас

Тема вашого запиту
Замовити дзвінок

^