Recommended
Recommended
More Related Content
More from Українська Асоціація Відновлюваної Енергетики
More from Українська Асоціація Відновлюваної Енергетики (20)
Основи ринку електроенергії та ВДЕ - УАВЕ 2021 ua
- 1. 1 ВДЕ 2021 ринок допоміжних послуг та ВДЕ Травень, 2021
- 2. ЗАГАЛЬНІ ВИМОГИ КОДЕКС СИСТЕМИ ПЕРЕДАЧІ 2021 2 ТЕХНІЧНІ ВИМОГИ ДО ГЕНЕРУЮЧИХ ОБ’ЄКТІВ ПРИЄДНАННЯ ДО ТА ВПЛИВУ НА СИСТЕМУ ПЕРЕДАЧІ 1) Тип А: точка приєднання з напругою нижче 110 кВ / до 1 МВт 2) Тип В: <110 кВ, від 1 до 20 МВт включно, 3) Тип С: <110 кВ, від 20 до 75 МВт включно, 4) Тип D: =>110 кВ, або <110 та => 75 МВт МІНІМАЛЬНІ ІНТЕРВАЛИ ЧАСУ ЗА ЧАСТОТАМИ В ЯКИХ МАЮТЬ ПРАЦЮВАТИ ГЕНЕРУЮЧІ ОДИНИЦІ 1) >=30 хв: 47,5 – 49 Гц; 2) без обмеження: 49,0 Гц - 51,0 Гц; 3) >=30 хв: 51,0 Гц - 51,5 Гц; ДЖЕРЕЛО: КСП, розділ ІІІ ДО СИСТЕМИ ПЕРЕДАЧІ МОЖУТЬ БУТИ ПРИЄДНАНІ: 1) електростанції: >20 МВт, 2) електростанції: <=20 МВт на основі ТЕО, 3) електроустановки системи розподілу (об’єкти розподілу), 4) системи постійного струму високої напруги (системи ПСВН), 5) електроустановки споживача на рівні напруги 110 кВ та вище (об’єкти енергоспоживання) відповідно до ТЕО МІНІМАЛЬНІ ІНТЕРВАЛИ ЧАСУ ЗА ЧАСТОТАМИ В ЯКИХ МАЮТЬ ПРАЦЮВАТИ ОБ’ЄКТИ РОЗПОДІЛУ ТА ЕНЕРГОСПОЖИВАННЯ 1) >=30 хв: 47,5 – 48,5 Гц; 2) >=30 хв: 48,5 – 49 Гц; 3) без обмеження: 49,0 Гц - 51,0 Гц; 4) >=30 хв: 51,0 Гц - 51,5 Гц МІНІМАЛЬНІ ІНТЕРВАЛИ ЧАСУ ЗА ЧАСТОТАМИ В ЯКИХ МАЮТЬ ПРАЦЮВАТИ СИСТЕМИ ПОСТІЙНОГО СТРУМУ ВИСОКОЇ НАПРУГИ 1) >=60 сек.: 47,0 – 47,5 Гц; 2) >=30 хв: 47,5 – 49 Гц; 3) без обмеження: 49,0 Гц - 51,0 Гц; 4) >=30 хв: 51,0 Гц - 52 Гц ДЖЕРЕЛО: КСП
- 3. ДОПОМІЖНІ ПОСЛУГИ – РОЗДІЛ IX КОДЕКС СИСТЕМИ ПЕРЕДАЧІ 2021 3 ПЕРЕЛІК ДОПОМІЖНИХ ПОСЛУГ - ПРАВИЛ РИНКУ (РОЗДІЛ ІІІ) : КСП РОЗДІЛ IX “НАДАННЯ ДОПОМІЖНИХ ПОСЛУГ”: 1) Перелік допоміжних послуг 2) Вимоги до електроенергетичного обладнання для надання допоміжних послуг 3) Новозбудовані генеруючі одиниці типу C та D (реконструкція та переоснащення) мають бути технічно спроможними забезпечувати розміщення РПЧ, автоматичних та ручних РВЧ та РЗ, а також здійснювати регулювання напруги та реактивної потужності (крім регулювання напруги в режимі СК) 4) ГЕС та ГАЕС більше 200 МВт (із спроможністю регулювання в режимі СК в ОЕС України) повинні забезпечувати розміщення на своїх генеруючих одиницях резервів для надання ДП із забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК 5) Технічна спроможність надання ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску) є обов’язковою для всіх ГЕС, участь яких передбачена у Плані відновлення області регулювання ОЕС України, чи БуОс після особливої системної аварії, затвердженому ОСП 6) Правила ринку визначають умови оплати ДП, відбір ПДП, умови моніторингу надання ДП, санкції за ненадання, або неякісне надання ДП 7) Додаток 7 до КСП визначає Порядок перевірки та проведення випробувань електроустановок ПДП РПЧ аРВЧС аРВЧЗ аРВЧР рРВЧЗ рРВЧР РЗЗ РЗР 1 МВт 1 МВт 1 МВт 1 МВт 1 МВт 1 МВт 1 МВт 1 МВт симетрія симетрія зав. роз. зав. роз. зав. роз. 1 До 10 у зростаючому порядку ціни Продукт Мін обсяг закупівлі Напрям закупівлі Кількість пар ціна обсяг РПЧ – резерв підтримки частоти, РВЧ – резерв відновлення частоти, аРВЧ – автоматичний резерв відновлення частоти, РЗ – резерв заміщення. ДЖЕРЕЛО: КСП
- 4. ДОПОМІЖНІ ПОСЛУГИ – РОЗДІЛ V КОДЕКС СИСТЕМИ ПЕРЕДАЧІ 2021 4 ВИМОГИ ДО ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ НАДАННЯ ДОПОМІЖНИХ ПОСЛУГ КСП РОЗДІЛ IX “НАДАННЯ ДОПОМІЖНИХ ПОСЛУГ”: 1) Перелік допоміжних послуг 2) Вимоги до електроенергетичного обладнання для надання допоміжних послуг 3) Новозбудовані генеруючі одиниці типу C та D (реконструкція та переоснащення) мають бути технічно спроможними забезпечувати розміщення РПЧ, автоматичних та ручних РВЧ та РЗ, а також здійснювати регулювання напруги та реактивної потужності (крім регулювання напруги в режимі СК) 4) ГЕС та ГАЕС більше 200 МВт (із спроможністю регулювання в режимі СК в ОЕС України) повинні забезпечувати розміщення на своїх генеруючих одиницях резервів для надання ДП із забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК 5) Технічна спроможність надання ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску) є обов’язковою для всіх ГЕС, участь яких передбачена у Плані відновлення області регулювання ОЕС України, чи БуОс після особливої системної аварії, затвердженому ОСП 6) Правила ринку визначають умови оплати ДП, відбір ПДП, умови моніторингу надання ДП, санкції за ненадання, або неякісне надання ДП 7) Додаток 7 до КСП визначає Порядок перевірки та проведення випробувань електроустановок ПДП РПЧ – резерв підтримки частоти, РВЧ – резерв відновлення частоти, аРВЧ – автоматичний резерв відновлення частоти, РЗ – резерв заміщення. 8.4.2. Первинне регулювання – ПР (загальне та нормоване) Об’єкти B, C, D в ОЕС – обов’язкове (в загальному ПР) В нормованому ПР – стійка видача РПЧ принаймні 15 хв Квазістатичне 50 +/- 0,2Гц та динамічне 50 +/-0,8 Гц Стабільний РПЧ – 15 хв поза мертвою зоною в +/-0,2 Гц Нормативна 1-на регулююча потужність активація 0,1-1 сек поза +/-0,2 Гц, час введення в дію на 50% не більше 15 секунд, а всього сумарного РПЧ не більше 30 секунд і підтримка принаймні протягом 15 хв Зона чутливості не > +/-0.01 Гц Точність локальних вимірювальних приладів – не менше +/- 0,01 (краще 0,001 Гц) Величина необхідних резервів в межах роботи в ENTSO-E +/- 3000 МВт, СНД, Балтія та Грузія +/-1200 МВт, ізольована ОЕС України +/-1000 МВт ДЖЕРЕЛО: КСП
- 5. 8.4.3. Вторинне регулювання ДОПОМІЖНІ ПОСЛУГИ – РОЗДІЛ V КОДЕКС СИСТЕМИ ПЕРЕДАЧІ 2021 5 ВИМОГИ ДО ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ НАДАННЯ ДОПОМІЖНИХ ПОСЛУГ КСП РОЗДІЛ IX “НАДАННЯ ДОПОМІЖНИХ ПОСЛУГ”: 1) Перелік допоміжних послуг 2) Вимоги до електроенергетичного обладнання для надання допоміжних послуг 3) Новозбудовані генеруючі одиниці типу C та D (реконструкція та переоснащення) мають бути технічно спроможними забезпечувати розміщення РПЧ, автоматичних та ручних РВЧ та РЗ, а також здійснювати регулювання напруги та реактивної потужності (крім регулювання напруги в режимі СК) 4) ГЕС та ГАЕС більше 200 МВт (із спроможністю регулювання в режимі СК в ОЕС України) повинні забезпечувати розміщення на своїх генеруючих одиницях резервів для надання ДП із забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК 5) Технічна спроможність надання ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску) є обов’язковою для всіх ГЕС, участь яких передбачена у Плані відновлення області регулювання ОЕС України, чи БуОс після особливої системної аварії, затвердженому ОСП 6) Правила ринку визначають умови оплати ДП, відбір ПДП, умови моніторингу надання ДП, санкції за ненадання, або неякісне надання ДП 7) Додаток 7 до КСП визначає Порядок перевірки та проведення випробувань електроустановок ПДП РПЧ – резерв підтримки частоти, РВЧ – резерв відновлення частоти, аРВЧ – автоматичний резерв відновлення частоти, РЗ – резерв заміщення. Для: підтримки частоти в допустимих межах, підтримка балансу потужності, підтримка сальдо перетоків В ОЕС/блоку регулювання/синхронній області має безперервно здійснюватися: вторинне регулювання в режимі відокремленої роботи, регулюванні обмінної потужності, обмеження перетоків потужності Розрахункова величина РВЧ: ОЕС України (1 ГВт – завант., 0,5 ГВт розвант.), БуОс (завантаження – визначення за алгоритмом – підпункт 15 пунку 8.4.3., розвант. – 0,1 ГВт) Мін. технічні вимоги для РВЧ: затримка активації не більше 30 сек, введення в дію не більше 15 хв, стабільне забезпечення РВЧ не менше 60 хв, точність вимірювання активної потужності РВЧ – не менше +/-1% від номінальної потужності одиниці надання РВЧ, цикл вимірювання не більше ніж 1 сек Кожен постачальник РВЧ повинен підтвердити відповідність мінімальним технічним вимогам та вимогам до готовності РВЧ, повідомляти ОСП про зниження фактичної готовності або аварійне відключення своєї одиниці постачання РВЧ якомога швидше ДЖЕРЕЛО: КСП
- 6. 8.4.4. Третинне регулювання ДОПОМІЖНІ ПОСЛУГИ – РОЗДІЛ V КОДЕКС СИСТЕМИ ПЕРЕДАЧІ 2021 6 ВИМОГИ ДО ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ НАДАННЯ ДОПОМІЖНИХ ПОСЛУГ КСП РОЗДІЛ IX “НАДАННЯ ДОПОМІЖНИХ ПОСЛУГ”: 1) Перелік допоміжних послуг 2) Вимоги до електроенергетичного обладнання для надання допоміжних послуг 3) Новозбудовані генеруючі одиниці типу C та D (реконструкція та переоснащення) мають бути технічно спроможними забезпечувати розміщення РПЧ, автоматичних та ручних РВЧ та РЗ, а також здійснювати регулювання напруги та реактивної потужності (крім регулювання напруги в режимі СК) 4) ГЕС та ГАЕС більше 200 МВт (із спроможністю регулювання в режимі СК в ОЕС України) повинні забезпечувати розміщення на своїх генеруючих одиницях резервів для надання ДП із забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК 5) Технічна спроможність надання ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску) є обов’язковою для всіх ГЕС, участь яких передбачена у Плані відновлення області регулювання ОЕС України, чи БуОс після особливої системної аварії, затвердженому ОСП 6) Правила ринку визначають умови оплати ДП, відбір ПДП, умови моніторингу надання ДП, санкції за ненадання, або неякісне надання ДП 7) Додаток 7 до КСП визначає Порядок перевірки та проведення випробувань електроустановок ПДП РПЧ – резерв підтримки частоти, РВЧ – резерв відновлення частоти, аРВЧ – автоматичний резерв відновлення частоти, РЗ – резерв заміщення. Для ОЕС України розрахунковий резерв заміщення – третинного регулювання: завантаження не менше 1 ГВт, на розвант. не менше 0,5 ГВт. Для БуОс: на завантаж. – за формулою підпункту 15 пункту 8.4.3, на розвантаження 0,1 ГВт. Кожен постачальник резерву заміщення повинен повідомляти ОСП про зниження фактичної готовності або про аварійне відключення своєї одиниці постачання резерву заміщення. ОСП повинен забезпечити відповідність резерву заміщення технічним вимогам, вимогам до готовності та вимогам до приєднання його одиниць до резерву заміщення. ДЖЕРЕЛО: КСП
- 7. ОБСЯГ ТА ОБМЕЖЕННЯ РИНКУ РИНОК ДОПОМІЖНИХ ПОСЛУГ 2021 7 Планові витрати на купівлю електричної енергії з метою компенсації технологічних втрат: 4,7 млрд грн без ПДВ на 2021 рік ДЖЕРЕЛО: НЕК Укренерго, НКРЕКП Планові витрати з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління: 5,5 млрд грн без ПДВ на 2021 рік ДЖЕРЕЛО: НЕК Укренерго, НКРЕКП 10,2 млрд грн РПЧ – Первинне регулювання РВЧ – Вторинне регулювання РЗ – Третинне регулювання Обсяг ринку Реєстр постачальників допоміжних послуг УКРГІДРОЕНЕРГО ДТЕК ЗАХІДЕНЕРГО ДТЕК ДНІПРОЕНЕРГО ДТЕК СХІДЕНЕРГО ПрАТ ХАРКІВСЬКА ТЕЦ-5 Реєстр постачальників послуг балансування 262 компанії ДЖЕРЕЛО: НЕК Укренерго ДЖЕРЕЛО: НЕК Укренерго Ціноутворення на ринку допоміжних послуг Постанова НКРЕКП 635 від 26.04.2019 Розділ 2 – ДП РПЧ Розділ 3 – ДП РВЧ Розділ 4 – ДП РЗ Розділ 4 – ДП РН1) та РП2) Розділ 4 – ДП відновл. АДМІНІСТРАТИВНЕ ОБМЕЖЕННЯ ЧЕРЕЗ МЕХАНІЗМ ГРАНИЧНИХ ЦІН РДН ТА ВДР 1) Регулювання напруги 2) Реактивна потужність
- 8. АДМІН ЦІНИ РДН ТА ВДР РИНОК ДОПОМІЖНИХ ПОСЛУГ 2021 8 АДМІНІСТРАТИВНЕ ОБМЕЖЕННЯ ЧЕРЕЗ МЕХАНІЗМ ГРАНИЧНИХ ЦІН РДН ТА ВДР Інтервал перегляду: 6 місяців Задіяні державні органи: Антимонопольний комітет України Мінімальне навантаження Макс (середня оптова ціна з 00:00 до 07:00, з 23:00 до 24:00) мінімального навантаження за три останні місяці до початку роботи ВДР та РДН (березень- травень 2019 року) Максимальне навантаження Макс (середня оптова ціна з 07:00 до 23:00) максимального навантаження за три останні місяці до початку роботи ВДР та РДН (березень-травень 2019 року) Спеціальний режим під час пандемії КОВІД19 ДЖЕРЕЛО: Правила ринку електроенергії ДЖЕРЕЛО: ОРЕЕ, Постанова НКРЕКП Учасники РДН та ВДР повинні виставляти заявки на торги не вище ціни, що дорівнює в години мінімального навантаження (з 00:00 до 07:00, з 23:00 до 24:00) 60% ціни в години максимального навантаження … визначеної на основі Максимальні ціни в РДН та ВДР з 8 серпня 2020 року, грн / МВт (без ПДВ) ОЕС України БуОс з 00:00 до 07:00, з 23:00 до 24:00 з 07:00 до 23:00 1288,94 2048,23 959,12 2048,23
- 9. АДМІН ЦІНИ РДН-ВДР-БР: ПРОЄКТ РИНОК ДОПОМІЖНИХ ПОСЛУГ 2021 9 гранична ціна РДН МАКС з 60% максимального із середніх фактичних оптових цін на е/е в години (з 07:00 до 23:00 максимального навантаження за березень – травень 2019) Мінімального зі значень: Базової індикативної ціни Максимальної в торговій зоні індикативної ціни на РДН сусідніх країн для відповідної години доби за аналогічний квартал попереднього року 2048,26*60% = 1228,96 До 1.11.2021 До 1.04.2022 Після 1.04.2022 2048,26 * 0,925 (ІЦВ 2019) * 1,147 (ІЦВ 2020) = 2173,15 2048,26 * 0,925 (ІЦВ 2019) * 1,147 (ІЦВ 2020) * (ІЦВ 2021) =? 3500 грн / МВт*год Для 1 кв 2021 року – середнє значення = 1191 грн /МВт*год; для 2 кв 2021 = 2109 грн МВт/год гранична ціна ВДР та БР МІН з Базової індикативної ціни До 1.11.2021 До 1.04.2022 Після 1.04.2022 2048,26*0,925 (ІЦВ 2019) * 1,147 (ІЦВ 2020) = 2173,15 2048,26 * 0,925 (ІЦВ 2019) * 1,147 (ІЦВ 2020) * (ІЦВ 2021) =? 3500 грн / МВт*год Максимальної граничної ціни періоду старт-енд на РДН * 1,15 2048,26*1,15 = 2355,5 ДЖЕРЕЛО: НКРЕКП
- 10. ЦІНОУТВОРЕННЯ НА РИНКУ ДП РИНОК ДОПОМІЖНИХ ПОСЛУГ 2021 10 Ціноутворення на ринку допоміжних послуг Постанова НКРЕКП 635 від 26.04.2019 Розділ 2 – ДП РПЧ Розділ 3 – ДП РВЧ Розділ 4 – ДП РЗ Розділ 4 – ДП РН та РП Розділ 4 – ДП відновл. РПЧ ЗАВАНТАЖЕННЯ РПЧ РОЗВАНТАЖЕННЯ Ціна РПЧ на завантаження С. зв. ціна е/е на РДН Коеф. інвест. привабливості Індекс цін промисловості / 100% Ціна РПЧ на розвантаження С. зв. ціна е/е на РДН Коеф. – сума платежів за маневреність та робочу потужність за 12 місяців до вартості електричної енергії РВЧ ЗАВАНТАЖЕННЯ РВЧ РОЗВАНТАЖЕННЯ Ціна РВЧ на завантаження С. зв. ціна е/е на РДН Коеф. інвест. привабливості Ціна РВЧ на розвантаження С. зв. ціна е/е на РДН Коеф. – сума платежів за маневреність та робочу потужність за 12 місяців до вартості електричної енергії Ціни ДП РЗ – аналогічно РПЧ та РВЧ Аукціони ОСП на ДП Річні Квартальні Місячні, тижневі, добові 55% від РДН розрахункового періоду та 115% від обмеження ціни РДН розрахункового періоду – Цінові обмеження для заявок на ринку балансування Ціни публікує ОСП в Інтернет ДЖЕРЕЛО: КМУ ДЖЕРЕЛО: КМУ
- 11. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕННЯ АУКЦІОНІВ РИНОК НОВИХ ПОТУЖНОСТЕЙ 2021 11 Держенергоефективності та ОСП подає щороку до 15 вересня пропозиції щодо розміру річних квот по підтримці ВДЕ До 15 вересня щороку на наступні 5 років з розподілом за видами ВДЕ До 31 жовтня щороку на наступні 5 років з розподілом за видами ВДЕ Уповноважений орган подає проект рішення щодо встановлення річних квот підтримки ВДЕ на наступні 5 років Кабмін публікує рішення щодо встановлення річних квот на власних сайтах та сайті Гарпок Не пізніше 5 робочих днів з дня прийняття такого рішення Підготовка до проведення аукціону Гарантований покупець публікує оголошення про проведення аукціону Аукціон проводиться не раніше 30 днів і не пізніше 60 днів від дня оголошення Потенційні учасники аукціону подають заяву на участь через форму в особистому кабінеті на сайті оператора авторизованого електронного майданчика Прийом заяв – від моменту публікації до часу в проміжку між 19:30 та 20:30 доби, що передує добі проведення аукціону Електронна система автоматично фіксує дату і час кожної заяви З моменту отримання підтвердження заявник – учасником Величина потужності кВт, не може перевищувати потужність за договором приєднання до мережі При аукціоні з земельними ділянками, потужність не може перевищувати допустимого діапазону для відповідного об’єкта ВДЕ ДЖЕРЕЛО: КМУ
- 12. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕННЯ АУКЦІОНІВ РИНОК НОВИХ ПОТУЖНОСТЕЙ 2021 12 Підготовка до проведення аукціону Цінова пропозиція на виробництво е/е ВДЕ В євроцентах за 1 кВт*год з двома знаками після коми, не вище «зеленого» тарифу Необхідні документи для завантаження потенційним учасником аукціону Банківська гарантія на користь Гарантованого покупця Свідчення права власності/користування земельною ділянкою Копію договору про приєднання до мережі Витяг з ЄДРПУО Інформацію про кінцевого власника Інформацію про структуру управління Для технологічно-нейтрального аукціону – довідку щодо виду ВДЕ Не подається при аукціонах з земельними ділянками Підготовка до проведення аукціону 2 і більше учасники Автоматичний запуск аукціону у визначений час та дату Після запуску аукціону система надає 15 хвилин учасникам для ознайомлення з інформацією з оголошення щодо аукціону Після 15 хв – починається час на оновлення цінових пропозицій – після чого є 15 хв у учасників на оновлення цінових пропозицій у бік зменшення без зміни потужності ДЖЕРЕЛО: КМУ
- 13. ПРОЕКТ ЗАКОНУ 2582 ПРО ESS ПРОЕКТ ЗАКОНУ ПРО ESS 2021 13 Оператор системи накопичення електроенергії Оператор системи передачі електроенергії Оператор системи розподілу електроенергії Проект закону передбачає зміни до ЗУ «Про ринок електричної енергії» Можливість роботи систем накопичення електроенергії з різними технологіями (купівля-продаж, ДП) Часткова компенсація ціни електроенергії від систем збереження електроенергії через «зелений» тариф та тариф на передачу НЕК Укренерго Робота систем збереження, як для власних потреб оператора, так і окремо для надання допоміжних послуг та послуг балансування мережі Ліцензування більше 5 МВт Заборона поєднання функцій, гарантованого покупця, оператора системи передачі, розподілу, та оператора системи збереження, окрім передбачених випадків Повідомляти за 90 днів про закінчення експлуатації Зобов’язання брати участь у балансуючому ринку Для окремих випадків експлуатувати систему збереження до 250 МВт Щорічний звіт про випадки забезпечення операційної безпеки ОЕС через використання систем збереження електроенергії Для окремих випадків експлуатувати систему збереження до 25 МВт без додаткових ліцензій та інформування регулятора Участь операторів систем збереження (ESS) у балансуючій групі гарантованого покупця і оплата електроенергії на базі нетто перетоків, відпущених у мережу Виробники, яким встановлено «зелений» тариф та які є операторами рикну мають право входити до балансуючої групи гарантованого покупця з оплатою електроенергії лише в обсязі не більшому від накопиченої електроенергії, виробленої на власних енергоустановках ДЖЕРЕЛО: ВРУ
- 14. 14 01601, м. Київ, вул. Мечникова, 3, офіс 810, +38 (044) 379 12 95, info@uare.com.ua