Технический директор компании Atmosfera Александр Ковпак рассказал о рисках при установке СЭС 100+ кВт и о том, где бизнес может потерять деньги еще до запуска станции.
Для солнечной электростанции мощностью 100 кВт и более ошибка в расчетах может стоить бизнесу не только нескольких процентов генерации, но и лет до окупаемости. Чаще проблема возникает не из-за панели или инверторы, а из-за неправильного понимания того, когда, сколько и как само предприятие потребляет электроэнергию. Избыточная мощность, неравномерная нагрузка между фазами, сезонность, режим работы предприятия и неправильный подбор накопителя могут существенно изменить экономику проекта.
Главный риск – спроектировать СЭС по одной цифре
Когда предприятие говорит, что максимальное его потребление составляет, например, 200 кВт, это еще не означает, что ему нужна СЭС на 200 кВт.
Для солнечной станции пиковая мощность компании в общем не является определяющим параметром. СЭС покрывает часть нагрузки, а остальные в нужный момент продолжает снабжать сеть. Гораздо важнее знать профиль потребления в течение дня. Предприятие может потреблять много электроэнергии в сутки, но основная нагрузка будет приходиться на утро и вечер.
Днем, когда солнечная генерация максимальна, потребление может быть минимальным. В таком случае даже правильно установленная СЭС физически не сможет реализовать весь свой потенциал.
Например, станция теоретически может выработать 500 кВт-ч в определенный момент, но предприятию в настоящее время требуется всего 25 кВт-ч. В модели работы на собственное потребление СЭС не будет генерировать все 500 кВт-ч – ее мощность будет ограничена фактической нагрузкой.
Поэтому ситуация, когда владелец говорит, что “станция дает только половину ожидаемого”, не всегда означает проблему с оборудованием. Сначала нужно посмотреть на графики потребления и генерации.
Оптимальный размер СЭС – не максимальный
Для большинства проектов по собственному потреблению логика достаточно проста: станцию следует рассчитывать примерно на 100% летнего потребления предприятия. Именно летом СЭС имеет максимальную генерацию. Если в этот период станция полностью загружена потреблением, ее мощность используется наиболее эффективно. Условно, если предприятие летом потребляет 100 кВт-ч, СЭС может быть близка к 100 кВт-ч или иметь умеренное превышение – примерно на 10-20%.
В межсезонье станция может покрывать примерно 50% потребностей предприятия, а зимой – примерно 20-30%. При благоприятном профиле потребление годовая компенсация может достигать 60-70%.
Проблема начинается тогда, когда станцию существенно увеличивают “про запас”. Если летняя производительность СЭС превышает потребление примерно на 30%, дальнейшее увеличение мощности уже не всегда экономически оправдано. А увеличение станции примерно на 50% может прибавить примерно 25% к сроку окупаемости.
То есть, проект с базовой окупаемостью три года может превратиться примерно в 4,5 года. В то же время, это не означает, что большую СЭС никогда не стоит устанавливать. Предприятие может сознательно пойти на более долгую окупаемость, если его цель – получать больше собственной генерации осенью и зимой.
Здесь важно не называть такое решение ошибкой. Это другой сценарий использования энергии, который просто должен сознательно заложен в финансовую модель.
СЭС и накопитель – это разные задачи
Отдельная ошибка – переносить логику проектирования солнечной станции на систему накопления энергии. Для СЭС пиковая мощность предприятия не столь критична: если солнца недостаточно, сеть компенсирует разницу.
Для накопителя ситуация иная. Если он работает в автономном режиме, необходимо знать не только среднее потребление, но и пиковые нагрузки, пусковые токи и тип оборудования.
Предприятие может сообщить, что пик его составляет 200 кВт, но детальный анализ покажет кратковременные нагрузки на уровне 250 кВт. Это может не быть проблемой для сети. Для накопителя – критической.
Именно поэтому УЗЭ нельзя подбирать только по принципу “нам нужно столько-то кВт-ч батареи”.
Неравномерная нагрузка по фазам может “съесть” генерацию
Для предприятий мощностью более 30 кВт характерна трехфазная сеть. Солнечный инвертор при этом генерирует мощность равномерно по трем фазам.
Но само потребление может быть неравномерным. Представим три фазы, на которых нагрузка составляет соответственно 10, 5 и 0 кВт. Если отдавать излишек электроэнергии в сеть нельзя, СЭС будет ограничена менее загруженной фазой.
Чем больше дисбаланс, тем меньше солнечной генерации предприятие фактически может использовать. На больших объектах это особенно актуально: многие станки, производственные линии, отдельные здания и различное оборудование формируют сложную картину нагрузки.
Активный потребитель – не столько о продаже электроэнергии, сколько об эффективности
При наличии избыточного солнечной генерации предприятие может использовать механизм активного потребителя, чтобы передавать излишек в сеть. Но здесь есть важный экономический нюанс: продажа электроэнергии днем не обязательно выгодна. В часы максимальной солнечной генерации цена электроэнергии на рынке может быть очень низкой.
Поэтому активный потребитель – это не обязательно история о заработке на каждом киловатте. В определенных конфигурациях он позволяет использовать больше потенциала СЭС: генерация не должна ограничиваться нагрузкой наименее загруженной фазы.
То есть механизм может повышать техническую эффективность использования станции, даже если экономика продаж излишков сама по себе не привлекательна.
Регион имеет значение, но не настолько, как профиль потребления
Место установки СЭС влияет на генерацию. Разница между севером и югом Украины может составлять около 10%. Но для бизнеса, уже имеющего производственную площадку, этот параметр фактически задан: предприятие не может перенести завод в регион с большей инсоляцией.
Гораздо важнее правильно учесть этот фактор в прогнозе. Хороший проект не должен обещать точную генерацию до последнего киловатт-часа.
Разница между фактической генерацией и корректным прогнозом может составлять примерно +10% из-за естественной изменчивости солнечных условий. Прогнозы базируются на многолетних метеорологических данных, но каждый год отличается.
Пыль не означает автоматически минус 10% в год
Для промышленных и аграрных предприятий часто возникает вопрос загрязнения панелей. Утрата генерации на уровне 5-10% вполне реальна в момент сильного загрязнения. Но это не значит, что СЭС будет весь год производить на 5-10% меньше.
После ветра часть загрязнения может исчезать, а обычный уровень запыленности обычно уже учитывается при проектировании. Регулярная мойка может понадобиться прежде всего на объектах с нетипично высоким уровнем пыли, например, рядом с аграрным или промышленным производством.
Отдельный риск – неправильно оценить подключение
Для СЭС, работающей на собственное потребление, во многих случаях используется уже существующее присоединение предприятия. Если объекту достаточно текущей разрешенной мощности, само появление солнечной станции не означает автоматической необходимости строить новую линию или трансформатор.
Другая ситуация может возникнуть с накопителем, который работает отдельно на рынке электроэнергии и требует отдельной точки подключения.
Расходы на такое присоединение могут ориентировочно составлять $10-20 тыс. на 1 МВт, но в редких случаях, когда требуются новая линия и трансформатор, расходы могут доходить примерно до $50 тыс. Конкретная сумма сильно зависит от объекта и местных условий.
Поэтому вопрос подключения следует проверять еще до финального расчета экономики проекта.
Накопитель меняет экономику СЭС
Без накопителя солнечная станция в основном замещает потребление в дневные часы. Условно, если электроэнергия в настоящее время стоит 4-8 грн./кВт-ч, именно эту экономию получает бизнес.
Накопитель позволяет перенести часть солнечной энергии на вечер, когда электроэнергия может стоить уже 18-20 грн./кВт-ч.
В проектах встречаются разные соотношения мощности СЭС и емкости накопителя – условно от 1:2 до 1:5, но универсального соотношения нет. Оно зависит от сценария использования, стоимости оборудования и того, какую часть избыточной генерации бизнес хочет перенести на другие часы.
К примеру, 100 кВт СЭС летом потенциально могут производить примерно 500 кВт-ч в день. Теоретически можно установить накопитель, способный принять весь этот объем, но это может быть экономически нецелесообразным. Поэтому бизнес может выбрать, например, 250 кВт-ч и использовать накопитель только для части излишка.
Дизель может существенно изменить срок окупаемости.
В расчетах СЭС важно учитывать не только стоимость электроэнергии из сети. Если предприятие при отключениях использует дизель-генератор, себестоимость производимой им электроэнергии может доходить примерно до 28-30 грн./кВт-ч. Для сравнения, электроэнергия из сети в приведенном сценарии стоит около 8 грн./кВт-ч.
Поэтому киловатт-час, который СЭС позволяет не производить дизель-генератору, имеет совсем иную экономическую ценность.
Даже если дизель работает примерно на 10% времени, замещение его генерации солнечной системой может заметно сократить срок окупаемости – ориентировочно на 20% в зависимости от конкретного сценария.
Это еще раз показывает, почему одна универсальная цифра “окупаемости СЭС – три года” для бизнеса не работает.
Три года окупаемости могут превратиться в четыре
Базовый сценарий для СЭС по собственному потреблению может давать около трех лет окупаемости. Но реальный результат в значительной степени определяется режимом работы предприятия. Например, если компания работает пять дней в неделю и не работает в выходные, часть солнечной генерации в субботу и воскресенье просто не будет иметь потребителя.
В таком сценарии срок окупаемости может возрасти примерно на 20%: условные три года превращаются примерно в четыре.
Еще большее влияние оказывает неравномерная дневная нагрузка. Если предприятие потребляет больше утром и вечером, а днем нагрузка низкая, СЭС будет регулярно ограничивать генерацию.
Для накопителя логика еще сложнее: его ценность зависит от того, в какие часы предприятию нужна энергия. Если наибольшее потребление приходится на 21-22 часа, разряжать батарею именно в этот период может быть значительно выгоднее, чем в 17 часов.
Главный инструмент перед проектированием – почасовой профиль
В итоге: главный риск для СЭС 100+ кВт – не выбрать “не те” панели. Самая большая ошибка – неправильно спроектировать взаимодействие генерации, потребления, сети и режима работы предприятия.
Поэтому перед проектированием следует получить не просто годовой объем потребления и не одну цифру пиковой нагрузки, а почасовой профиль.
Для объектов, где требуется подробный расчет, следует устанавливать анализатор сети и собирать почасовые данные. Если на предприятии есть АСКОЭ, эти данные часто могут быть получены непосредственно из системы учета за нужный период.
Именно почасовой профиль показывает, сколько энергии предприятию требуется, когда ему нужно и какую часть этой нагрузки реально может заместить СЭС. И уже после этого имеет смысл определять мощность станции, емкость накопителя, необходимость активного потребителя и финансовую модель.
Потому что для бизнеса правильная СЭС – не та, которая производит максимум электроэнергии. Это та, которая максимально эффективно замещает именно то потребление, за которое предприятие платит.
