«Енергетичні соти, децентралізована генерація» – нові політичні метафори чи поштовх для глибоких реформ.

Чим більше деградує і руйнується наша енергосистема, тим більше зусиль покладається не тільки щоб відновити баланс споживання та виробництва, а й спроб змоделювати нову сучасну і стійку модель. Якою ж може бути енергосистема, наприклад з архітектурою мережі «енергетичних сот»? Потрібно сказати, що експертне середовище активно почало обговорювати запропоновану новелу, яка може або залишитись черговою красивою метафорою або дійсно стане однією із основ нової архітектури енергетичної безпеки України.

Чому так важливо розібрати це питання? Це вже не просто “поставимо багато газопоршневих когенераційних установок”. Як слушно зазначив Л.Уніговський, дійсно існує академічна концепція cellular energy systems / energy cells, переважно в європейській та німецькій дослідницькій школі. Але українська публічна концепція «енергетичних сот» поки що не продемонструвала відповідності цій моделі на рівні архітектури, регуляторики, ринкової організації, стандартів та операційного управління.

Спочатку відмітимо як виглядає загальна ситуація в енергетиці зараз, щоб розуміти в яких граничних умовах країна буде впроваджувати нову концепцію:

Руйнування об’єктів енергетики та критичної інфраструктури в результаті військових злочинів з боку РФ в період 2022-26 років не тільки позбавило країну достатнього балансу генеруючих потужностей, а й висвітлило всі накопичені проблеми та помилки зроблені в попередні періоди.

Україна в 2019 році змінила модель оптового ринку електричної енергії та впровадила так званий Третій Енергопакет ЄС – законодавство Євросоюзу щодо лібералізації газового та електричного ринків. Крім забезпечення надійного та безпечного постачання електричної енергії споживачам, нова модель мала забезпечити розвиток  ринкових відносин, мінімізації витрат на постачання електричної енергії та мінімізації негативного впливу на навколишнє природне середовище, забезпечення балансу між попитом та пропозицією електричної енергії,  добросовісної конкуренції, сприяння виробництву електричної енергії з альтернативних джерел енергії та розвитку розподіленої генерації і обладнання для зберігання енергії, створення умов для залучення інвестицій в електроенергетику та багато інших прогресивних та необхідних для розвитку енергетики напрямків.   

Але тенденція негативного руху, яка розпочалась задовго до нападу РФ практично повністю знівелювала переваги нової моделі недосконалим державним регулюванням, втручанням в тарифну політику, відсутністю будь яких стимулів для модернізації та розвитку, маніпуляції та зловживання на ринку, зростаючи небаланси і як результат нагромадження боргів. Ця сумна і депресивна картина довгий час перекривалась подвійним надлишком  потужностей, в першу чергу дешевих атомних та гідро- електростанцій, які на жаль стали джерелом соціального популізму уряду та корупції, а не фундаментом для  сучасної перебудови енергетики. Відновлення фізичного балансу енергетичних потужностей без вирішення накопичених системних проблем не може бути реалістичним завданням.

Не буду наголошувати окремо, що централізована радянська модель остаточно себе вичерпала але наведу основні відмінності старої і нової моделей:

Існуюча – це великі вузли генерації, однонаправлені потоки, пасивний споживач, «сліпа» розподільча мережа, вразливість до атак.

 Цілком очевидно, основою цієї трансформації є розвиток розумних активних систем розподілу(smart grid), мікромереж(microgrid), розподілених енергоресурсів(DER), активних споживачів(prosumers), установок зберігання енергії(BESS), інтеграції електромобілів(V2G), можливості балансування на всіх рівнях(distributed balancing), віртуальні електростанції(VPP),  програмні платформи для інтелектуального управління електричними мережами(ADMS/DERMS) та інтегрованої системи керування від ОСП(SCADA) до кінцевих споживачів(grid edge), що забезпечує перехід від традиційної односторонньої системи до децентралізованої.

Потрібно відзначити, що всі вищенаведені елементи майбутньої архітектури ОЕС України в певній мірі по кожному напрямку активно обговорюються, відбувається адаптація міжнародних стандартів, вже можна навести багато прикладів успішних реалізованих проектів  DER, BESS та microgrid. Але цей процес відбувається повільно, несистемно та нескоординовано, що призводить до стримування в розвитку одних технологій із-за відсутності інших.

Наведу такий приклад: В 2022-23 році після перших руйнувань були напрацьовані і затверджені РНБО заходи по одночасному впровадженню розподіленої генерації(DER) та розумних мереж(smart grid). Коли був зроблений аналіз ефективності використання введеної в роботу розподіленої генерації за один холодний день лютого цього року при температурі повітря в середньому по країні  -15 град, а споживачі відключались по 12-16 годин, з’ясувалось що середній коефіцієнт використання встановленої потужності DER становив в цей день тільки 28%!!! Одна із головних причин – відсутність смартмереж і телемеханіки на підстанціях до яких DER під’єднані. І очевидно, що зі зростанням обсягів DER ця проблема буде наростати. Ще більша проблема виникає з ефективністю  використання СЕС та ВЕС, стохастичність роботи яких наносить все більше економічних збитків.

Можна зробити висновок, що для України проблема відбудови енергетики полягає не лише в дефіциті генерації, а й у дефіциті керованості мережі. Кожна гривня, вкладена в цифровізацію та автоматизацію мереж, може дати більший ефект використання існуючої розподіленої генерації, ніж гривня, вкладена в будівництво додаткової генерації. Простий приклад: якби коефіцієнт використання  розподіленої генерації був на рівні 60 %, це б фактично дорівнювало 250-300 млн.євро економії в будівництві кожного гігавата потужності. Якщо додати інші складові кумулятивного ефекту від модернізації мереж, які наприклад, називає CIGRE в своїх дослідженнях, вона стає не тільки технічно, а економічно безальтернативною. Наведу декілька цифр: зниження втрат в мережах – до 20%, при одночасному збільшені пропускної  здатності на 25-40% без масового будівництва. Скорочення тривалості  аварій до 40 % і головний ефект – 100% інтеграція DER!

   

Голова Укренерго на початку року повідомив про необхідність  побудови 9 з половиною ГВт нової генерації енергосистемі України, яке буде потрібно в найближчому майбутньому. Йдеться про високоманеврену газову генерацію, теплові електростанції на біопаливі, установки зберігання енергії та «зелену» генерацію. Оцінка необхідних інвестицій на цю програму може скласти   понад 8 млрд. євро. Достатньо легко порахувати збитки, якщо модернізація мереж і далі буде відставати від розвитку розподілених і відповідно стійких до сучасних викликів джерел тепла та електроенергії.

Україна вже інвестує мільярди у розподілені енергетичні ресурси. Головне питання наступного етапу — чи зможе енергосистема ефективно ними скористатися.

 Чому термінологія має значення?

На фоні цього поширюється дискусія в протилежному напрямку. Як цитує сайт Energy Club, під час енергетичного форуму «Енергетична децентралізація 2026: Генерація, накопичення, фінансування» президент ГС «СІГРЕ-Україна» Олександр Светелік наголосив: «що потрібно визначитися, що це таке децентралізована генерація. У тому сенсі, який ми зараз вкладаємо у це поняття, це передусім резервна генерація для окремих підприємств. Нам потрібні нові проєкти, нові економічні відношення, нові інноваційні пропозиції. Ми створили агрегатор, який має, на наш погляд, об’єднати все і зробити вихід на нашого головного диспетчера. Нам потрібна об’єднана, єдина, цілісна енергетична система. Якщо система такою не буде, працювати буде тільки резервна генерація. Жодних островів, ніяких кластерів. Ми використовуємо багато термінів, але проєктів поки що немає, принаймні, я їх не бачив».

Перед тим, як рухатись далі по трансформації ОЕС в нову архітектуру, хотів би розібрати висловлення поважного мною колеги ще і тому, що це непоодинокий вислів серед політиків і окремих експертів галузі, думки яких цитуються і впливають на результат прийняття стратегічних рішень.І так по ходу висловленого Олександром Дмитровичем:

• «Децентралізована генерація» vs «розподілена генерація»

 У професійній та нормативній площині в Україні використовується саме термін розподілена генерація. Це не просто лінгвістична різниця. «Децентралізована генерація» часто використовується багатьма в Україні, як політико-економічний термін, тоді як «розподілена генерація» описує конкретну технічну модель розміщення генеруючих потужностей у мережі. Тому коли розподілену генерацію зводять до ролі «резервної генерації для підприємств», виникає питання: чи йдеться про нормативне поняття, чи про певну управлінську концепцію.

• «Ми створили агрегатор»

Саме слово «агрегатор» тут виглядає неоднозначно. У сучасній енергетиці агрегатор — це не диспетчерська надбудова над усією системою. Зазвичай агрегатор:

• об’єднує групу виробників, споживачів або накопичувачів;
• виступає учасником ринку;
• надає послуги балансування;
• взаємодіє з оператором системи передачі або розподілу через стандартизовані інтерфейси.

Тому фраза – «агрегатор … має об’єднати все і зробити вихід на нашого головного диспетчера» звучить дещо дивно для фахівця. Вона нагадує архітектуру «єдиного центру управління», тоді як сучасні енергосистеми будуються як багаторівневі системи керування.

• «Наш головний диспетчер»

Саме це формулювання теж викликає питання. У сучасній енергосистемі немає потреби, щоб кожен елемент безпосередньо «виходив» на головного диспетчера.

Існує ієрархія: локальний контролер установки; контролер мікромережі (Microgrid Controller); SCADA оператора мережі; системи EMS/DMS; диспетчерські центри різних рівнів.

Філософія сучасного керування полягає не в концентрації всіх команд в одному центрі, а в розподілі функцій та автоматизації прийняття рішень.

• Конфлікт із концепціями Smart Grid і Microgrid

Найбільш дискусійною є теза: «Жодних островів, ніяких кластерів».

Тому що:

• Smart Grid передбачає значну автономність вузлів;
• Microgrid взагалі визначається можливістю роботи як у складі мережі, так і в острівному режимі;
• сучасні стандарти стійкості енергосистем навпаки передбачають сегментацію та локалізацію аварій.

Після масштабних відключень у США, Японії та Європі одним із напрямків розвитку стало саме створення керованих мікромереж, а не посилення абсолютної централізації.

Для мене найбільш дискусійною виглядає не сама ідея єдиної енергосистеми, а приховане ототожнення понять: єдина енергосистема = єдиний центр керування. У сучасній архітектурі це не тотожні речі.

Можна мати:

• єдину синхронну енергосистему;
• єдині правила ринку;
• єдині диспетчерські процедури;

і водночас:

• тисячі об’єктів розподіленої генерації;
• локальні енергетичні кластери;
• мікромережі;
• накопичувачі енергії;
• автоматизоване керування на периферії.

Саме так, власне, і розвиваються концепції Smart Grid, Microgrid, Virtual Power Plant (VPP) та агрегованих розподілених енергетичних ресурсів (DER).

Тому вислів про «агрегатор, який об’єднає все і зробить вихід на головного диспетчера», швидше нагадує логіку традиційної вертикально інтегрованої енергосистеми XX століття, ніж архітектуру сучасної цифрової енергетики, де управління є ієрархічним, розподіленим і значною мірою автоматизованим.

Мені здається, що у наведених  цитатах є не лише термінологічна проблема, а й зіткнення двох різних парадигм розвитку енергосистеми.

Якщо говорити мовою стандартів та сучасної практики, то сьогодні об’єктами керування дедалі частіше стають: розподілені енергоресурси(DER), мікромережі(microgrid), віртуальні електростанції(VPP), установки зберігання енергії(BESS), активні споживачі (prosumers).

При цьому диспетчерський центр не керує кожним інвертором чи газопоршневою установкою напряму. Він задає обмеження, режими, сигнали ринку та вимоги до системних послуг. Значна частина рішень приймається автоматизовано на нижчих рівнях.

Тому фраза: «агрегатор має об’єднати все і зробити вихід на нашого головного диспетчера» виглядає неоднозначною ще й тому, що незрозуміло, що саме автор називає агрегатором. У світовій практиці агрегатор — це, як правило, ринковий або технологічний посередник між багатьма малими ресурсами та оператором системи. Він не замінює собою архітектуру Smart Grid або SCADA.

Ще цікавіше виглядає твердження: «Жодних островів, ніяких кластерів». Тут я бачу потенційне протиріччя з досвідом України останніх років. Під час масованих атак на енергетичну інфраструктуру багато експертів почали говорити саме про підвищення живучості системи через: розподілену генерацію, локальні енергоцентри, когенераційні установки для громад, можливість автономної роботи критичної інфраструктури.

Тобто питання вже не лише в ефективності, а й у стійкості (resilience).

І тут виникає фундаментальне питання для дискусії:

Чи повинна розподілена генерація розглядатися лише як допоміжний елемент ОЕС України, чи вона має стати окремим рівноправним шаром енергосистеми з можливістю локальної автономії в аварійних режимах?

На мою думку, саме навколо цього питання і проходить реальна межа між прихильниками класичної централізованої моделі та прихильниками концепцій Smart Grid/Microgrid.

Україна справді потребує переходу до нової архітектури енергосистеми: Smart Grids, активних систем розподілу, мікромереж, DER, просьюмерів, накопичувачів, V2G, distributed intelligence та кіберзахищеної цифрової координації від ОСП до grid edge. Але ця трансформація повинна спиратися на професійну міжнародну та нормативну термінологію, а не на медійні метафори, які не мають чітко визначеного технічного, регуляторного та інвестиційного змісту.

Міністр енергетики України Денис Шмигаль заявив, що для повного відновлення та модернізації енергетичного сектору країни необхідно залучити понад 90 мільярдів доларів упродовж наступних десяти років. Це означає, що розуміння термінів: bankability, regulatory clarity, operator responsibility, investment structure, interoperability, due diligence, standards та багатьох інших від української сторони мають співпадати з загально усталеними серед іноземних інвесторів та кредиторів.

  Це не перша моя подібна дискусія але повторюсь: Якщо йдеться лише про пояснення ідеї, тоді справді можна сказати «децентралізована генерація» або мережа  «енергетичних сот». Якщо йдеться про державну концепцію, програму розвитку, інвестиційний пакет, міжнародне фінансування або регуляторні зміни, термін має відповідати зовсім іншим критеріям.

Він має бути:

• юридично визначеним;
• технічно описаним;
• регуляторно вбудованим;
• зрозумілим для ОСР/ОСП/НКРЕКП;
• придатним для тарифної або контрактної моделі;
• зрозумілим для IFIs, DFIs, банків, донорів, страхових агентств та EPC-контракторів;
• придатним для due diligence.

Інакше це не буде сприйматись  банками(bankable concept), а буде комунікаційною метафорою(communication concept).

Якщо на ці питання відповідають словом “енергетична сота” — інвестор нічого не зрозуміє. Якщо відповідають через розподілену генерацію, мікромережу, локальний енерговузол, УЗЕ, кероване навантаження, ОСР, агрегатора, PPA, тарифну модель і режимну відповідальність — тоді починається предметна розмова.

Як тільки ми переходимо до фінансування, термінологія стає частиною розподілу ризиків(risk allocation). Неточний термін означає:

• регуляторний ризик;
• ризик невизначеності власності;
• ризик тарифної непридатності;
• ризик відсутності джерела repayment;
• ризик непогодженості з ОСР/ОСП;
• ризик невизнання витрат у тарифі;
• ризик неможливості укласти bankable PPA;
• ризик неможливості страхування;
• ризик неможливості масштабування.

Найбільшим викликом для ОЕС України наступного десятиліття може стати не дефіцит генерації, а дефіцит керованості в умовах стрімкого зростання DER.

     Україна знаходиться перед стратегічною розвилкою. Відбудова і реконструкція енергосистеми не має бути поверненням в 2021 рік – вона має бути стрибком в 2031.

Переконаний, що ми маємо шанс використати післявоєнну відбудову не для відновлення старої енергетики, а для створення першої в Європі масштабної стійкої децентралізованої енергосистеми, яка стане потужною інфраструктурою здатною нести нову економіку держави. 

Давайте коротко підсумуємо що залишив нам у спадок СРСР.

Радянська архітектура:

• Велика централізована генерація (large central generation), профіцит потужності 20 ГВт;
• Вертикальна диспетчеризація (top-down dispatch);
• Центрична передача енергії –традиційна: АЕС/ТЕС /ГЕС/Високовольтні лінії/Споживач(transmission-centric);
• Пасивні споживачі (passive load);

• заздалегідь визначені, фіксовані обсяги електроенергії, які плануються до передачі між вузлами енергосистеми(deterministic flows);

• сліпі розподільчі мережі(minimum observability at distribution level);
• залежність від базової генерації/неможливість маневрування(almost no flexibility mechanisms).

Зміни останніх років (2015-2026):

• Зруйновано 70% ТЕС, втрата 6 ГВт АЕС, дефіцит потужності 10 ГВт;
• ВДЕ(СЕС, ВЕС), розподілена генерація, УЗЕ;
• Проблеми з балансуванням: Стохастична генерація створює різкі коливання (дисперсію) потужності, що ускладнює утримання балансу між попитом і пропозицією в енергосистемі(stochastic generation);

Тепер спробуємо поступово і логічно обміркувати яку архітектуру ми можемо отримати.

У моделі 2021 року диспетчер бачив відносно невелику кількість великих об’єктів: АЕС; ТЕС; ГЕС; кілька великих ВЕС; кілька великих СЕС.

Система була складною, але керованою через обмежену кількість вузлів.

Фактично це була архітектура: few producers → millions of consumers

Саме під таку модель створювалися: прогнозні баланси; кодекс системи передачі; режими роботи; диспетчерські процедури.

А тепер уявімо Україну 2031 року.

Умовно:

• сотні тисяч дахових СЕС;
• десятки тисяч комерційних накопичувачів;
• тисячі промислових мікромереж;
• сотні тисяч електромобілів із V2G;
• тисячі когенераційних установок;
• агрегатори гнучкості;
• енергетичні громади;
• локальні енергохаби.

У такій системі диспетчер фізично не може управляти кожним ресурсом окремо, тому що це вже інший клас системи.

І проблема не в тому, що централізоване керування більше не потрібне. Проблема в тому, що централізованого керування вже недостатньо. Це принципово різні твердження.

ОЕС України й у 2031 році потребуватиме:

• системного оператора;
• загальносистемного балансування;
• управління перетоками;
• резервів частоти;
• координації з ENTSO-E;
• загальносистемної кібербезпеки;
• централізованого аварійного управління.

Тобто ОСП нікуди не зникає. Але змінюється те, чим саме він керує.

Можна провести аналогію з Інтернетом.

Телефонна мережа XX століття була схожа на класичну енергетику:

• централізовані вузли;
• жорстка ієрархія;
• детерміновані маршрути.

Зараз інтернет працює інакше:

• розподілена маршрутизація;
• локальне прийняття рішень;
• глобальна координація протоколами.

Ніхто не керує кожним пакетом із єдиного центру. Але мережа залишається єдиною.

Саме до такого типу архітектури поступово рухається і енергетика.

Тому в цитаті О.Светелика: “Ми створили агрегатор, який має об’єднати все і зробити вихід на нашого головного диспетчера” мене найбільше бентежить навіть не слово “агрегатор”, а словосполучення “об’єднати все”.

Тому що сучасна архітектура не передбачає об’єднання всього в одну точку управління. Вона передбачає багаторівневу координацію.

Якщо спростити, то модель 2031 року виглядає швидше так:

TSO (ОСП)

↓ координація системних параметрів

DSO / ОСР + ADMS

↓ локальне керування мережею

DERMS / Aggregators

↓ координація розподілених ресурсів

Microgrids / Energy Hubs

↓ локальна оптимізація

Prosumers / EV / Storage / DER

Після 2022 року для України з’явився ще один критерій, якого практично не було в енергетичному плануванні до війни.

Це живучість системи (resilience).

У радянській та пострадянській логіці головним показником була надійність.У новій реальності виникає додаткове питання: Що відбувається після втрати частини системи? Саме тут:

• Microgrid;
• distributed intelligence;
• local balancing;
• islanding capability;
• DER orchestration;

стають не модними словами, а елементами обороноздатності критичної інфраструктури.

Тому архітектура майбутньої ОЕС України має залишатися єдиною синхронною системою під координацією ОСП, але керування всередині неї повинно стати багаторівневим, розподіленим і цифровим. Рішення мають прийматися максимально близько до точки виникнення події, а центральний рівень має координувати систему, а не намагатися безпосередньо керувати кожним ресурсом.

На мій погляд, саме в цьому полягає ключова відмінність між “відбудувати те, що було” і “побудувати енергосистему наступного покоління”.

І повертаючись до початку розмови ми можемо нарешті отримати той результат, який був вартий такого довгого обговорення і який дає можливість уникнути поширеної помилки, коли дискусія штучно зводиться до вибору між двома крайнощами:

• жорстко централізована система радянського типу;
• набір автономних островів без єдиного управління.

Насправді сучасна архітектура знаходиться між цими крайнощами.

Що фактично змінюється?

У класичній моделі ОСП виконував майже все балансування через відносно невелику кількість великих електростанцій. Схематично:

ОСПÞ АЕС / ТЕС / ГЕСÞ ОСРÞ Споживач

У новій архітектурі виникає кілька нових рівнів керування:

ОСП+SCADAÞ ОСР + ADMSÞ DERMS / AggregatorÞ Microgrid EMSÞ DER / Storage / EV / Prosumer

І кожен рівень отримує власну зону відповідальності.

Нова роль Оператора системи розподілу

На мою думку, саме тут знаходиться найбільш глибока трансформація.

Історично українські ОСР були переважно власниками та експлуатантами мережевих активів: ліній, трансформаторів, підстанцій. Фактично вони управляли інфраструктурою. Але при великій кількості розподілених енергоресурсів(DER) цього вже недостатньо. ОСР поступово стає:

• оператором активної мережі;
• координатором локальної гнучкості;
• інтегратором DER;
• джерелом мережевих даних;
• оператором локального балансування.

Тобто відбувається еволюція від “кабельно-трансформаторного господарства” до “активного системного оператора”.

Що передається на рівень мікромереж

Мікромережа не повинна погоджувати з диспетчером ОСП або ОСР кожну секунду роботи своєї батареї чи інвертора. Вона самостійно вирішує:

• як використовувати накопичувач;
• коли запускати когенерацію;
• як балансувати локальні навантаження;
• як оптимізувати власне споживання.

Для зовнішньої системи важливий результат. Наприклад:

На точці приєднання я гарантую не перевищувати певний імпорт або експорт потужності. А внутрішня логіка залишається локальною. Саме це і є розподілений інтелект.

Чому мене зачепила фраза колеги “жодних кластерів”? Тому що технічно сучасна система вже складається з кластерів. Не обов’язково в географічному сенсі, але в функціональному — так:

• промисловий парк із власною генерацією;
• лікарняний комплекс із BESS;
• портовий енерговузол;
• муніципальна мікромережа;
• енергетична громада.

Усі вони фактично є локальними керованими підсистемами. І це не суперечить існуванню єдиної ОЕС.

На цьому етапі обговорення можемо отримати черговий проміжний висновок:

Майбутня ОЕС України не повинна перетворюватися на набір ізольованих мікромереж, але й не може залишатися системою, де всі рішення приймаються виключно центральним диспетчером. Вона має еволюціонувати до багаторівневої архітектури, де ОСП забезпечує системну координацію, ОСР керують активними розподільчими мережами, а мікромережі та DER-платформи здійснюють локальне балансування і керування ресурсами в режимі реального часу.

 Логіка архітектури енергосистеми,

яка не централізує всі рішення, а розподіляє їх по рівнях.

Тепер не відволікаючись на другорядне спробуємо сформулювати базовий принцип:

ОЕС України 2031 року — це єдина інтегрована кіберфізична енергетична система, побудована на принципах Smart Grid, у якій централізована системна координація ОСП поєднується з розподіленим керуванням на рівні ОСР, мікромереж, агрегаторів та активних споживачів.

Це нам дає можливість задати правильну архітектуру.

Рівень 1. Оператор системи передачі залишається системним інтегратором

У новій архітектурі роль ОСП не зменшується, а навпаки стає складнішою. ОСП відповідає за:

• системну стійкість;
• баланс потужності;
• частоту;
• міждержавні перетоки;
• інтеграцію з ENTSO-E;
• аварійне керування;
• системні резерви;
• кібербезпеку критичного рівня.

Тобто не відбувається демонтаж диспетчерського управління, відбувається зміна та поглиблення його функцій.

Рівень 2. Оператори системи розподілу стають активними операторами мережі(Smart Grid).

Саме тут відбудеться найбільша трансформація.

Функції ОСР 2031 року:

• активний оператор розподільчої мережі(Active Distribution System Operator);
• локальне балансування;
• інтеграція DER;
• керування гнучкістю;
• управління перевантаженнями;
• прогнозування локальних режимів;
• координація мікромереж;
• взаємодія з агрегаторами.

Для цього потрібні:

• Інтегрована платформа управління розподільчої мережі(ADMS);
• Система управління розподіленими енергоресурсами(DERMS);
• Моніторинг та оцінка поточного режиму мережі(state estimation);

• здатність оператора бачити, контролювати та аналізувати стан електричної мережі на рівні розподілу (10/4 кВ) (observability distribution level);

• цифрові підстанції;

• вдосконалена інфраструктура вимірювання(AMI).

Рівень 3. Мікромережі як новий функціональний елемент(Microgrid).

Мікромережа не є альтернативою ОЕС, а її структурний елемент.

Мікромережа може:

• працювати синхронно з мережею;
• локально балансувати ресурси;
• оптимізувати власне споживання;
• переходити в острівний режим(island mode) та забезпечувати автоматичне повторне підключення з ОЕС;
• підтримувати критичне навантаження.

Microgrid в нормальному режимі залишається частиною ОЕС. Ніякої фрагментації(fragmentation), а навпаки скоординована інтеграція(coordinated integration).

Рівень 4. Агрегатори як новий ринковий інститут.

Згадаємо одну з головних помилок у наведеній цитаті. Агрегатор не повинен бути “єдиним шлюзом до головного диспетчера”. Його роль інша.

Агрегатор:

• об’єднує тисячі дрібних ресурсів;
• формує керований портфель потужності;
• бере участь у ринку допоміжних послуг;
• надає гнучкі послуги(flexibility services);
• взаємодіє з ОСП та ОСР через стандартизовані інтерфейси.

Тобто агрегатор є ринковим посередником і координатором ресурсів, а не новою диспетчерською вертикаллю.

Рівень 5. Просьюмер стає повноправним учасником системи

Просьюмер може одночасно: споживати; генерувати; накопичувати; продавати послуги гнучкості; брати участь у VPP; забезпечувати балансування.

Тобто відбувається перехід від пасивного споживача(passive load) до активного учасника мережі(active grid participant).

Рівень 6. Нова телекомунікаційна основа

ОЕС-2031 — це вже не лише енергетична система. Це енергетично-інформаційна система.

Основою стають: SCADA convergence; utility-grade IP/MPLS; IEC 61850; IEC 61970/61968 (CIM); PMU/WAMS; edge computing; distributed telemetry; OT cybersecurity.

Фактично інформаційна інфраструктура стає настільки ж важливою, як ЛЕП і підстанції.

Рівень 7. Нова логіка керування

Саме тут, на мою думку, знаходиться головна відмінність від архітектури 2021 року.

Було: централізоване прийняття більшості рішень.

Стає: ієрархічне розподілене прийняття рішень.

Наприклад:

• інвертор регулює реактивну потужність локально;
• BESS стабілізує локальний вузол;
• мікромережа виконує власне балансування;
• ОСР усуває локальні перевантаження;
• ОСП підтримує системну частоту.

Кожен рівень вирішує свою задачу.

Майбутня система не централізує всі рішення, а розподіляє їх по рівнях.

Якщо стисло описати концепцію, то це може виглядати так:

ОЕС України 2031 року — це єдина інтегрована Smart Grid-платформа, де ОСП забезпечує системну координацію та надійність, ОСР керують активними розподільчими мережами, мікромережі здійснюють локальне балансування, агрегатори інтегрують розподілені ресурси, а просьюмери стають повноправними учасниками енергетичного ринку.

Технічна або фізична модель майбутньої енергосистеми

Якщо погодитись із запропонованою концепцією, то можна перейти до технічної або фізичної моделі майбутньої енергосистеми, яку в країнах які давно розпочали цю роботу зазвичай розкладають на чотири шари:

Шар 1. Енергетична мережа (Physical Grid Layer)

Це фізична інфраструктура передачі та розподілу електроенергії.

Рівень Оператора системи передачі

Функції: синхронна робота ОЕС; магістральна передача; міждержавні перетоки; системне балансування; аварійне керування; інтеграція з ENTSO-E.

Активи: ПЛ 220-750 кВ; магістральні підстанції; системи РЗА; WAMS/PMU.

Рівень Оператора системи розподілу

Функції: активне керування розподільчою мережею; локальне балансування; інтеграція DER; управління перевантаженнями; підтримка якості електроенергії.

Активи: мережі 0,4-150 кВ; цифрові підстанції; вдосконалена інфраструктура вимірювання (AMI); Інтегрована платформа управління розподільчої мережі (ADMS).

 

Рівень Microgrid

Функції: локальна оптимізація; локальна генерація; локальне балансування; острівний режим(island mode); пуск з «нуля» для критичних навантажень(black start).

Типові об’єкти: промислові парки; лікарні; водоканали; військові об’єкти; муніципальні енерговузли.

Рівень Prosumer

Функції: споживання; генерація; накопичення; кероване навантаження; участь у ринках гнучкості.

Типові активи: дахові СЕС; домашні BESS; теплові насоси; EV/V2G.

Шар 2. Генерація та DER (Energy Resources Layer)

У системі 2031 року виробництво вже не концентрується лише у великих електростанціях.

Центральна генерація

Залишається основою: АЕС; ГЕС; ГАЕС; великі ТЕЦ; великі ВЕС та СЕС.

Їх роль: системна потужність; резерви; частотне регулювання; базове покриття попиту.

DER (Distributed Energy Resources)

Стають другим великим контуром системи.

Склад: когенерація; біогаз; дахові СЕС; локальні ВЕС; установки зберігання(BESS) та батареї накопичувачів; електромобілі(EV); управління попитом(demand response).

Функції: локальне балансування; гнучкість; резервування; підтримка мережі.

VPP (Virtual Power Plant)

Новий агрегований рівень.

Об’єднує: тисячі DER; накопичувачі у споживачів; електромобілі(EV); активних споживачів.

Для ОСП або ОСР VPP виглядає як один диспетчеризований ресурс.

Шар 3. Інформаційна топологія (Digital Grid Layer)

Саме тут проходить головна відмінність між моделлю 2021 та 2031 років.

Енергосистема стає керованою на об’єктивних даних(data-driven).

Польовий рівень (Field Layer)

Пристрої: віддалені термінальні пристрої(RTU); інтелектуальні електронні пристрої або  мікропроцесорні контролери(IED); розумні лічильники(smart meters); високоточні датчики вимірювання параметрів мережі(PMU); інвертори; системи управління УЗЕ(BESS controllers).

Призначення: телеметрія; локальна автоматика; вимірювання.

Комунікаційний рівень

Основа: волоконно-оптична мережа; надійні протоколи обміну(IP/MPLS backbone); промисловий (utility) Ethernet; резервні канали LTE/5G.

Принцип: усі вузли стають спостережуваними (observable).

Рівень управління

Системи: SCADA; EMS; ADMS; DERMS; OMS; GIS.

Саме тут формується цифровий двійник мережі.

Рівень агрегування

Платформи: VPP; flexibility platforms; market platforms; balancing interfaces.

Принцип управління

Не: центр керує всім.

А: локальне рішення + глобальна координація.

Шар 4. Кібербезпека (Cyber Layer)

У 2031 році це вже не окремий модуль.

Це наскрізний рівень усієї архітектури.

Рівень ОСП

Захист: диспетчерських центрів; EMS; міждержавних інтерфейсів; критичних підстанцій.

Рівень ОСР

Захист: ADMS; цифрових підстанцій; AMI; польових пристроїв.

Рівень DER

Захист: інверторів; BESS; EV chargers; DERMS.

Саме тут виникає найбільша кількість нових точок атаки.

Основні принципи

• Zero Trust Architecture;
• сегментація IT/OT;
• PKI та цифрові сертифікати;
• SOC для енергетики;
• моніторинг OT-трафіку;
• безпечне віддалене керування;
• кіберстійкість критичної інфраструктури.

Під усіма цими рівнями одночасно працюють:

• фізична електромережа;
• цифрова мережа передачі даних;
• системи кібербезпеки.

Тобто ОЕС-2031 можна визначити як єдину інтегровану кіберфізичну енергосистему, в якій потоки енергії, інформації та команд керування циркулюють одночасно від рівня ОСП до рівня просьюмера і назад. Саме двонаправленість енергетичних та інформаційних потоків є головною відмінністю від архітектури 2021 року.

Трансформація системи.

Перехід від моделі архітектури до нового стану

(Roadmap).

Для України це особливо критично правильно і без помилок трансформувати систему. Ми не будуємо систему “з нуля”. Ми повинні модернізувати систему, яка:

• працює 24/7;
• перебуває під постійною загрозою фізичних атак;
• вже синхронізована з ENTSO-E;
• має змішаний парк обладнання від радянського до найсучаснішого;
• не може бути зупинена для модернізації.

Тому ключовий принцип roadmap: Еволюція без втрати керованості та стійкості.

I. Цифровізація мережі (2026–2031)

Мета

Перехід від часткової спостережуваності до повної observability мережі.

Поточний стан

Багато мереж ОСР залишаються фактично “сліпими”:

• відсутня телеметрія на фідерах;
• обмежений контроль навантажень;
• відсутня інформація про DER;
• недостатня деталізація режимів 0,4–35 кВ.

Першочергові кроки

1. Цифрові підстанції.
2. AMI/Smart Metering.
3. Телеметрія DER.
4. State Estimation Distribution Grid.
5. GIS + Asset Management.

Результат: ОСР починає бачити мережу майже в реальному часі.

II. Конвергенція SCADA → Smart Grid Platform

Саме цей етап є одним із найризикованіших.

Що маємо зараз: SCADA + RTU; послідовні протоколи; DNP3; IEC 60870-5-101; IEC 60870-5-104; Modbus; TDM-архітектури.

Логіка:  RTU → SCADA → диспетчер

Що хочемо отримати: IEC 61850 Digital Substation Architecture

IED ↔ Process Bus ↔ Station Bus ↔ SCADA/EMS

Основний ризик: – спробувати зробити революційний перехід – вимкнули старе → увімкнули нове.

Для енергосистеми це неприйнятно.

Тому правильна стратегія

Етап 1 – Гібридне середовище.

Паралельно працюють: IEC 101; IEC 104; DNP3; Modbus; IEC 61850 через gateway-рішення.

 

Етап 2 – IEC 61850 на нових підстанціях.

Усе нове будівництво:  digital-by-default; process bus; GOOSE; MMS; sampled values.

Етап 3 – Поступова міграція legacy-об’єктів.

Без втрати диспетчерської керованості.

III. Синхронізація енергетичних та інформаційних систем

Тут часто недооцінюють важливість часу.

У старій системі допустимі були секунди.

У новій: PMU; DERMS; VPP; Flexibility Markets вимагають мікросекундної точності.

Потрібні:  GPS timing; PTP IEEE 1588; synchronized measurements; wide area monitoring.

Фактично виникає новий ресурс: єдиний системний час.

IV. Віртуалізація керування

На мою думку, це одна з найменш обговорюваних тем.

Майбутня енергосистема буде керуватися не окремими фізичними пристроями, а логічними ресурсами.

Наприклад:

1000 домашніх батарей – один VPP-ресурс.

100 промислових навантажень – один flexibility portfolio.

500 зарядок EV – один керований ресурс.

Це і є справжня віртуалізація енергетики.

V. Розподілений інтелект

Найважливіший перехід.

Було: подія → центр → рішення → команда

 

Стає:  подія → локальне рішення

               ↓

            координація з верхнім рівнем

 

Наприклад: інвертор регулює напругу; BESS згладжує локальний пік; мікромережа виконує локальний баланс; ОСР лише координує.

VI. Кібербезпека

Тут, на мою думку, Україна зобов’язана випередити багато країн. Тому що ми вже маємо унікальний досвід атак на енергетику. Але саме тут прихована найбільша небезпека конвергенції.

У старій системі: SCADA – закрита мережа

У новій: SCADA – ADMS – DERMS – AMI – EV – VPP – Cloud

Тому кібербезпека повинна бути не окремим проєктом, а вимогою до кожного етапу.

Принципи: Zero Trust; OT SOC; PKI; IEC 62351; Network Segmentation; Secure Remote Access; Security by Design.

VII. Етапи Roadmap-2031 :

Етап 1 (2026–2027)

Visibility: телеметрія; цифрові підстанції; AMI; DER inventory.

Етап 2 (2027–2028)

Integration: ADMS; DERMS; IEC 61850; CIM; utility IP/MPLS.

Етап 3 (2028–2029)

Flexibility: агрегатори; VPP; flexibility markets; active DSO.

Етап 4 (2029–2031)

Autonomous Smart Grid: distributed intelligence; automated balancing; microgrid orchestration; large-scale DER participation.

SCADA-конвергенція повинна бути одним із центральних принципів усієї програми:

Модернізація не повинна руйнувати існуючу операційну керованість енергосистеми. Перехід від класичних SCADA/RTU архітектур до цифрових підстанцій IEC 61850 та IP/MPLS-комунікацій має здійснюватися поетапно через гібридні середовища з гарантованим збереженням функцій диспетчерського керування, релейного захисту, протиаварійної автоматики та кіберстійкості на кожному етапі трансформації. 

VIII. Кібербезпека  найближчого майбутнього

 

На мою думку, це питання вже виходить на рівень стратегічного питання для всього майбутнього ОЕС України.

Важлива особливість: якщо фізичну мережу ми частково відновлюємо, то інформаційну архітектуру ми фактично маємо побудувати заново, спираючись не на спадщину 1980–2000-х років, а на вимоги 2030-х.

Тут потрібне чітке розуміння – «Не можна просто “додати кібербезпеку”

Багато енергокомпаній історично будували так:

SCADA –  мережа – потім додаємо firewall – отримуємо cybersecurity

У 2031 році це вже не працює.

Майбутня архітектура має будуватися за принципом: Security by Architecture.

Тобто кібербезпека є властивістю системи, а не окремою підсистемою.

Якою має бути інформаційна топологія ОЕС-2031?

Відповідь: Не як одна, а як багатошарова система.

Шар 1. Критичний транспортний рівень(Utility Backbone).

Основа: волоконно-оптичні лінії; IP/MPLS; сегментована архітектура; резервовані маршрути.

Фактично це аналог енергетичної транспортної мережі для даних де повинні працювати: EMS; SCADA; PMU; WAMS; міжцентрова взаємодія.

Шар 2. Операційна мережа(OT Network).

Окрема операційна мережа. Не корпоративна IT-мережа. Не інтернет.

Саме OT-домен де працюють: цифрові підстанції; IED; RTU; РЗА; GOOSE; Sampled Values.

Шар 3. Домени розподілених енергоресурсів(DER Domain)

Найбільша складність –  мільйони пристроїв: інвертори; BESS; EV; зарядні станції;  smart meters;  теплові насоси; домашні EMS.

Їх не можна включати безпосередньо в критичний контур ОСП. Багато постачальників з різних країн з різними ризиками, тому потрібна багаторівнева ізоляція.

Шар 4. Ринок і балансування(Market & Flexibility Layer).

 

Окремий домен, який дозволяє учасникам ринку (операторам мереж та агрегаторам) торгувати гнучкістю енергоспоживання або генерації. Він об’єднує домашні акумулятори, електромобілі та теплові насоси, щоб балансувати енергомережу і запобігати перевантаженням.

 

Тут працюють:  агрегатори; VPP; ринки гнучкості; енергетичні спільноти.

Цей рівень повинен бути відокремлений від систем оперативного керування.

Не: усі підключені до всіх,

А: Нульовий рівень довіри(Zero Trust Domains) де кожен рівень має власну довіру. Власну авторизацію. Власний контроль доступу.

Скоріше за все Україна значно  зіткнеться з проблемою  кібератаки з використанням ШІ(AI-enabled cyber attacks). Противник, який вже є, отримає нову можливість,  причому у масштабах, які сьогодні важко уявити, автоматично:

• аналізувати мережу;
• будувати карту активів;
• шукати вразливості;
• генерувати експлойти;
• проводити coordinated attacks..

Тому ОЕС-2031 потребує не лише: Стандарт для  протоколу зв’язку(IEC 61850); Загальну модель(CIM); DERMS; ADMS.

А також інтеграцію ШІ в центри реагування та моніторингу(AI-assisted SOC); поведінкової аналітики; визначення аномалій(anomaly detection); автономне реагування на інциденти(autonomous incident response); цифрових двійників для кіберполігонів.

Інформаційна архітектура ОЕС України 2031 року повинна будуватися як багатодоменна кіберфізична платформа з повною спостережуваністю, сегментованими рівнями довіри, архітектурою Zero Trust, криптографічною гнучкістю для переходу до постквантових стандартів та вбудованою здатністю протидіяти автоматизованим AI-керованим кібератакам.

Саме інформаційна архітектура та кібербезпека мають стати тим напрямком, де Україна здатна не наздоганяти, а задавати стандарти. Досвід атак на енергетику, інтеграція з європейською системою та необхідність будувати значну частину інфраструктури практично заново створюють для цього унікальне, хоч і дуже дороге, вікно можливостей.

ЕПІЛОГ.

Про головну проблему для трансформації та відбудови нової енергосистеми.

Можна намалювати ідеальну архітектуру з IEC 61850, CIM, ADMS, DERMS, VPP, Zero Trust і post-quantum cryptography, але залишається просте питання:

Хто це буде проектувати, впроваджувати, експлуатувати і ремонтувати? Як зібрати ту «Зіркову команду», яка буде здатна все це реалізувати?

 

Після забезпечення базового фінансування саме кадрова спроможність може стати головним обмеженням темпів трансформації ОЕС-2031»

Фактично Україні потрібна нова інженерна галузь

Не просто енергетики. А нова професійна екосистема на стику:

• енергетики;
• телекомунікацій;
• автоматизації;
• програмної інженерії;
• кібербезпеки;
• системної інтеграції.

Тобто люди, які одночасно розуміють:

• релейний захист;
• IEC 61850;
• MPLS;
• Linux;
• OT cybersecurity;
• DERMS;
• SCADA;
• Power System Operation.

Назву ключові професії і компетенції, про які потрібно подбати в першочерговому порядку:

–       Системні архітектори

Це мозковий центр.

Потрібно приблизно 80- 100 людей найвищого рівня.

Компетенції: power systems; grid modernization; utility architecture; CIM; IEC 61850; ENTSO-E; utility telecom.

Їх задача: не будувати, а проектувати систему як єдине ціле.

–       Енергетичні інженери

Найчисельніша група

Напрямки: підстанції; ЛЕП; РЗА; оперативно-диспетчерське управління; DER integration; power quality.

–       Utility Telecom Engineers

Без них Smart Grid не існує.

Потрібні: IP/MPLS; DWDM; packet transport; synchronization; utility communications.

Фактично це окрема галузь.

–       SCADA / ADMS / DERMS Engineers

Найбільший дефіцит.

Спеціалісти, які розуміють: енергетику; автоматизацію; програмування.

Саме вони створюють цифровий рівень системи.

–       Кіберкомандування енергетики

Не просто IT-security. Саме OT-security.

Потрібні: –  фахівці з IEC 62351; industrial cybersecurity; incident response; threat intelligence; SOC; цифрових підстанцій.

–       Software & Data Engineers

Окрема категорія. Майбутня енергетика буде software-defined.

Потрібні:  backend developers; distributed systems engineers;  AI engineers; GIS engineers; data architects.

–       Інтегратори

Найцінніші люди.Ті, хто можуть зібрати все разом. Які знають: електромережу; автоматику; телеком; кібербезпеку; бізнес-процеси.

–       Освітня мобілізація

Фактично програма підготовки:

• університети;
• навчальні центри ОСР;
• лабораторії цифрових підстанцій;
• кіберполігони;
• тренажери диспетчерів;
• центри Smart Grid.

Хто міг би стати ядром

Ядро майбутньої команди повинно складатися з представників:

• НЕК «Укренерго»;
• найбільших ОСР;
• профільних університетів;
• українських системних інтеграторів;
• телеком-компаній;
• центрів кіберзахисту критичної інфраструктури;
• Мінціфри і українського IT-сектору.

       Висновки:

Якщо говорити відверто, то питання відбудови і трансформації ОЕС, як тут представлено, виходить далеко за межі техніки та ресурсів. Воно вже про інституційну спроможність держави. Державний рівень, а це вище керівництво – Президент, Верховна Рада, Уряд, і в них вже немає ні часу, ні вибору – робити чи не робити цю програму.  

Я навмисно тут не ставив питання, що обговорюються найбільше на урядових нарадах і в публічному просторі:

• скільки ГВт побудувати;
• скільки BESS встановити;
• скільки коштів залучити;
• скільки газопоршневих станцій закупити.

Це буде найпростіше завдання в порівнянні з поставленою проблемою створення першої в Європі масштабної стійкої децентралізованої енергосистеми, яка стане потужною інфраструктурою здатною нести нову економіку держави.  І мова навіть не про енергетику тільки. Інфраструктура, яка має бути створена на основі енергетичних мереж, має стати також хребтом майбутньої агентної економіки – економіки, де мільйони АІ-агентів керують транспортом, охороною здоров’я, промисловістю та державним сектором.

   Я також, навмисно не окреслював вартісні показники CAPEX/OPEX та моделі доходів та окупності. По-перше, це питання напряму залежить від термінів впровадження, які сама для себе має визначити держава. Якщо держава вважає це питання стратегічним і першочерговим, то і джерела фінансування мають бути не тільки ринковими. По-друге, обсяги інвестицій будуть залежати від стратегії глибини трансформації і її темпів. Якщо, наприклад, ОСР самостійно на свій розсуд будуть рухатись по ступені доступності їм ресурсів, а це RAB тарифи, то впровадження Smart Grid до 2032 року буде маловірогідним, оскільки за оцінками експертів повна цифровізація одного ОСР складає от 1 млрд.євро і вище. Тому і потрібні державні рішення, оскільки любий тайм лайн діє лише за умови ухвалення і подальшого дотримання державної програми фінансування.

Проблема в тому, що питання: «Хто буде проектувати, будувати та експлуатувати ОЕС-2031?» не належить до компетенції однієї людини. Воно лежить на стику енергетики, освіти, цифровізації, безпеки, оборони та промислової політики.

Кому це питання слід ставити за посадою?

 

–       Міністри енергетики, цифрової трансформації та міністр економіки України

Міністерства мають ініціювати реформу та довести її необхідність на найвищому рівні. Це має бути комплексна державна програма з відповідною законодавчою та нормативною підтримкою та фінансуванням та ГОЛОВНЕ – політичною волею для реалізації.

Міністерство енергетики також має надати відповіді про: генерацію; баланс потужностей; відновлення мереж; обсяги фінансування.

Міненерго треба об’єднати людей, які щодня відповідають за роботу системи

• Керівників компаній всіх форм власності;
• Наукових та інженерних центрів;
• головних диспетчерів;
• технічних директорів;
• директорів з цифрової трансформації;
• керівників напрямів Smart Grid;
• керівників центрів кіберзахисту критичної інфраструктури.

–       Керівництво НЕК «Укренерго»

Саме ОСП буде змушений жити в цій новій архітектурі:

Якщо хтось в Україні повинен сьогодні думати про ОЕС-2031, то це саме керівництво Укренерго та його технічний блок.

–       Голова НКРЕКП

Без регулятора: не буде ролі агрегатора; не буде ринків гнучкості; не буде тарифів для ОСР нового типу; не буде стимулів для цифровізації.

Саме НКРЕКП фактично визначає, чи стане ОСР “кабельним господарством” чи “активним оператором системи розподілу”.

На завершення висловлю головну тезу всього наведеного  аналізу:

 Майбутнє української енергетики визначатиметься не тільки  відновленням втрачених об’єктів та мегаватів, а здатністю системи протистояти зовнішнім загрозам та ефективно, надійно і безпечно інтегрувати та координувати мільйони розподілених джерел генерації, накопичувачів, електромобілів, мікромереж та активних споживачів.