Поиск решений для дефицита энергии на юге
Сведения утверждают, погасить до 350 МВт недостатка мощности в Объединенной энергетической системе Юга правительство планирует за счет акумуляторных батарей, которые должны уравновесить пики потребления. Точно дефицит мощности стал причиной крупных веерных отключений на юге прошлым летом. Для решения этой проблемы предлагается использовать конкурсы с заключением обязательных инвестиционных контрактов на создание запасов энергии или поручения строительства компании "Россети". Потребители признают предложение чересчур затратным и неэффективным. Эксперты считают, что издержки будут сравнимы с строительством новых энергообъектов и в среднем составят для энергорынка 72–98 млрд рублей.
Правительство рассматривает возможность создания энергоскладов мощностью до 250 МВт (1,5 тыс. МВт•ч) в Краснодарском крае и до 100 МВт (600 МВт•ч) в Крыму для устранения дефицита в Объединенной энергосистеме Юга (ОЭС Юга). Данная информация содержится в протоколе совещания у вице-премьера Александра Новака от 3 июня (имел возможность ознакомиться с документом). Участники беседы утверждают, что запуск этих мощностей на юге планируется к июлю 2026 года.
Из-за летней жары прошлым годом Объединенная энергетическая система Юга не смогла выдержать сверхнагрузок, что вызвало первые за многие годы полномасштабные ветряные отключения. Предполагаемое дефицита мощности в Объединенной энергосистеме Юга оценивается в 2,4 ГВт к 2030 году, недостаток намерены устранять в основном путем создания новых энергообъектов.
В настоящее время рассматриваются два варианта постройки пилотных энергоскладов на юге. Первый предложен Ассоциацией развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) — путем проведения конкурса для инвесторов с последующим заключением аналогичных договоров на предоставление мощности. При таком сценарии с победителем заключается 15-летний контракт на возврат инвестиций за счет повышенных платежей потребителей на оптовом энергорынке (современным соответствием является конкурентный отбор мощности новых генерирующих объектов — КОМ НГО), инвестору возмещаются затраты на капитальные вложения (CAPEX), операционные расходы, доходность в 12–14% и налог на прибыль. По мнению АРВЭ, чистые капитальные затраты на создание энергоскладов могут достигнуть 207 миллионов рублей за 1 МВт.
Второй вариант — без проведения конкурсов, с поручением "Россетей" ответственным исполнителем по строительству энергоскладов на действующих подстанциях государственного холдинга, издержки предлагается включить в тариф за услуги передачи электроэнергии. Техническим партнером "Россетей" в этом сценарии может стать "Росатом".
В "Россетях" не ответили на запрос. В "Росатоме" утверждают, что поддерживают идею использования энергоскладов для повышения надежности энергоснабжения на юге. «"Росатом" готов выступать техническим партнером для российских компаний и располагает необходимыми решениями для реализации масштабных проектов», — добавили там.
СНЭ в энергосистеме: взгляды и позиции
Дискуссии о степени локализации экипировки для строительства СНЭ продолжаются. Мнения на этот счет расходятся. В протоколе совещания указывается необходимость уменьшения требований для привлечения максимального числа инвесторов. Одновременно в Минпромторге было сообщено, что поддерживаются требования по локализации оборудования при внедрении проектов СНЭ. По мнению главы АРВЭ Алексея Жихарева, нужно подходить к планированию деятельности по локализации производства и ужесточению требований после принятия решений о масштабном использовании СНЭ в энергосистеме. «Совет рынка» (регулятор энергорынков) разделяет аналогичную точку зрения. Там добавляют, что сейчас наблюдается стабильная тенденция к понижению стоимости систем накопления, поэтому запрос на реализацию подобных проектов будет возникать чаще.
Предполагается, что накопление сможет решить основную проблему электроэнергии — ее несохраняемость. Основной принцип работы энергосистемы: сколько киловатт-часов выработано, столько должно быть потреблено (за вычетом потерь в сетях). Однако из-за необходимости, что энергосистема в любой момент должна быть способна справиться с пиковым спросом, энергорынку приходится поддерживать огромный резерв мощности. Считается, что СНЭ смогут заменить некоторую часть резерва, а также сгладить пики потребления (при максимальной загрузке диспетчеры смогут работать до шести часов днем, а столько же времени потребуется на зарядку ночью).
Вместе с тем Россия значительно отстает в секторе хранения энергии. В стране построено всего 1,5 ГВт гидроаккумулирующих электростанций и несколько частных небольших накопителей, в то время как в мире уже функционирует около 110 ГВт сетевых систем накопления энергии. Один из главных вопросов — будет ли эксплуатация СНЭ более экономически выгодной, чем содержание больших генерирующих мощностей в резерве.
В «Обществе потребителей энергии» (ассоциация крупных промышленных предприятий) считают, что решение дефицита энергии на юге с использованием СНЭ неоптимально и неэффективно: стоимость киловатт-часа от этих систем составит около 60–90 рублей, что в 15–25 раз выше среднего уровня на рынке, тогда как цена новой оптовой генерации оценивается примерно в 10–12 рублей за 1 кВт•ч. В ассоциации утверждают, что более экономичным способом будет использование механизма управления спросом, а также потенциала розничной генерации и координации ремонтов крупных потребителей с пиковыми периодами спроса в энергосистеме.
В Минэнерго отказались от комментариев. По мнению Алексея Жихарева, проекты СНЭ конкурируют с тепловой генерацией, поэтому логичнее рассматривать их в рамках концепции конкурентного отбора, который предполагает как снижение стоимости, так и ответственность за невыполнение обязательств. «Благодаря низкой стоимости и коротким срокам строительства СНЭ становятся наиболее эффективным решением в борьбе с дефицитом электрической мощности»,— считает он.
В «Совете рынка» считают, что в случаях, где требуется принятие срочных мер для предотвращения аварий, возможно назначение исполнителя без проведения конкурса.
Эксперты обсуждают энергетическую ситуацию
В условиях дефицита мощности в энергосистеме Юга предлагается провести комплексную работу в области накопления энергии в определенных районах. Это позволит найти оптимальное экономически обоснованное решение, считают специалисты.
Суммарная стоимость создания системы хранения энергии мощностью 350 МВт оценивается в 72–98 миллиардов рублей, сообщает директор Центра исследований в сфере электроэнергетики НИУ ВШЭ Сергей Сасим. При условии возврата инвестиций за 15 лет годовой дополнительный платеж на рынке мощности составит от 12,5 до 16,9 миллиардов рублей в зависимости от доходности и эксплуатационных расходов.
Создание системы накопления энергии потребует значительных инвестиций, сравнимых с затратами на строительство электростанций, и повлияет на цены на оптовом рынке, увеличив их на 0,7–1%. Реализация этого проекта силами компании "Россети" потребует дополнительной индексации тарифов единой национальной энергосистемы на 4–5% от уровня, предусмотренного прогнозом.
По мнению экспертов, использование технологий накопления энергии такого масштаба станет уникальным опытом для России. Это не только решит проблему энергодефицита, но и улучшит эффективность работы энергосистемы Юга за счет совместного использования стационарных и возобновляемых источников энергии.
