Ветер с плюсом
БИЗНЕС / АВГУСТ #5_2023
Текст: Ирина ДОРОХОВА / Фото: АО «НоваВинд», Unsplash.com
Консалтинговая компания Kept исследовала себестоимость интеграции электростанций, работающих на возобновляемых источниках энергии, в энергосистему. В качестве примера была взята ОЭС Юга России, где доля таких электростанций — самая высокая в стране. Компания пришла к выводу, что затраты на интеграцию могут превышать LCOE, и предложила свой вариант их снижения.
Аудиторско-консалтинговая фирма Kept была частью KPMG, но в июне прошлого года вышла из ее состава. В июле Kept опубликовала результаты своего исследования «Полная стоимость интеграции ВИЭ в ОЭС Юга России: влияние факторов геопространственной оптимизации» (исследование доступно на сайте компании).
Интерес к оценке затрат на интеграцию генерирующих объектов, работающих на ВИЭ (далее — объекты ВИЭ), в энергосистему директор группы аналитики в энергетике Kept Сергей Роженко объяснил новизной и растущей актуальностью темы для российского экспертного сообщества. Ранее в России подобные исследования не публиковались. «Возникла идея: показать полные затраты на интеграцию объектов ВИЭ в комплексе для всего энергорынка. Это важно для баланса интересов различных участников рынка, которым приходится нести те или иные расходы». Также аналитики стремились показать взаимосвязь между долей нестабильной генерации и затратами на ее интеграцию в энергосистему и то, как распределение объектов ВИЭ по территории энергосистемы снижает эти затраты.
Интерес к оценке затрат на интеграцию генерирующих объектов, работающих на ВИЭ (далее — объекты ВИЭ), в энергосистему директор группы аналитики в энергетике Kept Сергей Роженко объяснил новизной и растущей актуальностью темы для российского экспертного сообщества. Ранее в России подобные исследования не публиковались. «Возникла идея: показать полные затраты на интеграцию объектов ВИЭ в комплексе для всего энергорынка. Это важно для баланса интересов различных участников рынка, которым приходится нести те или иные расходы». Также аналитики стремились показать взаимосвязь между долей нестабильной генерации и затратами на ее интеграцию в энергосистему и то, как распределение объектов ВИЭ по территории энергосистемы снижает эти затраты.
Как это подсчитать
Работая над исследованием, аналитики опирались на методологию (разработанную Потсдамским институтом климатических исследований в 2013 году) оценки полных затрат на интеграцию ВИЭ (так называемый параметр System LCOE, в противовес LCOE — "приведенным затратам" на строительство и эксплуатацию самого объекта генерации). Кроме того, они использовали результаты объемной исследовательской работы, оценивающей влияние геопространственной оптимизации размещения площадок ВИЭ в ЮАР на параметры их работы в составе энергосистемы, выполненной Фраунгоферским институтом по заказу национальной энергетической компании ESCOM в 2016 году.
Как отмечается в исследовании, затраты на строительство и эксплуатацию объекта ВИЭ — это «расходы девелопера», явно отображающиеся в цене поставки, например, в плате за мощность. А вот затраты на интеграцию — это дополнительные и не всегда внятно определенные расходы «публичной стороны», то есть сетевых и генерирующих компаний, транслирующих затраты на потребителей. Именно они в конечном итоге оплачивают дополнительные расходы на интеграцию.
В исследовании затраты девелопера объекта ВИЭ выражены через LCOE (среднюю расчетную себестоимость электроэнергии на протяжении всего жизненного цикла электростанции) при этом были учтены себестоимость строительства и эксплуатации объекта ВИЭ, его коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), а также укрупненно — цена финансирования строительства и премия за риск с учетом показателей последних отборов ДПМ ВИЭ на ОРЭМ.
Полные затраты на интеграцию (System LCOE) в исследовании определены как сумма LCOE и дополнительных затрат на интеграцию, возникающая при режимных ограничениях, балансировании и развитии сетей. В режимных ограничениях учтены перепроизводство электроэнергии на объектах ВИЭ, поддержание резервов в энергосистеме и не учтено снижение КИУМ теплоэлектростанций (ТЭС). В балансировании учтены цена активизации «горячих» резервов на существующих парогазовых установках (в том числе компенсация условно постоянных затрат, рост удельного расхода условного топлива с учетом потребности компенсации, объем изменений генерации электроэнергии объектами ВИЭ в течение 1 ч). В развитии сетей учтены затраты на сети «последней мили», а также усиление магистральных сетей и межсистемных связей.
Работая над исследованием, аналитики опирались на методологию (разработанную Потсдамским институтом климатических исследований в 2013 году) оценки полных затрат на интеграцию ВИЭ (так называемый параметр System LCOE, в противовес LCOE — "приведенным затратам" на строительство и эксплуатацию самого объекта генерации). Кроме того, они использовали результаты объемной исследовательской работы, оценивающей влияние геопространственной оптимизации размещения площадок ВИЭ в ЮАР на параметры их работы в составе энергосистемы, выполненной Фраунгоферским институтом по заказу национальной энергетической компании ESCOM в 2016 году.
Как отмечается в исследовании, затраты на строительство и эксплуатацию объекта ВИЭ — это «расходы девелопера», явно отображающиеся в цене поставки, например, в плате за мощность. А вот затраты на интеграцию — это дополнительные и не всегда внятно определенные расходы «публичной стороны», то есть сетевых и генерирующих компаний, транслирующих затраты на потребителей. Именно они в конечном итоге оплачивают дополнительные расходы на интеграцию.
В исследовании затраты девелопера объекта ВИЭ выражены через LCOE (среднюю расчетную себестоимость электроэнергии на протяжении всего жизненного цикла электростанции) при этом были учтены себестоимость строительства и эксплуатации объекта ВИЭ, его коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), а также укрупненно — цена финансирования строительства и премия за риск с учетом показателей последних отборов ДПМ ВИЭ на ОРЭМ.
Полные затраты на интеграцию (System LCOE) в исследовании определены как сумма LCOE и дополнительных затрат на интеграцию, возникающая при режимных ограничениях, балансировании и развитии сетей. В режимных ограничениях учтены перепроизводство электроэнергии на объектах ВИЭ, поддержание резервов в энергосистеме и не учтено снижение КИУМ теплоэлектростанций (ТЭС). В балансировании учтены цена активизации «горячих» резервов на существующих парогазовых установках (в том числе компенсация условно постоянных затрат, рост удельного расхода условного топлива с учетом потребности компенсации, объем изменений генерации электроэнергии объектами ВИЭ в течение 1 ч). В развитии сетей учтены затраты на сети «последней мили», а также усиление магистральных сетей и межсистемных связей.
Смотрим на цифры
На примере ОЭС Юга России аналитики рассчитали затраты на интеграцию объектов ВИЭ при увеличении их доли в общем объеме генерирующих мощностей. Оказалось, что эти затраты примерно в полтора раза меньше LCOE, если доля объектов ВИЭ составляет 30 % (в себестоимости 1 кВт·ч 4,7 руб. приходится на LCOE и 3 руб. — на интеграцию). Они на 27 % превышают LCOE, если доля объектов ВИЭ вырастает до 50 % (4,7 руб. — на LCOE и 6 руб. — на интеграцию). И они более чем вдвое превышают LCOE, если доля объектов ВИЭ достигает 70 % (4,7 руб. — на LCOE и 9,3 руб. — на интеграцию). Эти цифры относятся к сценарию, в котором все ВЭС находятся в одном районе. В этом случае при доле объектов ВИЭ 70 % от общего объема мощностей дополнительные расходы потребителей и энергорынка на сетевое строительство, балансирование и компенсацию перепроизводства электроэнергии могут достигать 339 млрд руб. в год. И финансирование этих затрат может обойтись даже дороже, чем возведение объекта ВИЭ.
По мнению аналитиков Kept, интересы девелоперов и «публичной стороны» не совпадают: девелоперы, заинтересованные в минимизации LCOE, при выборе площадок для строительства не учитывают факторы, повышающие затраты на интеграцию, поэтому увеличение мощности объектов ВЭИ и их доли в энергосистеме по критерию максимального КИУМ приводит к непропорциональному росту затрат на интеграцию, оплачиваемых потребителями.
В Kept уверены: снизить затраты на интеграцию может географическое рассредоточение объектов ВИЭ, а в идеале — комбинация ВЭС и СЭС. «Если мы окинем взглядом большую площадь — от 100 км между площадками, — то увидим, что ветер не начинает и не прекращает дуть одновременно везде. То же самое с солнечными станциями: если в одном месте туча закрыла солнце, то высока вероятность, что она не закроет панели в другом месте в тот же момент. Поэтому, если установить генерирующие мощности на больших расстояниях, неравномерность производства электроэнергии — главная проблема возобновляемых источников — будет сглаживаться. И это поможет системному оператору лучше регулировать баланс производства и потребления в энергосистеме», — поясняет С. Роженко.
Чтобы снизить затраты на интеграцию, аналитики Kept предлагают разработать мастер-план интеграции объектов ВИЭ. Для ОЭС Юга России он может включать определение 50−100 площадок размещения объектов ВИЭ единичной мощностью не более 250 МВт и суммарным объемом 12 ГВт. Расстояние между площадками должно составлять 100 км и более, их строительство должно быть распределено во времени. Такой подход в Kept называют «плетением ковра». Аналитики предлагают ввести опционы на строительство парных, разнесенных в пространстве объектов ВИЭ с опционом увеличения мощности с шагом в 3−4 года. При строительстве новых объектов необходимо учитывать накопленную информацию о выработке электроэнергии.
По оценкам авторов исследования, распределение объектов ВИЭ по большой территории позволит снизить затраты на интеграцию до 1,6 руб. на 1 кВт·ч при доле объектов ВИЭ в 30 %; до 3,1 руб. — при доле 50 %; и до 4,6 руб. — при доле 70 %. Правда, в этом случае вырастет и LCOE — до 5,2 руб. на 1 кВт·ч (при любой доле объектов ВИЭ). Если же к ВЭС в энергосистему добавить СЭС, то затраты на интеграцию будут еще ниже: 1,3 руб., 2,3 руб. и 3,6 руб. на 1 кВт·ч при доле объектов ВИЭ 30 %, 50 % и 70 % соответственно. В этом случае LCOE вырастет до 5,1 руб. на 1 кВт·ч.
Согласно расчетам, распределение площадок для ветростанций по большой площади позволит снизить потребность в «горячих» резервах на 68 %, а при использовании не только ветровых, но и солнечных станций — на 74 % от того уровня потребности в них, который возникает, если все объекты ВИЭ находятся в одном районе.
Для того чтобы девелоперы приняли концепцию географического распределения объектов ВИЭ, Kept предлагает скорректировать правила конкурсных отборов ВИЭ на ОРЭМ и сравнивать не LCOE, а полный объем затрат, включая интеграцию. А «показатель эффективности», оцениваемый в рамках отборов ДПМ ВИЭ, заменить «показателем системной эффективности». Кроме того, авторы отчета предлагают координировать различные энергетические программы — технологического развития системного оператора, повышения пропускной способности магистральных сетей, повышения маневренности парка ТЭС и ГЭС, в том числе при проведении модернизации в рамках ДПМ, а также интеграцию энергетических рынков стран Закавказья и России, — чтобы снизить ограничения выработки на объектах ВИЭ, которые могут достигать 50 % при доле объектов ВИЭ в 70 % и концентрации их в одном районе.
В целом же сопоставление приведенных авторами цифр показывает: увеличение доли объектов ВИЭ свыше 30 % при любом сценарии ведет к росту затрат на интеграцию. Ветростанции не участвуют в покрытии пиковых нагрузок (например, жаркими безветренными летними вечерами) и, напротив, генерируют много электроэнергии в период спада электропотребления (ветреными ночами). Поэтому один из ключевых вопросов: стоит ли наращивать долю объектов ВИЭ, если при этом несоразмерно вырастут затраты на интеграцию?
На примере ОЭС Юга России аналитики рассчитали затраты на интеграцию объектов ВИЭ при увеличении их доли в общем объеме генерирующих мощностей. Оказалось, что эти затраты примерно в полтора раза меньше LCOE, если доля объектов ВИЭ составляет 30 % (в себестоимости 1 кВт·ч 4,7 руб. приходится на LCOE и 3 руб. — на интеграцию). Они на 27 % превышают LCOE, если доля объектов ВИЭ вырастает до 50 % (4,7 руб. — на LCOE и 6 руб. — на интеграцию). И они более чем вдвое превышают LCOE, если доля объектов ВИЭ достигает 70 % (4,7 руб. — на LCOE и 9,3 руб. — на интеграцию). Эти цифры относятся к сценарию, в котором все ВЭС находятся в одном районе. В этом случае при доле объектов ВИЭ 70 % от общего объема мощностей дополнительные расходы потребителей и энергорынка на сетевое строительство, балансирование и компенсацию перепроизводства электроэнергии могут достигать 339 млрд руб. в год. И финансирование этих затрат может обойтись даже дороже, чем возведение объекта ВИЭ.
По мнению аналитиков Kept, интересы девелоперов и «публичной стороны» не совпадают: девелоперы, заинтересованные в минимизации LCOE, при выборе площадок для строительства не учитывают факторы, повышающие затраты на интеграцию, поэтому увеличение мощности объектов ВЭИ и их доли в энергосистеме по критерию максимального КИУМ приводит к непропорциональному росту затрат на интеграцию, оплачиваемых потребителями.
В Kept уверены: снизить затраты на интеграцию может географическое рассредоточение объектов ВИЭ, а в идеале — комбинация ВЭС и СЭС. «Если мы окинем взглядом большую площадь — от 100 км между площадками, — то увидим, что ветер не начинает и не прекращает дуть одновременно везде. То же самое с солнечными станциями: если в одном месте туча закрыла солнце, то высока вероятность, что она не закроет панели в другом месте в тот же момент. Поэтому, если установить генерирующие мощности на больших расстояниях, неравномерность производства электроэнергии — главная проблема возобновляемых источников — будет сглаживаться. И это поможет системному оператору лучше регулировать баланс производства и потребления в энергосистеме», — поясняет С. Роженко.
Чтобы снизить затраты на интеграцию, аналитики Kept предлагают разработать мастер-план интеграции объектов ВИЭ. Для ОЭС Юга России он может включать определение 50−100 площадок размещения объектов ВИЭ единичной мощностью не более 250 МВт и суммарным объемом 12 ГВт. Расстояние между площадками должно составлять 100 км и более, их строительство должно быть распределено во времени. Такой подход в Kept называют «плетением ковра». Аналитики предлагают ввести опционы на строительство парных, разнесенных в пространстве объектов ВИЭ с опционом увеличения мощности с шагом в 3−4 года. При строительстве новых объектов необходимо учитывать накопленную информацию о выработке электроэнергии.
По оценкам авторов исследования, распределение объектов ВИЭ по большой территории позволит снизить затраты на интеграцию до 1,6 руб. на 1 кВт·ч при доле объектов ВИЭ в 30 %; до 3,1 руб. — при доле 50 %; и до 4,6 руб. — при доле 70 %. Правда, в этом случае вырастет и LCOE — до 5,2 руб. на 1 кВт·ч (при любой доле объектов ВИЭ). Если же к ВЭС в энергосистему добавить СЭС, то затраты на интеграцию будут еще ниже: 1,3 руб., 2,3 руб. и 3,6 руб. на 1 кВт·ч при доле объектов ВИЭ 30 %, 50 % и 70 % соответственно. В этом случае LCOE вырастет до 5,1 руб. на 1 кВт·ч.
Согласно расчетам, распределение площадок для ветростанций по большой площади позволит снизить потребность в «горячих» резервах на 68 %, а при использовании не только ветровых, но и солнечных станций — на 74 % от того уровня потребности в них, который возникает, если все объекты ВИЭ находятся в одном районе.
Для того чтобы девелоперы приняли концепцию географического распределения объектов ВИЭ, Kept предлагает скорректировать правила конкурсных отборов ВИЭ на ОРЭМ и сравнивать не LCOE, а полный объем затрат, включая интеграцию. А «показатель эффективности», оцениваемый в рамках отборов ДПМ ВИЭ, заменить «показателем системной эффективности». Кроме того, авторы отчета предлагают координировать различные энергетические программы — технологического развития системного оператора, повышения пропускной способности магистральных сетей, повышения маневренности парка ТЭС и ГЭС, в том числе при проведении модернизации в рамках ДПМ, а также интеграцию энергетических рынков стран Закавказья и России, — чтобы снизить ограничения выработки на объектах ВИЭ, которые могут достигать 50 % при доле объектов ВИЭ в 70 % и концентрации их в одном районе.
В целом же сопоставление приведенных авторами цифр показывает: увеличение доли объектов ВИЭ свыше 30 % при любом сценарии ведет к росту затрат на интеграцию. Ветростанции не участвуют в покрытии пиковых нагрузок (например, жаркими безветренными летними вечерами) и, напротив, генерируют много электроэнергии в период спада электропотребления (ветреными ночами). Поэтому один из ключевых вопросов: стоит ли наращивать долю объектов ВИЭ, если при этом несоразмерно вырастут затраты на интеграцию?
Особенности интеграции
Концепцию, предложенную Kept, прокомментировали в пресс-службе Системного оператора ЕЭС России (СО). Там отметили, что в своей работе СО обязательно учитывает полную стоимость ввода объектов ВИЭ: затраты как на генерацию, так и на интеграцию.
Эти затраты покрывают развитие сетевого комплекса для обеспечения резервирования и компенсации разнонаправленных отклонений СЭС и ВЭС, поддержание резервов на длительные временны́е интервалы во время безветрия (для ВЭС) и ночью (для СЭС), поддержание быстрых резервов для компенсации внутричасовой неравномерности выдачи мощности СЭС и ВЭС. Для трансформации энергосистемы также необходимы системы прогнозирования нагрузки СЭС и ВЭС и модернизация средств управления энергосистемой, чтобы работать с большим количеством мелких объектов.
В целом в мировой практике выделяют четыре типа функционирования энергосистемы и уровня затрат на интеграцию, в зависимости от доли объектов ВИЭ. Первый — когда доля выработки объектов ВИЭ-генерации в энергобалансе не превышает 3 %. Он характерен, например, для стран Среднего Востока. Объекты ВИЭ там не оказывают значимого влияния на энергосистему. Отклонения выработки солнечных и ветровых станций незаметны на фоне постоянных флуктуаций потребления и выдачи электроэнергии (например, из-за аварий на сетевом и генерирующем оборудовании). В такой ситуации достаточно разработать технические требования к объектам ВИЭ и нормы по их присоединению.
Второй тип предполагает долю выработки электроэнергии на объектах ВИЭ в 3−13 % от общего объема. Этот тип сегодня представлен во многих странах. В энергосистемах этого типа влияние ВИЭ становится заметным. Регулирующие электростанции должны не только компенсировать обычные для энергосистемы отклонения, но и эффективно уравновешивать изменения нагрузки ВИЭ. Для этого необходимо вносить изменения в процедуры технологического управления энергообъектами и рыночные механизмы, создавать системы прогнозирования мощности ВИЭ, чтобы определять объемы резервирования активной мощности для компенсации отклонений и нехватки пропускной способности сети.
В энергосистемах третьего типа доля выработки электроэнергии объектами ВИЭ вырастает до 13−25 %. Такие показатели характерны для стран ОСЭР. Влияние объектов ВИЭ ощущают как вся энергосистема, так и каждая электростанция. Малопрогнозируемая выработка и отсутствие у ВИЭ-генерации инерции при наборе-сбросе нагрузки вынуждают системных операторов развивать механизмы компенсации разнонаправленных отклонений выработки, дабы обеспечить стабильность и гибкость энергосистемы. Необходимо расширять пропускную способность сети, строя магистральные электросети, создавать системы накопления электроэнергии, поддерживать готовность к работе объектов традиционной генерации. Их выработка снижается, но отказаться от простаивающих мощностей невозможно. Кроме того, критически важна точность прогнозирования выработки СЭС и ВЭС, поскольку от него зависит качество управления электроэнергетическим режимом и планирования загрузки генерирующих объектов.
Характерная черта энергосистем четвертого типа — объекты ВИЭ становятся основным источником генерации, их доля в энергосистеме превышает 25 %. Этот порог в 2021 году перешагнули некоторые страны Евросоюза. Для энергосистем этого типа необходимы принципиальные изменения подходов к управлению режимами: внедрение технологий, обеспечивающих стабильность в энергосистеме, специальные системы регулирования напряжения и устранения перегрузок в распределительных сетях у конечных потребителей. Затраты на интеграцию становятся если не превалирующими, то весьма заметными на фоне себестоимости возведения объектов ВИЭ.
В России доля выработки электроэнергии объектами ВИЭ в масштабе ЕЭС России невелика — всего 0,8 %. Однако в рамках госпрограммы, нацеленной на поддержку развития возобновляемой генерации (ДПМ ВИЭ), 64,4 % новых объектов строятся в ОЭС Юга. По итогам первых пяти месяцев этого года выработка в ней электроэнергии объектами ВИЭ составила 3051 млн кВт·ч, или 6,3 % от общего объема выработки. По окончании ДПМ ВИЭ‑1 в 2024 году этот показатель станет еще выше. Это значит, что ОЭС Юга можно отнести ко второму типу энергосистем.
Концепцию, предложенную Kept, прокомментировали в пресс-службе Системного оператора ЕЭС России (СО). Там отметили, что в своей работе СО обязательно учитывает полную стоимость ввода объектов ВИЭ: затраты как на генерацию, так и на интеграцию.
Эти затраты покрывают развитие сетевого комплекса для обеспечения резервирования и компенсации разнонаправленных отклонений СЭС и ВЭС, поддержание резервов на длительные временны́е интервалы во время безветрия (для ВЭС) и ночью (для СЭС), поддержание быстрых резервов для компенсации внутричасовой неравномерности выдачи мощности СЭС и ВЭС. Для трансформации энергосистемы также необходимы системы прогнозирования нагрузки СЭС и ВЭС и модернизация средств управления энергосистемой, чтобы работать с большим количеством мелких объектов.
В целом в мировой практике выделяют четыре типа функционирования энергосистемы и уровня затрат на интеграцию, в зависимости от доли объектов ВИЭ. Первый — когда доля выработки объектов ВИЭ-генерации в энергобалансе не превышает 3 %. Он характерен, например, для стран Среднего Востока. Объекты ВИЭ там не оказывают значимого влияния на энергосистему. Отклонения выработки солнечных и ветровых станций незаметны на фоне постоянных флуктуаций потребления и выдачи электроэнергии (например, из-за аварий на сетевом и генерирующем оборудовании). В такой ситуации достаточно разработать технические требования к объектам ВИЭ и нормы по их присоединению.
Второй тип предполагает долю выработки электроэнергии на объектах ВИЭ в 3−13 % от общего объема. Этот тип сегодня представлен во многих странах. В энергосистемах этого типа влияние ВИЭ становится заметным. Регулирующие электростанции должны не только компенсировать обычные для энергосистемы отклонения, но и эффективно уравновешивать изменения нагрузки ВИЭ. Для этого необходимо вносить изменения в процедуры технологического управления энергообъектами и рыночные механизмы, создавать системы прогнозирования мощности ВИЭ, чтобы определять объемы резервирования активной мощности для компенсации отклонений и нехватки пропускной способности сети.
В энергосистемах третьего типа доля выработки электроэнергии объектами ВИЭ вырастает до 13−25 %. Такие показатели характерны для стран ОСЭР. Влияние объектов ВИЭ ощущают как вся энергосистема, так и каждая электростанция. Малопрогнозируемая выработка и отсутствие у ВИЭ-генерации инерции при наборе-сбросе нагрузки вынуждают системных операторов развивать механизмы компенсации разнонаправленных отклонений выработки, дабы обеспечить стабильность и гибкость энергосистемы. Необходимо расширять пропускную способность сети, строя магистральные электросети, создавать системы накопления электроэнергии, поддерживать готовность к работе объектов традиционной генерации. Их выработка снижается, но отказаться от простаивающих мощностей невозможно. Кроме того, критически важна точность прогнозирования выработки СЭС и ВЭС, поскольку от него зависит качество управления электроэнергетическим режимом и планирования загрузки генерирующих объектов.
Характерная черта энергосистем четвертого типа — объекты ВИЭ становятся основным источником генерации, их доля в энергосистеме превышает 25 %. Этот порог в 2021 году перешагнули некоторые страны Евросоюза. Для энергосистем этого типа необходимы принципиальные изменения подходов к управлению режимами: внедрение технологий, обеспечивающих стабильность в энергосистеме, специальные системы регулирования напряжения и устранения перегрузок в распределительных сетях у конечных потребителей. Затраты на интеграцию становятся если не превалирующими, то весьма заметными на фоне себестоимости возведения объектов ВИЭ.
В России доля выработки электроэнергии объектами ВИЭ в масштабе ЕЭС России невелика — всего 0,8 %. Однако в рамках госпрограммы, нацеленной на поддержку развития возобновляемой генерации (ДПМ ВИЭ), 64,4 % новых объектов строятся в ОЭС Юга. По итогам первых пяти месяцев этого года выработка в ней электроэнергии объектами ВИЭ составила 3051 млн кВт·ч, или 6,3 % от общего объема выработки. По окончании ДПМ ВИЭ‑1 в 2024 году этот показатель станет еще выше. Это значит, что ОЭС Юга можно отнести ко второму типу энергосистем.
Простое решение
В СО согласны, что чем выше доля солнечной и ветровой генерации в балансе энергосистемы, тем выше стоимость интеграционных решений. Так, в Италии объем заявок на техническое присоединение, поданных системному оператору TERNA, превысил 300 ГВт, хотя в базовом сценарии были предусмотрены 70 ГВт, причем к 2030 году. В такой ситуации TERNA вынужден тратить огромные деньги на планирование развития электросетевого комплекса и поддержку энергосистемы. Разработанный компанией план развития на 2023 год предусматривает инвестиции в создание трансграничных и внутренних электрических сетей свыше € 21 млрд.
Однако, как отметили в СО, есть и альтернативные технические решения. Самое простое и недорогое — превентивно снизить нагрузку или отключить объект ВИЭ, если его работа создает риски для энергосистемы. Ограничение выработки ВИЭ в отдельные часы — нормальная практика управления режимом в энергосистемах с высокой долей ВИЭ. «При таком решении стоимость интеграционных мероприятий стремится к нулю. При разумном экономическом подходе необходимо находить баланс между затратами на реализацию интеграционных мероприятий и эффектами от них в виде сокращения ограничений на выработку объектов ВИЭ», — отмечается в комментарии.
В СО считают, что цифровое решение — подключение объектов ВИЭ в энергоизбыточном регионе под автоматику регулирования перетоков — эффективно, если оно позволяет ежедневно минимизировать ограничение выработки ВИЭ. И наоборот, строительство новой линии напряжением 500 кВ за миллиарды рублей неразумно, если ограничения будут снижены на пару десятков МВт на несколько часов в год.
В СО согласны, что чем выше доля солнечной и ветровой генерации в балансе энергосистемы, тем выше стоимость интеграционных решений. Так, в Италии объем заявок на техническое присоединение, поданных системному оператору TERNA, превысил 300 ГВт, хотя в базовом сценарии были предусмотрены 70 ГВт, причем к 2030 году. В такой ситуации TERNA вынужден тратить огромные деньги на планирование развития электросетевого комплекса и поддержку энергосистемы. Разработанный компанией план развития на 2023 год предусматривает инвестиции в создание трансграничных и внутренних электрических сетей свыше € 21 млрд.
Однако, как отметили в СО, есть и альтернативные технические решения. Самое простое и недорогое — превентивно снизить нагрузку или отключить объект ВИЭ, если его работа создает риски для энергосистемы. Ограничение выработки ВИЭ в отдельные часы — нормальная практика управления режимом в энергосистемах с высокой долей ВИЭ. «При таком решении стоимость интеграционных мероприятий стремится к нулю. При разумном экономическом подходе необходимо находить баланс между затратами на реализацию интеграционных мероприятий и эффектами от них в виде сокращения ограничений на выработку объектов ВИЭ», — отмечается в комментарии.
В СО считают, что цифровое решение — подключение объектов ВИЭ в энергоизбыточном регионе под автоматику регулирования перетоков — эффективно, если оно позволяет ежедневно минимизировать ограничение выработки ВИЭ. И наоборот, строительство новой линии напряжением 500 кВ за миллиарды рублей неразумно, если ограничения будут снижены на пару десятков МВт на несколько часов в год.
ДРУГИЕ МАТЕРИАЛЫ