Интеграция ВИЭ не страшна

Аналитики Kept в своём исследовании использовали не фактические затраты инвесторов на строительство «зелёной» генерации в ОЭС Юга, а модельные расчёты для десяти ВЭС и десяти СЭС (также модельных) в регионе, актуальные на 2023 год. Согласно выводам экспертов, при доле ВИЭ в ОЭС Юга в 30–70% от пика потребления мощности полная стоимость интеграции может превышать LCOE в 1,3–3 раза (6,4–14 рублей/кВт•ч при себестоимости производства ВИЭ в 4,7–5,2 рубля/кВт•ч). Более равномерное распределение объектов ВИЭ по территории ОЭС Юга позволяет снизить удельную стоимость интеграции на 46–61% и полную стоимость ВИЭ – на 12–38% по сравнению с размещением ВИЭ в одном районе.

В Kept просчитали три сценария размещения «зелёной» генерации в регионе. Первый и самый негативный – одна мощная ВЭС на одной площадке. Второй – размещение десяти ВЭС в энергосистеме. И третий, оптимизированный, сценарий – десять ВЭС (2/3 мощности) и десять СЭС (1/3 мощности).

В своих рекомендациях авторы исследования предлагают придерживаться территориальной концепции развития ВИЭ: «Полные затраты на интеграцию ВИЭ могут быть снижены в 2–3 раза за счёт разработки мастер-плана интеграции объектов ВИЭ (ВЭС и СЭС). Применительно к ОЭС Юга такой мастер-план может включать определение 50–100 площадок (зон) размещения станций единичной мощностью не более 50–250 МВт суммарным объёмом до 12 ГВт, разнесённых по территории на 100–200 км и более и разбитых на фазы по годам и этапам реализации».

Также аналитики рекомендуют обратить внимание на конкурсный отбор проектов ВИЭ по System LCOE, снижение стоимости интеграции через смежные программы (например, технологического развития «Системного оператора») и введение опционов на строительство парных географически разнесённых объектов по принципу 1+1 с шагом в 3–4 года.

«Текущая модель планирования и управления ВИЭ в энергосистеме, а также оплаты их электроэнергии и мощности, не предполагает дополнительных затрат энергорынка на компенсацию стохастического (случайный, непредсказуемый – ред.) характера ВИЭ-генерации, – прокомментировали в «Совете рынка». – Если есть перепроизводство от ВИЭ-генерации, и оно не может быть скомпенсировано снижением выработки традиционной генерации по условиям системной надёжности с учётом доступных межсистемных перетоков, то ВИЭ-генерация разгружается вплоть до полного отключения. Соответственно, энергорынок не компенсирует инвестору недополученную выручку (…), что требует от инвестора осмысленного выбора площадки под проект».

В «Совете рынка» говорят, что нынешняя модель отборов проектов вполне оправдана при текущих небольших объёмах солнечной и ветровой генерации и указывают, что в ЕЭС «ещё достаточно площадок, где СЭС и ВЭС могут интегрироваться в систему без значимых дополнительных затрат и работать без каких-либо ограничений».

«Если же говорить про ситуацию, когда доля солнечной и ветровой генерации достигнет значимых показателей не только в ОЭС Юга, но и в ЕЭС России в целом, то здесь мы можем согласиться с тем, что подходы к планированию и управлению ЕЭС должны поменяться для обеспечения оптимальной структуры энергетики, в том числе по стоимости. Однако к этому моменту ВИЭ-генерация в соответствии с уже принятыми решениями должна развиваться на рыночных условиях без мер поддержки со стороны энергорынка и без соответствующих конкурсов», – сообщили в «Совете рынка».

В «Сообществе потребителей энергии» считают оптимизацию мест размещения ВИЭ с учётом затрат на их интеграцию в энергосистему правильной идеей, но оговариваются, что «применять её лучше не через заявки поставщиков на конкурсные отборы проектов, а с помощью ранжирования площадок «Системным оператором» в рамках обновлённого процесса планирования перспективного развития энергосистем».

В СО ЕЭС напомнили, что неоднократно говорили о необходимости учитывать полную стоимость интеграции ВИЭ в энергосистему.

«Требуемое развитие сетей и объёмы необходимых резервов существенно зависят от принимаемой допустимой степени ограничений выработки ВИЭ. Каков приемлемый уровень ограничения выработки ВИЭ? Если мы считаем допустимыми регулярные длительные ограничения ВИЭ, то стоимость интеграционных решений будет минимальна. Но при этом, из-за снижения выработки, LCOE самих объектов будет очень высокой. И обратная ситуация – если попытаться принимать каждый киловатт, вырабатываемый ВИЭ, LCOE самих объектов из-за максимальной выработки будет невысокой, однако стоимость технических решений при системно значимых объёмах будет бесконечно велика. Даже энергосистемы с большой долей ВИЭ, согласно мировой практике, предполагают разумную долю ограничений», – пояснили в регуляторе.

Там предложили оценить стоимость недоотпуска электроэнергии ВИЭ. В 2022 году, по данным «Системного оператора», ВЭС ограничивались в течение 55 часов с максимальным уровнем в 372 МВт. «Если бы даже во все часы ограничение было равным максимальному, объём недоотпуска легко посчитать – он составил бы порядка 20 млн кВт•ч. При средней цене РСВ в ОЭС Юга в ночные часы, равной 1,14 рубля за 1 кВт•ч, это соответствует стоимости недоотпуска примерно в 20 млн рублей. Построить новую магистральную линию 500 кВ, расширяющую пропускную способность между ОЭС Юга и остальной частью ЕЭС, очевидно, будет кратно дороже», – указали в СО.

Регулятор согласен с тем, что предполагаемое территориальное распределение ВИЭ снижает нагрузку на энергосистему, поскольку зависящие от погоды изменения происходят более плавно, соответственно, снижается потребность в быстрых (внутричасовых) резервах. Однако, как отметили в СО ЕЭС, если говорить о более длительных периодах, например, суточной неравномерности, то нагрузка на энергосистему не меняется: «Вам всё равно необходимо поддерживать в энергосистеме достаточные резервы генерации или пропускной способности сети на вечерний максимум, когда солнце село, или на случай, когда несколько дней подряд нет ветра. Потому предлагаемое решение не является панацеей».

«Определять площадки за инвестора – мера малоэффективная и вряд ли реализуема, ведь «Системный оператор» в конечном итоге не несёт финансовой ответственности за такой выбор, – считает директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики Алексей Жихарев. – Важно обеспечить доступ к качественной информации о работе энергосистемы, качественные метеопрогнозы и адаптировать рыночные механизмы под рост доли ВИЭ в энергобалансе, которая, важно напомнить, даже в ОЭС Юга всё ещё ниже 10%, а всего по России не превышает 1%. По нашим расчётам, при оптимальном размещении объектов ВИЭ-генерации и донастройке системы учёта их нагрузки в процессе диспетчеризации, в ЕЭС России можно интегрировать до 43 ГВт к 2035 году без каких-либо значительных инвестиций в сетевую инфраструктуру».

Председатель Российской ассоциации ветроиндустрии Игорь Брызгунов, очевидно, считает проблемным моментом ограничения на работу ВИЭ, которые периодически вводит СО ЕЭС из-за нехватки пропускной способности сетей. 7 июня на круглом столе в Госдуме под председательством зампреда комитета по энергетике Валерия Селезнёва г-н Брызгунов предложил «Системному оператору» «уйти» от существующей практики. Отказ от ограничений работы ВИЭ мог бы сделать планирование территориального распределения «зелёной» генерации более актуальным.