Закрыть до 350 МВт дефицита мощности в ОЭС Юга правительство рассчитывает за счет накопителей энергии, которые призваны сгладить пики потребления. Именно нехватка мощности привела к масштабным веерным отключениям на юге прошлым летом. Решить проблему предлагается за счет проведения конкурсов с заключением обязательных инвестконтрактов на строительство накопителей либо назначения ответственным за строительство «Россетей». Потребители находят идею слишком дорогой и неэффективной. Аналитики полагают, что траты будут сопоставимы со строительством новой генерации и в среднем обойдутся энергорынку в 72–98 млрд руб.
МОСКВА, 1 июля (BigpowerNews) — Правительство обсуждает возможность
строительства систем накопления энергии (СНЭ) мощностью до 250 МВт
(1,5 тыс. МВт•ч) в Краснодарском крае и до 100 МВт
(600 МВт•ч) в Крыму для покрытия дефицита в Объединенной энергосистеме Юга
(ОЭС Юга). Это следует из протокола совещания у вице-премьера Александра Новака
от 3 июня, пишет «Коммерсант», который видел документ. Собеседники издания
говорят, что обсуждаемый срок запуска этих мощностей на юге — июль 2026
года.
ОЭС Юга из-за жары прошлым летом не выдержала сверхнагрузок, что привело к
первым за многие годы полномасштабным веерным отключениям. Потенциальный
дефицит мощности в Объединенной энергосистеме Юга оценивается в 2,4 ГВт к
2030 году, нехватку планируется закрывать в основном за счет строительства
большой генерации.
По информации «Коммерсанта», сейчас рассматривают два варианта строительства
пилотных СНЭ на юге.
Первый предложен Ассоциацией развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) —
через проведение конкурса для инвесторов с последующим заключением аналога
договоров на поставку мощности (ДПМ). При такой схеме с победителем заключается
15−летний контракт на возврат инвестиций за счет повышенных платежей
потребителей на оптовом энергорынке (современным аналогом является конкурентный
отбор мощности новых генерирующих объектов — КОМ НГО), инвестору
компенсируется CAPEX, OPEX, доходность в 12–14% и налог на прибыль. По оценкам
АРВЭ, чистый CAPEX на строительство СНЭ может составить 207 млн руб. за
1 МВт.
Второй вариант — без проведения конкурсов, с назначением «Россетей»
ответственным исполнителем по возведению СНЭ на действующих подстанциях
госхолдинга, затраты предлагается включить в тариф на услуги по передаче
электроэнергии. Технологическим партнером «Россетей» в этом сценарии может
выступить «Росатом».
В «Росатоме» сообщили, что поддерживают идею использования систем накопления
для повышения надежности энергоснабжения на юге. ««Росатом» готов выступать
технологическим партнером для российских компаний и обладает необходимыми
решениями для реализации масштабных проектов»,— добавили там, пишет
«Коммерсант», отмечая, что в «Россетях» на запрос не ответили.
По данным издания, вопрос об уровне локализации оборудования для возведения
СНЭ еще обсуждается. Мнения по этому вопросу разошлись.
В протоколе совещания отмечается, что нужно минимизировать требования для
привлечения максимального количества инвесторов. В то же время в Минпромторге
газете сообщили, что поддерживают требования по локализации оборудования при
реализации проектов СНЭ. Глава АРВЭ Алексей Жихарев считает, что к планированию
мероприятий по локализации производства и ужесточению требований стоит
подходить после принятия решений по масштабному применению СНЭ в энергосистеме.
В «Совете рынка» придерживаются аналогичной позиции. Там добавляют, что сейчас
наблюдается устойчивый тренд на удешевление систем накопления, поэтому запрос
на реализацию подобных проектов будет возникать чаще, пишет «Коммерсант».
В «Сообществе потребителей энергии» полагают, что закрывать дефицит энергии
на юге с помощью СНЭ неоптимально и неэффективно: цена киловатт-часа от этих
систем обойдется примерно в 60–90 руб., что в 15–25 раз выше средней по
рынку, при этом цена новой оптовой генерации составляет примерно
10–12 руб. за 1 кВт•ч. «Более экономичный способ — задействовать
механизм управления спросом, а также потенциал розничной генерации и
синхронизацию ремонтов крупных потребителей с пиковыми периодами спроса в
энергосистеме»,— считают в ассоциации.
Как отмечает Алексей Жихарев, проекты СНЭ конкурируют с тепловой генерацией,
поэтому более логично смотрятся в концепции конкурентного отбора, который
подразумевает как снижение стоимости, так и ответственность за неисполнение
обязательств. «За счет низкой стоимости и коротких сроков строительства СНЭ
становятся самым эффективным решением по противодействию дефициту электрической
мощности»,— считает он.
В «Совете рынка» находят, что в случаях, требующих принятия срочных мер для
предотвращения аварий, возможно назначение исполнителя без проведения
конкурса.
В ситуации с дефицитом мощности в ОЭС Юга «Совет рынка» поддерживает
проведение КОМ НГО в тех энергорайонах, где вопрос сроков стоит не очень остро.
«Такой подход помог бы найти оптимальное с экономической точки зрения
решение»,— говорят там.
Директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим
оценивает суммарную стоимость строительства систем накопления энергии в объеме
350 МВт в 72–98 млрд рублей.
По его словам, в зависимости от нормы доходности и с учетом эксплуатационных
расходов дополнительный ежегодный платеж на рынке мощности должен составить от
12,5 млрд до 16,9 млрд рублей при возврате за 15 лет.
Как замечает эксперт, объем инвестиций для создания СНЭ сопоставим с
капитальными вложениями в альтернативное решение по строительству
электрогенерации, а их реализация повысит цены на оптовом рынке в пределах от
0,7% до 1%. Реализация подобного объема строительства СНЭ силами «Россетей», по
его расчетам, потребует дополнительной индексации тарифа единой национальной
энергосистемы в размере 4–5% к уровню, предусмотренному параметрами прогноза
СЭР.
По мнению С. Сасима, использование технологий накопления электроэнергии в
таком масштабе станет уникальной практикой в РФ. «Применение подобных
технологий не только решит задачу оперативного покрытия энергодефицита, но и
позволит повысить эффективность ОЭС Юга за счет совместной работы СНЭ и ВИЭ»,—
добавляет он, пишет «Коммерсант».