Накопление требует капитала

По данным “Ъ”, строительство систем накопления электроэнергии (СНЭ) мощностью 350 МВт, предлагаемое для покрытия энергодефицита на юге РФ, может обойтись бизнесу в 255–300 млрд руб. Промышленные потребители опасаются, что накопители выработают ресурс раньше, чем закончится оплата их мощности. СНЭ снизят кратковременные перегрузки в процессе распределения электроэнергии, но для ликвидации дефицита необходимо строительство тепловой ила атомной генерации, считают аналитики.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Строительство систем накопления энергии в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Юга в объеме 350 МВт может обойтись российской экономике примерно в 255–300 млрд руб., или 17–20 млрд руб. ежегодно в среднем в течение 15 лет. Это следует из письма «Сообщества потребителей энергии» вице-премьеру Александру Новаку (есть у “Ъ”). Такой сценарий покрытия прогнозируемого дефицита сейчас рассматривает правительство РФ: накопители мощностью до 250 МВт (1,5 тыс. МВт•ч) могут установить в Краснодарском крае и до 100 МВт (600 МВт•ч) — в Крыму (см. “Ъ” от 1 июля).

Одноставочная цена на электроэнергию от СНЭ в России составляет 60–90 руб. за 1 кВт•ч, что в 15–25 раз выше средней одноставочной цены оптового рынка и в 10 раз выше LCOE (одноставочная цена электроэнергии на весь период жизненного цикла технологии) новых объектов газовой генерации в ОЭС Юга, который составляет около 10–12 руб. за 1 кВт•ч, указывают в «Сообществе потребителей энергии». Кроме того, накопители имеют ограниченный ресурс (8–12 лет при ежедневном использовании), а оплату мощности сейчас предлагается производить в течение 15 лет.

При этом снижение цен на рынке «на сутки вперед» в ОЭС Юга в пиковые часы при сглаживании пика СНЭ будет скомпенсировано ростом цен в ночные часы из-за увеличения электропотребления в момент их зарядки.

Прошлым летом на юге РФ впервые за долгие годы проводились масштабные веерные отключения электроэнергии. К этому привели аномальная жара и нехватка генерации. К 2030 году прогнозируемый дефицит мощности в ОЭС Юга может составить 2,4 ГВт, основной сценарий его покрытия — строительство большой генерации.

Среди предлагаемых промпотребителями альтернатив — более эффективное использование механизма управления спросом, загрузка действующих объектов розничной генерации, включая микрогенерацию в домохозяйствах, а также стимулирование повышения энергоэффективности. Это позволит сократить дефицит мощности в ОЭС Юга на 15–550 МВт без увеличения тарифно-ценовой нагрузки до ввода новых энергоблоков ТЭС, говорится в письме.

В Минэнерго сообщили “Ъ”, что проект строительства находится в стадии конфигурации, в том числе по линии проработки финансовой модели.

В «Совете рынка» (регулятор энергорынков) сказали “Ъ”, что работают над скорейшей и наиболее эффективной интеграцией в энергосистему промышленных СНЭ, которые в комплексе с быстровозводимыми электростанциями на ВИЭ смогут точечно решить проблему энергодефицита значительно быстрее, чем потребует строительство «классических» ТЭС. Пока уровень зрелости технологий накопления ограничивает возможности для широкомасштабного внедрения возобновляемых источников, уточняют в регуляторе, но с развитием технологий СНЭ устойчиво дешевеют, поэтому запросы на такие проекты будут возникать чаще.

Директор Ассоциации возобновляемой энергетики (АРВЭ) Алексей Жихарев считает, что, исходя из капвложений, рассчитанных в рамках разработанной АРВЭ концепции, стоимость мощности СНЭ будет дешевле любого проекта строительства тепловой генерации минимум на 10%, даже если применять предельные показатели. «Если же в качестве механизма обеспечения возврата инвестиций будет выбран конкурентный отбор мощности, то благодаря конкуренции, которая прогнозируется на высоком уровне, такие проекты могут подешеветь еще на 20–30%»,— отмечает господин Жихарев.

По данным Ассоциации малой энергетики, в ОЭС Юга потребность в розничной генерации оценивается приблизительно в 200–250 МВт мощностей в год. Источником финансирования реализации таких проектов может выступить частный бизнес без привлечения дополнительных бюджетных источников и без роста надбавок и доплат на оптовом рынке. Закрыть возрастающий энергодефицит в регионе могут компании, которые готовы вводить до 200 МВт ежегодно, добавляют в ассоциации.

Сергей Роженко из Kept считает, что покрытие дефицита электроэнергии на юге страны требует строительства классических диспетчеризуемых мощностей: в ближайшей перспективе — тепловых электростанций, в долгосрочной — атомных. «Строительство энергоаккумуляторов представляется больше НИОКР-проектом, связанным с интеграцией ВИЭ, которые сами по себе создают риски для стабильности энергосистемы региона»,— указывает аналитик.

Анна Тыбинь