Казахстан продолжает наращивать мощности возобновляемой энергетики, привлекая крупные инвестиции в строительство ветровых электростанций. Однако масштабные проекты, заявленные в Костанайской и Акмолинской областях, вновь ставят вопрос о том, насколько развитие ВИЭ согласуется с реальными потребностями национальной энергосистемы и обеспечением электроэнергией в часы максимального потребления.
Новые проекты в регионах
Министерство энергетики Казахстана и отечественная компания Turan Wind Energy подписали инвестиционное соглашение о строительстве ветровой электростанции в Костанайской области. Стоимость проекта оценивается в 730 миллионов долларов. В его состав войдут ветропарк установленной мощностью 1000 МВт и система накопления электроэнергии мощностью 300 МВт. Технологическим партнером выступит китайская компания «Хуантай Энерджи». Начало строительных работ ожидается весной 2027 года, а ввод объекта в эксплуатацию запланирован до конца 2029 года. После завершения строительства станция, как предполагается, будет производить около 3,9 миллиарда кВт/ч электроэнергии ежегодно.
Еще один крупный проект планируется реализовать в Акмолинской области. Региональный акимат и китайская компания Sungrow Renewable Development договорились о строительстве трех ветровых электростанций: мощностью 300 МВт в Есильском районе, а также 100 и 50 МВт в Зерендинском районе. Общая установленная мощность новых объектов составит 450 МВт, а предполагаемый объем инвестиций — до 500 миллионов долларов. Реализация проекта рассчитана на 2026-2028 годы. После выхода на проектные показатели станции смогут вырабатывать от 1,4 до 1,65 миллиарда кВт/ч электроэнергии в год.
Для Sungrow это не первый проект в регионе. В 2023 году компания ввела в эксплуатацию ветропарки общей мощностью 221 МВт. Таким образом, Казахстан продолжает привлекать значительные средства в ветроэнергетику, рассчитывая увеличить производство электроэнергии за счет возобновляемых источников.
Насколько эффективны вложения в ВИЭ?
Однако, как обращает внимание эксперт Петр Своик, оценивать эффективность такой политики необходимо не только по объему инвестиций, количеству построенных станций и их паспортной мощности, но и по фактической выработке, участию в покрытии пикового спроса и влиянию на стоимость электроэнергии для потребителей.
По данным Министерства энергетики, за три квартала текущего года выработка электроэнергии объектами ВИЭ составила 7,8 миллиарда кВт/ч, а их совокупная установленная мощность достигла 3,7 ГВт. Если разделить произведенный объем электроэнергии на 273 календарных дня и 24 часа в сутках, получится средняя мощность генерации около 1,19 ГВт. Иными словами, при установленной мощности в 3,7 ГВт солнечные, ветровые установки и малые гидроэлектростанции в среднем обеспечивали за рассматриваемый период примерно 32 процента от своей совокупной паспортной мощности.
Фактическая выработка и вечерние пики
«Как-то маловато, всего треть от того, что понастроили. Хотя и объяснимо: вечером солнышко заходит, ветер тоже не всегда дует. Сравниваем с общими показателями по энергосистеме: всего за три квартала выработано 91,7 миллиарда кВт/ч, установленная мощность достигла 26,8 ГВт, располагаемая с учетом разных ограничений (в том числе вы уже начали догадываться, каких) — 22,8 ГВт. Итого среднесуточная мощность, выдаваемая всей казахстанской энергосистемой, — 14 ГВт. Соответственно, коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) — 61 процент. В два раза больше, чем у ВИЭ, но тоже как-то маловато. Это и понятно: на снижение работает тот самый «альтернативный» КИУМ», — отмечает эксперт.
Этот показатель сам по себе не свидетельствует о неэффективности ВИЭ: коэффициент использования установленной мощности зависит от погодных условий, времени суток, сезонности и особенностей конкретного источника генерации. Именно эта изменчивость, по мнению Своика, требует особого внимания при планировании развития энергосистемы.
Ключевая проблема, на которую указывает эксперт, заключается не столько в различии этих показателей, сколько в несовпадении графика выработки возобновляемых источников с графиком потребления электроэнергии. В часы, когда солнечные и ветровые станции активно производят электричество, традиционная генерация может располагать достаточными резервами. Но вечером, когда солнечная генерация прекращается, а потребление достигает максимума, ветровые станции не всегда способны обеспечить необходимую мощность. В результате номинальные 3,7 ГВт ВИЭ не означают, что энергосистема может рассчитывать на такой же объем генерации в наиболее напряженные часы.
Приоритет ВИЭ, тарифы и импорт электроэнергии: что вызывает вопросы?
Отдельное внимание Своик уделяет экономическим и нормативным условиям работы возобновляемой энергетики. По его оценке, действующие правила создают для ВИЭ преимущественные условия при продаже электроэнергии, поскольку диспетчеризация предусматривает приоритетный прием такой генерации. Эксперт связывает это, в частности, со статьей 19-1, пунктом 4-1 Закона Казахстана «Об электроэнергетике». Кроме того, он критикует практику проведения тендеров на строительство объектов ВИЭ без достаточного учета их способности участвовать в суточном регулировании нагрузки и без обязательного обеспечения накопителями энергии во всех случаях, когда такие накопители необходимы для надежной работы системы.
При этом важно различать установленную мощность накопителя и его способность обеспечивать энергосистему в течение продолжительного времени: для полноценной оценки имеют значение не только мегаватты, но и емкость в мегаватт-часах, продолжительность разряда, скорость отклика и режимы зарядки. Поэтому само наличие накопителя еще не гарантирует полного решения проблемы пикового спроса.
Вместе с тем строительство ветропарка Turan Wind Energy с системой накопления мощностью 300 МВт показывает, что вопрос интеграции ВИЭ и балансирования энергосистемы уже учитывается в отдельных крупных проектах. Насколько эффективно этот комплекс сможет работать в часы максимальной нагрузки, будет зависеть и от емкости накопителя, и от выбранных режимов эксплуатации.
По мнению Своика, экономические последствия действующей модели в конечном счете отражаются на потребителях. Он утверждает, что поддержка возобновляемой генерации увеличивает конечный тариф на электроэнергию, а дефицит мощности в часы вечернего пика вынуждает Казахстан прибегать к импорту электроэнергии из России по более высоким ценам.
На предстоящую зиму, как отмечает эксперт, прогнозировался максимум потребления около 18,2 ГВт, при этом для покрытия дефицита могло потребоваться дополнительно импортировать из России около 800-1000 МВт.
Развитие ВИЭ или надежность энергосистемы?
В конечном счете вопрос заключается не в том, следует Казахстану развивать ветроэнергетику или отказываться от нее. Важнее определить, на каких условиях новые объекты будут интегрироваться в единую энергосистему, кто будет оплачивать балансирование переменной генерации и какие требования должны предъявляться к инвесторам для обеспечения надежности электроснабжения. Если новые ветропарки строятся без достаточного учета системных потребностей, рост установленной мощности сам по себе не гарантирует сокращения дефицита электроэнергии в критические часы.
Именно поэтому крупные инвестиционные соглашения на сотни миллионов долларов должны сопровождаться прозрачной оценкой их влияния на энергобаланс, тарифы и устойчивость электроснабжения. Необходимо также прояснить, кто и на основании каких расчетов определяет приоритеты диспетчеризации, какие требования предъявляются к накопителям энергии и каким образом обеспечивается ответственность участников рынка за балансирование системы.
Главный вопрос, который ставит Петр Своик, заключается в следующем: кто отвечает за согласованное развитие всех сегментов электроэнергетики Казахстана и почему расширение возобновляемой генерации не всегда сопровождается сопоставимым ростом гарантированной мощности для покрытия вечерних и зимних пиков?
Ответ на него важен не только для инвесторов и энергетических компаний, но и для миллионов потребителей, от которых в конечном счете зависит финансирование всей этой системы.