Оригинал материала
Республика Алтай: в два раза больше солнца
Выработка электроэнергии в Республике Алтай (РА) за 2018 год выросла на 92,6% — этот результат из свежих данных Росстата особенно ярко выделяется на фоне аналогичных итогов всего СФО (плюс 1,4%) и 11 других входящих в него субъектов РФ. Исключением можно считать Хакасию, в которой выработка тоже выросла весьма существенно (плюс 15,3%), все благодаря выдающимся результатам Саяно-Шушенской ГЭС и ее контррегулятора. И Иркутскую область (плюс 6,7%), где за счет нормализации водности в бассейне Байкала во втором полугодии существенно «прибавили» три первые ступени Ангарского каскада ГЭС.
В опубликованной на днях госстатистике Бурятия и Забайкалье все еще включены в состав СФО, хотя данные за ноябрь и декабрь по этим двум регионам в таблице с итогами производства электроэнергии уже отсутствуют. Возможно, поэтому цифры Росстата немного расходятся с данными «Системного оператора». Последний в недавнем Отчете о функционировании ЕЭС России в 2018 году зафиксировал рост выработки в ОЭС Сибири на 1,3% — естественно, с учетом и двух восточных регионов, перешедших с ноября в состав ДФО. В остальном же разница между данными двух организаций не существенна (данные ОДУ Сибири можно посмотреть здесь). У Росстата, кстати, видно, как показатели по выработке электроэнергии коррелируют с ростом в промышленности — индекс промпроизводства в РА по итогам прошлого года оказался самым высоким в СФО: плюс 6,4%, почти в два раза выше, чем в целом по округу. Это тем более интересно, что горную республику нельзя отнести к индустриально развитым территориям Сибири. Впрочем, это тема для другого текста.
В структуре ЕЭС России РА исторически входит в единую энергосистему с соседним Алтайским краем, будучи тесно связанной с Бийским энергоузлом (где работает угольная Бийская ТЭЦ Сибирской генерирующей компании). По данным Новосибирского РДУ, филиала АО «СО ЕЭС», осуществляющего диспетчерское управление энергосистемами сразу трех регионов, выработка на электростанциях двух Алтаев в прошлом году превысила 6,9 млрд кВт*час, что на 5,9% меньше аналогичного показателя 2017 года (по данным Росстата, только в Алтайском крае выработка просела на 6,3%). Энергосистема давно является дефицитной, у соседей в прошлом году пришлось закупить более 3,85 млрд кВт*часов. Конечно, в основном — на покрытие спроса в более развитом и населенном крае; но что-то «утекло» и в РА.
140698
На этом фоне локальное достижение небольшой и депрессивной горной республики и удивляет, и радует одновременно. Хотя рост был и по итогам 2017 года — правда, скромнее, «всего» на 38%, но уже тогда эта динамика сильно выделялась на общесибирском фоне. Сопоставимо (на 88%) выросла выработка в РА и по итогам 2016 года. Пусть в абсолютных цифрах все выглядит и не столь впечатляюще. А как раз таки эти цифры благодаря Росстату можно «обособить» и узнать, что общая выработка внутри РА за прошлый год составила 53,9 млн кВт*часов (по итогам 2017-го — 28,9 млн кВт*час).Пик собственного производства пришелся на июль (7,2 млн кВт*часов), в декабре, январе и феврале выработка падала в среднем до 1,5 млн кВт*часов.
Этот общий итог — вроде бы сущий мизер (сравните с более чем 205 млрд кВт*часов, выработанными по итогам прошлого года во всей ОЭС Сибири). И понятно, что скачущая год от года позитивная динамика обусловлена эффектом низкой базы: стоит напомнить, что до 2015 года на территории РА вообще не было собственной генерации — за исключением десятка небольших ДЭС, ВЭС и двух МГЭС общей мощностью 1,3 МВт, обеспечивавших локальное электроснабжение труднодоступных отдаленных поселков в горных районах, и не подключенных к общей сети. В те не столь уж и отдаленные времена выработка этих станций покрывала всего 4,4% внутреннего электропотребления республики, а это, без малого, где-то 530−550 млн кВт*часов в год, в основном — на бытовые нужды и отопление.
И вот четыре года назад все начало меняться — сейчас в РА работает пять СЭС общей мощностью 40 МВт, которые принадлежат ГК «Хевел». По данным компании, за прошлый год их суммарная выработка превысила 46,8 млн кВт*часов (по итогам 2017 года было 22,6 млн кВт*часов). Основной вклад в показатели прошлого года обеспечила самая мощная сейчас на Алтае Майминская СЭС (20 МВт). Разница с озвученной выше цифрой от Росстата приходится, видимо, на локальную генерацию — дизельные блок-станции, гибридные установки (в том числе первую АГУЭ в селе Яйлю) и МГЭС. Но очевидно, что внутреннее производство теперь покрывает порядка 10% собственной потребности РА — явный прогресс.
Кстати, по данным «Системного оператора», выработка солнечных станций в ОЭС Сибири по итогам прошлого года составила 65,4 млн кВт*часов. Рост к предыдущему году — 217%! И это с учетом более низкого, чем годом ранее, КИУМ СЭС — 13,53%. То есть именно РА сейчас обеспечивает основной вклад в гелиогенерацию Сибири. С учетом Бичурской СЭС в Бурятии объекты только ГК «Хевел» произвели в прошлом году 59,3 млн кВт*часов. Конечно, в структуре мощности солнце (55,2 МВт) в ОЭС Сибири пока занимает символические 0,1% - намного ниже, чем приходится на СЭС в энергосистемах Юга, Урала или Средней Волги. Но «Системный оператор» этот сегмент хотя бы теперь отражает в своих отчетах. А если смотреть в далекое (или близкое, кому как) будущее, где многим видится одно сплошное ВИЭ, можно предсказать, какие регионы Сибири могут стать в этой теме лидерами.
Глава РА Александр Бердников в прошлом ноябре заявил, что Горный Алтай может стать чуть ли не единственным регионом в России, который «через два года полностью закроет свои потребности в энергетике за счет солнечной генерации». Это, конечно, красивые слова и сильное преувеличение. Прежде всего, стоит учитывать, что выработка СЭС, построенных в рамках ДПМ ВИЭ, поступает не конкретным потребителям на местах, а в общую сеть — сколько в итоге остается непосредственно на собственные нужды республики, рассчитать практически невозможно.
Второе обстоятельство более существенно — СЭС работают только в светлое время суток, показатели их располагаемой мощности сильно скачут в течение суток, так как зависят от освещенности в конкретный момент времени (решением могут стать аккумуляторы, и пилотный проект по их установке совместно с французской Saft стартовал в прошлом году; в 2020-2022 годы возможна установка нескольких блоков систем хранения энергии на 20 МВт). А максимумы нагрузок в РА, как, в целом, практически везде, приходятся на вечер и ночь. А с учетом климата — еще и на зимние месяцы. В связи с этим мощность СЭС (причем даже не установленная, а лишь располагаемая) «Системный оператор» вообще в своих расчетах по балансовым нагрузкам не учитывает, принимает за нуль.
В Схеме и программе развития электроэнергетики (СиПРЭ) Республики Алтай на 2018−2022 годы прописано два сценария прироста электропотребления — за счет строящихся туристических объектов, животноводческих комплексов, «предприятий лекарственно-технического сырья», объектов социальной сферы, ЖКХ и т. п. В базовом сценарии (его разработали в Новосибирском РДУ) к 2023 году мощность всех СЭС (кроме пяти действующих, в документе указаны две еще не построенные — Ининская и Усть-Коксинская) может составить 90 МВт. В оптимистичном, авторства республиканского минрегионразвития — 170 МВт (при этом в Схему включено еще 60 МВт, приходящихся на две пока что не существующие малые ГЭС «Мульта-1» и «Чибит»). Вроде бы — вот он, заветный профицит, тем более что потребление в первом сценарии практически не изменится и останется на уровне 106 МВт, а во втором — вырастет до 121 МВт. Но в СиПРЭ балансы отрицательные, так как правила требуют от регулятора формировать резервы. А значит, рассчитывать на переток из Бийского энергоузла, практически равный потреблению. Лишь МГЭС, если будут построены, позволят республике получить располагаемую мощность в 15 МВт, и, соответственно, немного снизить дефицит.
Собственная выработка СЭС и в первом, и во втором сценарии тоже не покроет внутренний спрос. Базовый сценарий — 552 млн кВт*часов в 2023 году при выработке семи СЭС в 149,2 млн кВт*часов. Из Алтайской энергосистемы потребуется переток более чем в 400 млн кВт*часов. Оптимистичный сценарий — рост потребления до 651 млн кВт*часов, а выработки десяти СЭС и двух МГЭС — до 306,6 млн кВт*часов. Переток удастся сократить до 344 млн кВт*часов, что не выглядит солидным достижением.
Очевидно, что без подпитки из Алтайской энергосистемы республике все равно не обойтись. Все это заставляет иначе посмотреть на приоритеты.
Важно не столько строительство в РА собственной ВИЭ-генерации (тем более что затраты на нее в рамках ДПМ ложатся повышенными платежами на промышленных потребителей всей второй ценовой зоны ОРЭМ, а во всей ОЭС Сибири сложился профицит мощности), сколько, вероятно, модернизация Бийской ТЭЦ в Алтайском крае.
Важно развитие и даже реконфигурация имеющегося сетевого хозяйства — как тех шести ЛЭП 110 кВ, что связывают республику с ОЭС Сибири и давно находятся в «зоне риска», так и сетей внутри РА, тем более что зона охвата централизованным электроснабжением здесь не превышает 30% от общей площади территории. По оценке компании «Горно-Алтайские электрические сети» (филиал ПАО «МРСК Сибири»), возраст ЛЭП давно вышел за нормативные 25 лет, износ инфраструктуры ранее оценивался в 65%. Известно, что энергопотери огромны — пятая часть электроэнергии, отпущенной в сеть на границах РА, не доходит до потребителя.
Конечно, все это не значит, что строить СЭС на Алтае не нужно. Наличие собственной генерации, пусть и столь переменчивой, как солнце, позволит хотя бы частично покрыть перспективный спрос, сократить объемы перетоков и потерь в сетях, а также повысить эффективность всей энергосистемы. Но не стоит упрощать картину и считать, что одной только гелиогенерацией можно разом решить проблемы энергетики даже такого небольшого региона. В отличие от некоторых других, не оторванного от ЕЭС. Локальные потребности поселков, куда ЛЭП вообще не стоит и направлять, здесь можно эффективно покрывать за счет ВИЭ. Что уже происходит и будет происходить дальше — согласно той же СиПРЭ, строить в республике объекты генерации на местных видах топлива вообще не планируется. И даже для горячего водоснабжения потребителей предусматривается использование комплексов на базе солнечных коллекторов.