Прошлым летом череда отключений в причерноморских регионах России на фоне жаркого курортного сезона породила ранее не знакомую энергетикам проблему: критические для генерации пики, оказывается, случаются не только зимой и не только вечерами, по факту захода солнца. Мы в Казахстане на фоне температурных рекордов нынешнего лета тоже уже подошли к этой проблеме, вернее, подходим. Пока дефицит зимней пиковой генерации для нас существеннее, но уже есть смысл присмотреться и к летним пикам.
"Общесоюзная" энергосистема
Казахстанская национальная энергосистема, обособленная политически и организационно, "в железе" остается такой же "общесоюзной". У нас официально выделяется Северная энергозона, которая тесно связана с Южно-Уральским, Западно-Сибирским и Алтайским энергорегионами России, и Южная энергозона как часть Казахстанско-Узбекско-Таджикско-Киргизского энергокольца. Посередине, на высоковольтной связи между ними, стоит энергетический остров – Алматы. В этом смысле ключевая для энергетики Казахстана Балхашская АЭС, надежно соединяющая (через Алматы) Северную и Южную энергетические зоны, в еще большей степени является ключевой для всей межгосударственной системы "Россия – Центральная Азия", как превращающая ее в единую.
Наша Северная энергозона и сама еще профицитна благодаря Экибастузской ГРЭС, и возможности получать из России тоже достаточные. Сам северный сосед, к удивлению своему, тоже недавно обнаружил, что еще советский запас мощностей подходит к концу, в отдельных регионах уже серьезный дефицит. Но контачащие с нами энергосистемы Южного Урала, Западной Сибири и Алтая запас пока имеют.
У нас, в Казахстане, расклад такой: установленная мощность порядка 22 ГВт, но фактически энергосистема в самые напряженные зимние вечерние часы способна выдавать не более 15,0 – 15,5 ГВт. Две причины: критическое старение традиционных угольных электростанций и совершенно бессовестное возведение ВИЭ без накопителей и требований участия в диспетчерском графике. Между тем, пиковая нагрузка в прошлую зиму стандартно была порядка 16,5 ГВт, иногда подходила к 17. Соответственно, от Единой энергосистемы России мы ежевечерне получали по 1000-1500 недостающих МВт. И куда же они шли?
Где просится АЭС
А все они, плюс еще некоторый запас генерации от Экибастуза, целиком шли на наш давно остродефицитный юг, который стандартно имеет пиковое потребление более 4 ГВт, а собственной генерации – менее 2 ГВт.
Россия, разворачивающая собственное амбициозное атомное строительство, к тому же спохватившаяся и насчет угольной энергетики, могла бы, допустим, и дальше нас выручать, перекидывать все больше и больше, благо – пиковый тариф двойной. Однако, мы заперты уже внутри: с Северной энергозоны на Южную идут три ЛЭП-500 и все вместе они способны передать, без потери устойчивости, только чуть более 2 ГВт, — только-только покрывать уже имеющийся дефицит.
Кстати сказать, две ЛЭП-500 идут как раз мимо будущей Балхашской АЭС, почему она там и необходима. А третья ЛЭП-500 — мимо бывшего Семипалатинского полигона и города Курчатова, потому и там просится АЭС. Они станут чем-то вроде мощных опор посередине слишком длинных энергомостов, север и юг Казахстана реально станут едиными, а движение между "берегами" станет сразу "многорядным", идущим в любую сторону.
Соседи
Теперь про соседей, в сравнении с показателями Казахстана: годовая выработка до 120 млрд кВт-ч, дефицит 2,5 млрд или до 2%. В пики ежевечерний дефицит — до 10% генерации, иногда доходит до 16%.
Кыргызстан: располагаемая мощность 3,9 ГВт, в том числе 3 ГВт (цифры мы все округляем) — это ГЭС, до 900 МВт — ТЭЦ (Бишкек и Ош). Годовая выработка 15,2 млрд кВт-ч, дефицит до 4 млрд, или свыше 25%. С 1 августа 2023 года в стране введен режим чрезвычайной ситуации в энергетике, который продлится до конца 2026 года.
Причем мы, Казахстан, свой дефицит покрываем из России, у нас его физически нет, дефицитом считается разница между потреблением и выработкой. А вот наши соседи дефицит могут покрывать только от нас, и только от нашей Южной энергозоны, как части общего кольца. Но наш юг – он уже и сам дефицитен, еще в прошлую зиму дело доходило до прямых ограничений, а под отключения попадают прежде всего соседи. Поэтому у них дефицит — это прямое недопотребление.
Уяснив разницу, продолжаем по тому же Кыргызстану: от советских времен там остался только начатый строительством каскад Камбаратинских ГЭС и вообще не начатый Верхне-Нарынский каскад. В прошлом году подписано соглашение с участием Узбекистана и Казахстана о строительстве ключевой со всех точек зрения – выдачи системной пиковой мощности и сезонного, в том числе водного, регулирования — Камбаратинской ГЭС-1 более 1,8 ГВт. Очень важный объект, позволяющий если не решить, то существенно снизить проблему дефицита электроэнергии, а заодно и поставок воды по всему югу.
Плюс, Кыргызстан согласовал с "Росатомом" дорожную карту по строительству модульной АЭС. То же очень интересный проект, с перспективой использования и для теплофикации.
Теперь Узбекистан: располагаемая мощность 16 ГВт, из которых 88% — угольные и, в основном, газовые электростанции, 12% — ГЭС. Выработка 72 млрд кВт-ч, неудовлетворенный спрос 2-3 млрд, или до 4%. Заметьте: населения в Узбекистане почти в два раза больше, а энергетика – существенно меньше. К тому же, добыча основного энергетического топлива – газа – идет на спад.
По всем таким объективным причинам руководство соседней страны, активно развивая и ВИЭ, взяло курс на атомную энергетику. Ранее президент Мирзиеёв говорил, что уже к 2025 году планируется ввести 18 солнечных и ветровых станций мощностью 3400 МВт, а также системы хранения энергии мощностью 1800 МВт. Это должно увеличить объемы производства "зеленой энергии" до 12 млрд кВт-ч. В целом в 2025 году в стране планируется произвести 84 млрд кВт-часов. А до 2030 года в Узбекистане, по словам президента, сказанным в конце прошлого года, доля возобновляемых источников достигнет 54%. За этот период, дескать, будут построены дополнительные "зеленые мощности" на 19 ГВт. Интересно будет проследить.
Наконец, Таджикистан: ГЭС — 5 ГВт и ТЭЦ — 700 МВт, итого — 5,7 ГВт. Все-таки немного больше, чем в Кыргызстане. Выработка до 16 млрд кВт-ч, дефицит до 1 млрд кВт-ч Дефицит на самом деле больше и выражается в том, что отключения электроснабжения – обычное дело. Ключевой для страны является Рогунская ГЭС с самой высокой в мире плотиной. Сейчас Таджикистан собственными силами пытается ее достроить, поочередно вводя гидроагрегаты и заодно набирая объемы воды в громадное водохранилище. Предполагается, что где-то после 2030 года станция выйдет на полную мощность. Об АЭС разговоров пока не слышно.
Жаркое лето
Теперь про лето: в Казахстане всплески потребления на кондиционирование посередине жаркого дня, да, наличествуют и, да, увеличиваются все последние годы. И при этом дающие у нас большую половину выработки ТЭЦ как раз летом почти бездействуют, занятые только в горячем водоснабжении. К тому же, эти летние всплески имеют место именно в Южной энергозоне, с половиной против потребления собственной генерацией. И еще немножко на западе. Север традиционного не жаркий.
Тем не менее, и на юге положение пока отнюдь не драматично и именно благодаря ВИЭ. Ветровых-солнечных мощностей у нас возведено уже свыше 3 ГВт, отдачи от них зимними вечерами, хорошо, если 400-600 МВт, зато в самый солнцепек всплеск солнечной выработки совпадает со всплеском кондиционирования и баланс почти соблюдается.
Вот иллюстрация по оперативным данным на один из дней июля (18 часов): потребление 15 ГВт, генерация 13 ГВт, переток из Единой энергосистемы России 2 ГВт (данные все округлены). В том числе от ВЭИ по графику запланировано 550 МВт, факт – 1000 МВт. Заметим: летнее потребление отличается от зимнего примерно на 1,6-2,0 ГВт, генерация примерно так же. А вот поддерживающие у нас частоту летние перетоки от российской энергосистемы – ненамного меньше зимних.
Интересная подробность: в диспетчерской справке при перечислении аварийных отключений подстанций и линий несколько раз встречается: "погода – жара 39 градусов". И пару раз "погода: сильный дождь".
Далее по Южной энергозоне: переток на ЦА — заявка 50 МВт, факт — 48 МВт. Однако для обеспечения даже такого небольшого перетока с Северной энергозоны Казахстана в Южную переброшено: по диспетчерскому графику 1,8 ГВт, фактически – 2,3 ГВт.
Другими словами, все три ЛЭП-500 с севера на юг работают на пределе пропускной способности уже весь год. Отсюда, кроме проблемы отсутствия хоть какого-то резерва в энергосистеме, еще и предельные нагрузочные токи и соответствующие потери на дальнюю передачу электроэнергии.
Отсюда и такая уже признаваемая Системным оператором неприятность, как невозможность выведения в плановые ремонты связывающих север и юг Казахстана ВЛ-500. Там всего три тысячекилометровых линии, и целых двенадцать – от подстанции до подстанции, участков. Объем профилактических и ремонтных работ громадный, а ЛЭП-500 теперь работают на ежедневном максимуме не только зимой, но и летом.
Впрочем, Системный оператор и здесь далек от драматизма: ремонт на переходе от жаркого лета к студеной зиме (есть надежда) получится. А на следующий год, возможно, удастся ввести крупную газовую станцию в Туркестане и (почти наверняка) новые мощности в Кзыл-Орде.
И что касается перетоков между Казахстаном и Кыргызстаном и Узбекистаном в общем кольце: летом они, да, тоже начинают интенсифицироваться. В Кыргызстан за примерно 25 июльских дней мы поставили 30 млн кВт-ч, в Узбекистан 55 кВт-ч, а из России получили порядка 350 млн кВт-ч.
Вывод: пока все работает. Хотя уже на пределе и без резерва.