Женис Дюсенов, директор департамента развития Национальной электрической сети АО «KEGOC»
Инна Ким, начальник отдела исследования энергосистем ТОО «Energy System Researches»

Развитие энергетической отрасли во многом определяет развитие страны и должно реализовываться упрежденно, учитывая длительные сроки строительства и ввода в эксплуатацию объектов энергетики. В связи с этим выполняется прогнозирование планирования делится на краткосрочное, среднесрочное и долгосрочное. Краткосрочное прогнозирование (1-3 года) предполагает подробный план мероприятий на рассматриваемый период. Цель среднесрочного прогнозирования (5-7 лет) - это определение количественных показателей и план распределения ресурсов. Долгосрочное планирование (более 10 лет) выполняется для принятия стратегических решений, направленных на внедрение политических и технических инноваций в целях лучшего распределения ресурсов, выполнения поставленных целей и принятых международных обязательств.

Так, среднесрочное планирование (7 лет) в Казах-стане закреплено Законом РК «Об электроэнергетике», согласно которому прогнозный баланс мощности и электроэнергии ежегодно составляется АО «KEGOC» и утверждается Министерством энергетики РК. Прогнозный семилетний баланс составляется в соответствии с «Правилами разработки прогнозных балансов электрической энергии и мощности» и позволяет выявить период наступления и размер дефицита электроэнергии и мощности.

Прогнозный баланс мощности и электроэнергии до 2035 года был выполнен во исполнение поручения Президента РК, данном на расширенном заседании Правительства РК 25 января 2021 года. Целью данного долгосрочного прогноза является рассмотрение вариантов покрытия перспективного дефицита мощности и электроэнергии с учетом принятых целевых показателей развития энергетики и взятых на себя международных обязательств Республики Казахстан по сокращению выбросов, оценка возможных результатов принятых решений.

Прогнозный баланс мощности и электроэнергии до 2035 года был разработан на основании официально предоставленных исходных данных от соответствующих организаций, крупных потребителей электроэнергии и государственных органов, энергопроизводящих организаций по запросам:

• в Министерство энергетики (МЭ)РК;
• в Министерство национальной экономики (МНЭ) РК;
• в Министерство индустрии и инфраструктурного развития (МИИР) РК;
• в ФНБ «Самрук-Казына»;
• в АО«Самрук-Энерго»;
• в ТОО «Расчетно-финансовый центр по поддержке ВИЭ»;
• на электростанции;
• крупным потребителям;
• в распределительные электросетевые компании (РЭК);
• в местные исполнительные органы (акиматы);
• в специальные экономические зоны (СЭЗ) и др.
В течение трех месяцев (апрель - июль 2021 года) было направлено суммарно более 240 запросов, общее выполнение которых составило =80%.

Принимались во внимание данные общественных организаций, НПП РК «Атамекен», предвыборной программы партии «Нур Отан» и др.

Планирование работы энергосистемы включает в себя большое количество переменных и ограничений, поэтому для поиска оптимального сценария развития из всех возможных альтернатив необходимо использование математических моделей. Модели оптимизации, как правило, очень требовательны к вычислительным ресурсам, поэтому при моделировании сложных систем, таких как энергетическая, требуется обоснованное определение исходных позиций и допущений.

Прогнозный баланс мощности и электроэнергии до 2035 года был разработан с помощью программного обеспечения ORDENA, позволяющего выполнить долгосрочное прогнозирование развития энергетики с наименьшими затратами при выполнении заданных ограничений. Структурная схема моделирования сценариев развития энергосистемы представлена на рисунке ниже:

В данной статье будут представлены результаты выполненного моделирования сценариев развития электроэнергетики Казахстана (LCGP) и складыва­ющегося баланса электроэнергии и мощности ЕЭС Казахстана до 2035 года.

Традиционно разработка баланса начиналась с прогноза электропотребления и электрических нагрузок на перспективу, который выполнялся по трем сценариям, при этом за основу принимался Расчетный сценарий, по которому электропотребление в целом по ЕЭС РК составит 137 ТВт*ч в 2028 году и 153 ТВт*ч на уровне 2035 года. Суммарная электрическая нагрузка ЕЭС РК прогнозируется соответственно 20,2 ГВт в 2028 году и 22,7 ГВт на уровне 2035 года.

Кроме того, по результатам рассмотрения Концепции и Доктрины низкоуглеродного развития (КНУР), при анализе чувствительности результатов оптимизации развития генерации с минимальными затратами (LCGP), был рассмотрен дополнительно Максимальный сценарий, который обусловлива­ется активным развитием сельского хозяйства, электротранспорта, информационных технологий (центров обработки данных) и существенным уве­личением удельных норм коммунально-бытового потребления.

Далее представлены результаты моделирования оптимизационной задачи покрытия потребности в электроэнергии и мощности ЕЭС РК до 2035 года с минимальными системными затратами, а также с учетом закладываемых граничных условий по выбросам СО₂, наличию и стоимости топлива, CAPEX и OPEX по различным генерирующим технологиям, топологии энергосистемы и требований по надеж­ности.

В части величины и структуры генерирующих мощностей в целом по РК до 2035 года ожидается увеличение установленной мощности на =19,2 ГВт по сценарию «Зеленый», и =17,6 ГВт по сценарию «Зеленый с АЭС».

По «Зеленому» сценарию основные вводы прихо­дятся на газовые генерирующие источники (ПГУ- 2,7 ГВт + ТЭЦ газ - 2,2 ГВт + ГТУ - 1,1 ГВт = 6,0 ГВт), ВЭС (= 8,2 ГВт) и СЭС (= 1,0 ГВт), а также гидравлические электростанции (ГЭС - 0,4 ГВт + мГЭС - 2,0 ГВт = 2,4ГВт).

По сценарию «Зеленый с АЭС», в сравнении с «Зеленым» сценарием, вводАЭС в период 2032­2035 годов (= 2,4 ГВт) приводит к снижению вводов на ПГУ на - 0,9 ГВт (= 1,8 ГВт) и на ВЭС на - 2,7 ГВт (= 5,5 ГВт). Также снижаются вводы на гидравлических электростанциях на -0,35 ГВт (ГЭС - 0,05 ГВт + мГЭС - 2,0ГВт = 2,1ГВт).

В части выработки электроэнергии на электриче­ских станциях РК на уровне 2035 года:

•        По «Зеленому» сценарию доля выработки электростанций на угле снизится до 40%, на газе увеличится до 24%, на ГЭС, включая ма­лые ГЭС, составит 13%, на ВЭС и СЭС - 23%. Суммарный ожидаемый расход газа составит 7,5 млрд куб. м.

•        По сценарию «Зеленый с АЭС», в сравнении с «Зеленым» сценарием, доля выработки электроэнергии на АЭС составит 12%, на газе - 18%, на ВЭС и СЭС - 17%. При этом суммарный ожидаемый расход газа составит 6 млрд куб. м.

Выбросы СО₂ снижаются с 2028 года, достигают безусловных целевых показателей по Парижскому соглашению -15% в 2030 году и продолжают сниже­ние. При этом на уровне 2035 года доля выбросов за счет электростанций на угле составляет 90-91%, за счет газовых электростанций - 9-10%.

К 2035 году КИУМ на ПГУ возрастает, на ГТУ сни­жается, что говорит о переходе ГТУ к работе в пико­вой части графика покрытия нагрузок. На угольных ТЭЦ и КЭС КИУМ также снижается, что обусловлено требованиями по ограничению выбросов СО₂.

Снижение уровня выбросов осуществляется за счет снижения КИУМ угольных электростанций, уве­личения доли ВИЭ и газовой генерации в сценарии «Зеленый», а также за счет ввода атомного энерго­источника в сценарии «Зеленый с АЭС».

ТЭЦ и КЭС КИУМ также снижается, что обусловлено требованиями по ограничению выбросов СО₂.

Суммарные вводы генерирующих мощностей на период до 2035 года составляют 17,6 ГВт, а прирост по установленной мощности - 16,6 ГВт (разница обусловлена тем, что по «Правилам...«учитываются также выводы существующей генерации).

Складывающиеся на период до 2035 года балан­сы электроэнергии и мощности с учетом планируе­мой оптимизации развития генерации по сценарию «Зеленый с АЭС» и без нее показаны на рисунке ниже.

Следует отметить, что в целом с учетом планиру­емой оптимизации развития генерации ЕЭС Казах­стана самобалансируется по электроэнергии.

Без ее учета ожидается нарастающий дефицит электроэнергии и мощности, который на уровне 2030-2035 годов может превысить соответственно 40/60ТВт*ч и 3/7 ГВт.

Основные мероприятия, направленные на обеспе­чение покрытия прогнозируемой потребности в мощ­ности и электроэнергии в ЕЭС Казахстана, включают:

Баланс электроэнергии на 2035 год в Северной и Западной зонах складывается с дефицитом 14,7 ТВт*ч и9,0 ТВт*ч соот­ветственно, в Южной зоне - с избытком 22,4 ТВт*ч из-за снижения выработки науголь­ных ТЭС и ТЭЦ и увеличения выработки на АЭС, газовых ТЭЦ и ВИЭ, которые в большей сте­пени получают развитие в Южной зоне. Дефицит мощно­стей Южной, зоны постепенно сокращается с2,0 ГВт в 2022 году, и в 2035 году баланс ста­новится избыточным на 0,2 ГВт. В Северной зоне избы­ток мощности постепенно сокращается, и начиная с 2032 года баланс становится дефи­цитным до 0,8 ГВт в 2035 году. В Западной зоне на всем периоде прогнозируется избыток мощ­ности максимально до 1,8 ГВт. Для покрытия прогнозируемых дефицитов в объединении Север - Юг необходимо объеди­нение с Западным Казахста­ном.

В краткосрочном периоде это:

•         Участие ЖГРЭС в полноблочном режиме.

•         Организация импорта электроэнергии.

•        Введение финансовой ответственности по покрытию отклонений между прогнозиру­емой и фактической мощностью объектов ВИЭ как один из стимулов установки систем накопления энергии.

•        Ввод балансирующего рынка в реальном режиме и возврат к практике дифферен­цированных по часам суток тарифов для оптовых и розничных потребителей как пер­воначальный этап внедрения программы по управлению спросом (повышение тарифов в пиковые часы и снижение в часы провала, особенно актуально для Южной зоны).

К среднесрочным мероприятиям можно отнести:

•        Реализацию всех запланированных проек­тов по реконструкции, расширению и модер­низации, в том числе ввод блоков на ЭГРЭС 1 (500 МВт) и ЭГРЭС2 (636 МВт).

•        Реализацию планов по развитию газовой генерации (ПГУ Туркестан 1000 МВт, ПГУТЭЦ г. Шымкент 450 МВт, ПГУ Кызылорда 250 МВт, Алматинские ПГУТЭЦ 1-3).

•        Реализацию планов по развитию гидроэнер­гетики.

•        Развитие проектов ВИЭ и систем накопления энергии.

•        Строительство АЭС.