CC BY
0УДК 621.311
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОБЪЕДИНЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ ЦЕНТРАЛЬНОЙ
АЗИИ И ЮГА КАЗАХСТАНА С УЧЕТОМ ИНТЕГРАЦИИ ВИЭ А.Т. Мирзаев1, С.И. Тошкенбоева2
Главный диспетчер КДЦ «Энергия» - международная негосударственная
некоммерческая организация, доц., 2Младший инженер СП ООО UzAssystem
https://doi.org/10.5281/zenodo.14909992
Аннотация: В статье приводиться анализ быстрого роста выработки электроэнергии на основе возобновляемых источников энергии в мире.С учетом указанной тенденции отмечена необходимость проведения анализа состояния генерирующих источников в Объединенной энергосистеме Центральной Азии (ОЭС ЦА) в целях определения перспективы развития региона.Проведен анализ текущего состояния генерирующих источников энергосистем Казахстана, Кыргызстана, Таджикистана и Узбекистана. Составлены перспективные балансы электроэнергии и мощности по энергосистемам, а также совмещенный баланс Единой энергосистемы (ЕЭС) Казахстана и ОЭС ЦА с учетом интеграции возобновляемых источников энергии в регионе. Определен общий объем прогнозного потребления электроэнергии ЕЭС Казахстана и ОЭС ЦА К 2030 году. На основе выполненного анализа и перспективного баланса электроэнергии и мощности приведены выводи по рассматриваемому вопросу.
Ключевые слова: Возобновляемые источники энергии, интеграция, потребление электроэнергии, производство.
PROSPECTIVE BALANCES OF POWER AND ELECTRICITY OF THE UNIFIED ELECTRIC POWER SYSTEM OF CENTRAL ASIA AND SOUTHERN KAZAKHSTAN TAKING INTO ACCOUNT THE INTEGRATION OF RENEWABLE
ENERGY SOURCES
Abstract: The article analyzes the rapid growth of electricity generation based on renewable energy sources worldwide. Considering this trend, the necessity of analyzing the state of generating sources in the Unified Energy System of Central Asia to determine the region's development prospects is highlighted. The current state of generating sources in the energy systems of Kazakhstan, Kyrgyzstan, Tajikistan, and Uzbekistan has been analyzed. Prospective electricity and capacity balances have been developed for these energy systems, as well as a combined balance for the Energy System of Kazakhstan and Unified Energy System of Central Asia, taking into account the integration of renewable energy sources in the region. The total forecasted electricity consumption for Energy System of Kazakhstan and Unified Energy System of Central Asia by 2030 has been determined. Based on the conducted analysis and prospective electricity and capacity balance, conclusions on the examined issue are presented.
Keywords: Renewable energy sources, integration, electricity consumption, production.
ВВЕДЕНИЕ
Общемировая выработка электроэнергии из всех типов возобновляемых источников - включая солнечные, ветровые, гидроэлектростанции и установки на биомассе - в 2023 г. выросла на 5,1%, а в абсолютном выражении - на 431 ТераВатт.час, что сопоставимо с годовым потреблением электроэнергии во Франции (464 ТВтч в 2023 г.).
По данным Ember, доля ВИЭ в глобальной структуре выработки электроэнергии увеличилась с 29,4% в 2022 г. до 30,3% в 2023 г., впервые в истории преодолев отметку в 30%.
Ключевой причиной стал рекордный ввод инфраструктуры возобновляемой энергетики. По данным Международного агентства по ВИЭ (IRENA), общемировой ввод солнечных панелей и ветроустановок достиг 461,5 гигаватта (ГВт), превзойдя установленную мощность атомных реакторов (374,6 ГВт к маю 2024 г., согласно данным МАГАТЭ). В результате в 2023 г. глобальная выработка на солнечных электростанциях увеличилась на 23% (на 307 ТВт ч), а на ветровых - на 10% (на 206 ТВт ч). Китай, обеспечивший свыше 60% глобального ввода мощности ветровых и солнечных генераторов, сыграл решающую роль и в фактическом приросте выработки электроэнергии. По данным Ember, на долю КНР в 2023 г. пришлось 60% прироста генерации на ветроустановках и 51% - на солнечных электростанциях [ 1].
Возобновляемые источники энергии становятся предпочтительной технологией, составив почти две трети глобальных добавочных мощностей к 2040 году, благодаря снижению затрат и поддержке правительственной политики. Это трансформирует глобальную энергетическую структуру: к 2040 году доля возобновляемых источников энергии в генерации вырастет до 40%, с 25% сегодняшних, хотя уголь остается крупнейшим источником, а газ остается вторым по величине [2].
С учетом изложенного, в целях определения развития региона в электроэнергетической сфере необходимо провести анализ состояния генерирующих источников в Объединенной энергосистеме Центральной Азии, куда входят энергосистемы Юга Казахстана, Кыргызстана, Таджикистана и Узбекистана. Рассмотреть перспективные балансы мощности и электроэнергии с учетом интеграции возобновляемы источников энергии на основе ветряных и солнечных станций.
Текущее состояние генерирующих источников электрической мощности.
Казахстан
На 1 января текущего 2021 года установленная мощность электростанций Казахстана составила 23 621,6 МВт. Структура установленной мощности по типу электростанций Республики Казахстан представлена на нижеследующем рисунке.
щ ГРЭС щ ТЭЦ щ ГТЭС щ СЭС щ ВЭС щ ГЭС щ Биогазовая установка(БГУ)
Рисунок 1. - Структура генерации установленной мощности по типу электростанций Казахстана
Отличительной особенностью электроэнергетики Казахстана является высокая доля пылеугольных ТЭС, в структуре паротурбинных ЭС РК. Мощность таких ТЭС составляет 13 407,0 МВт (или 56,76% мощности всех ЭС РК), при этом мощность ТЭС, использующих в качестве топлива низкосортный (высокозольный и низкореакционный) Экибастузский уголь составляет 10 967,0 МВт (или 46,43% мощности всех ЭС РК).
Необходимо отметить, что основная масса угольных ТЭС были введены в эксплуатацию в 60-70 годах. Несмотря на постоянно проводимые работы по реконструкции действующего оборудования и замещению отработавшего свой ресурс, более 55% мощностей ТЭС имеют возраст более 30 лет и значительный физический износ.
Узбекистан
На 1 января 2021 года установленная мощность электростанций Узбекистана составляла 16 153 МВт. Структура установленной мощности по типу электростанций Республики Узбекистан представлена на нижеследующем рисунке.
7,56%
ТЭС ГЭС
92,44%
Рисунок 2. - Структура выработки электроэнергии в 2021 г. в Узбекистане
Основной отличительной особенностью производства электрической энергии в Узбекистане высокая доля газовой генерации, более 85%.
Тепловые электрические станции, суммарной мощностью 14 102,8 МВт (использующих в качестве топлива уголь, мазут и природный газ), доля которых в структуре электростанций (ЭС) страны, составляет 87,3 %, при этом:
Гидроэлектростанции, суммарной мощностью 2050,2 МВт (12,7 %), в том числе малые ГЭС мощностью менее 10 МВт - 85,7 МВт (0,53 %);
Одним из острых вопросов электроэнергетики Узбекистана - это весьма значительный износ основного генерирующего оборудования ТЭЦ и ТЭС несмотря на ввод в последние годы значительного объема ПГУ. Из 68 энергоблоков ТЭС, 75% имеют возраст выше 30 лет, суммарной мощностью 8 000 МВт.
Кыргызстан
На 1 января 2021 года установленная мощность электростанций Киргизии составляла 3 932,2 МВт, при этом следует отметить, что установленная мощность электростанций не меняется с 2016 года, когда на Бишкекской ТЭЦ-2 были введены два блока по 150 МВт. Структура установленной мощности по типу электростанций Республики Кыргызстан представлена на нижеследующем рисунке.
Рисунок 3. - Структура выработки электроэнергии в 2020 г. в Киргизии
В составе электростанций Республики Кыргызстан находятся: Тепловые электрические станции, суммарной мощностью 862 МВт (использующих в качестве топлива уголь, мазут и природный газ), доля которых в структуре электростанций (ЭС) страны, составляет 22 %;
Гидроэлектростанции, суммарной мощностью 3070,2 МВт (78 %), в том числе малые ГЭС мощностью менее 10 МВт - 40,2 МВт (1 %).
Анализ показывает, что возраст более 82% генерирующего оборудования ГЭС, суммарной мощностью 2 790 МВт, превышает более 30 лет. Аналогичная ситуация складывается на ТЭЦ возраст более 63% основного генерирующего оборудования суммарной мощностью 447 МВт превышает более 30 лет.
Таджикистан
На 1 января текущего 2021 года установленная мощность электростанций Таджикистана составляла 6 418,1 МВт. Структура установленной мощности по типу электростанций Республики Таджикистан представлена на нижеследующем рисунке.
■ ТЭС, млн.кВтч ■ ГЭС, млн.кВтч
Рисунок 4. - Структура выработки электроэнергии в 2020 г. в Таджикистане
Мощность энергосистемы Таджикистана составляет 6418,1 МВт, причем на долю гидроэлектростанций приходится 5700,1 МВт (88,8%) всей установленной мощности, в том числе мощность малых ГЭС 11,6 МВт. Доля тепловых электростанций - 718 МВт или 11,2% от общей установленной мощности.
Возраст более 64% генерирующего оборудования электростанций Таджикистана, суммарной мощностью 4116 МВт, превышает более 30 лет. Из них более 66% установленных мощностей ГЭС и более 44% установленных мощностей ТЭС.
Перспективные балансы мощности и электроэнергии
Для рассмотрения прогнозных величин генерации и потребления электрической энергии и мощности использована информация, полученная как от национальных диспетчерских центров, так и в общедоступных источниках.
Балансы мощности и электроэнергии сформированы:
- на прогноз электропотребления и электрических нагрузок;
- развитие существующей генерации, вводы новых электростанций и объёмы ВИЭ, принятых в Концепции.
Балансы электроэнергии выполнены для генерации с учётом указанного развития существующих станций и ввода новых электростанций.
За максимальное число часов использования максимума (Тмакс) приняты:
- для тепловых э/с - на уровне отчетного 2020 года;
- для ВЭС, СЭС, мГЭС - согласно статистическим данным отчетного 2020 года;
- для мГЭС и ГЭС - на уровне отчетного 2020 года либо выработка по средней за период 2016-2020 гг.
В балансах предусмотрены объёмы и структура резервов:
- первичного в размере 2,5% от располагаемой мощности станций;
- вторичного в размере 8% от максимума нагрузки (текущее потребление), но не менее установленной мощности самого крупного блока.
- нормативный объем первичного и вторичного резервов мощности не регламентированы нормативными документами.
В балансе мощности учтены следующие величины рабочих мощностей возобновляемых и альтернативных источников энергии:
ветрогенераторных электростанций = 20% от их располагаемой
электрической мощности;
солнечных (фото-) электростанций = 0, т.к. часы максимума приходятся на зимние месяцы и тёмное время суток;
мини ГЭС = 30% от их располагаемой электрической мощности;
Избыток (дефицит) электрической мощности (энергии) определяется как разность между генерацией и потребностью при учёте необходимого резерва.
Прогнозные балансы мощности и электроэнергии
Казахстан
Перспективное увеличение нагрузок составит 22%, и к 2030 г. объем потребляемой мощности с учетом поддержания необходимых резервов составит 22 870 МВт. Объем располагаемой генерации вырастит на 39% и составит 26 042 МВт.
При этом, основной ввод мощностей начнется с 2024 г., соответственно дефицит мощности до 300 МВт будет сохраняться до конца 2024 г., далее баланс меняется в положительную сторону с избытком генерирующих мощностей свыше 1000 МВт.
На период до 2030 года в ЕЭС Казахстана планируется ввести ряд новых генерирующих мощностей в том числе ВИЭ. К крупным энергообъектам относится ввод третьего энергоблока на Экибастузской ГРЭС-2, перевод Алматинской ТЭЦ-2 на газ, строительство на территории Алматинской ТЭЦ-3 ПГУ-450, строительство манёвренной
генерации ПГУ-1000 Туркестан и ПГУ-250 Кызылорда и т.д., также намечается значительное увеличение возобновляемой и альтернативной энергетики, доля которой укрупненно составит порядка 30%.
Баланс Южной зоны ЕЭС Казахстана складывается с непокрываемым дефицитом в объеме 500-600 МВт до 2024 год. Далее после ввода новой генерации на Алматинских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, малых ГЭС и т.д, дефицит южной зоны будет покрываться по транзиту «Север-Юг». К 2030 году избыток генерации позволит разгрузить транзит «Север-Юг», что создаст возможность обеспечения пропускной способности.
Таблица 1. Баланс электроэнергии ЕЭС Казахстана до 2030 года.
2021 г. 2022 г. 2023 г. 2024 г. 2025 г. 2026 г. 2027 г. 2028 г. 2029 г. 2030 г.
Дефицит (+)/ избыток (-) 5 100 4 800 1 400 1 300 1 300 1 200 1 300 1 300 1 300 1 200
Потребление электроэнергии, с учетом резерва 117 600 119 700 123 200 125 800 129 700 131 900 134 500 136 900 138 900 141 200
Производство электроэнергии 112 500 114 900 121 800 124 500 128 400 130 700 133 200 135 600 137 600 140 000
Баланс электроэнергии до 2030 года складывается с незначительно дефицитным до 1,2 млрд.кВтч или 0,8%. При этом, несмотря на опережающий ввод генерации высокая доля возобновляемых и альтернативных источников имеют низкую выработку электроэнергии из-за природных факторов и соответствующего КИУМ.
Узбекистан
Перспективное увеличение нагрузок составит 76%, и к 2030 г. объем потребляемой мощности с учетом поддержания необходимых резервов составит 22 604 МВт. При этом, объем располагаемой генерации вырастит на 57% и составит 21 947 МВт. Следует отметить, что баланс мощности к 2030 году складывается дефицитным до 700 МВт. На период с 2023 г. ожидается дефицит до 1300 МВт, после 2024 г. появляется профицит в пределах 600900 МВт.
На прогнозируемый период до 2030 года в НЭС Узбекистана структура генерации значительно изменится, планируется ввести ряд новых генерирующих мощностей в том числе, такие как ВИЭ и АЭС. К крупным энергообъектам относится ввод Джизакской АЭС мощностью 2400 МВт, ПГУ ACWA Power на СДТЭС-1 мощностью 1500 МВт, угольной станции Stone City Energy в районе Сурхана мощностью 1560 МВт, ПГУ на СДТЭС-2 мощностью 1500 МВт ожидается существенный ввод ВИЭ и гидроэнергетики. В результате при сравнении с 2021 годом к 2030 году доля ВИЭ (СЭС+ВЭС) составит 25%, АЭС-7,6%, при этом несмотря на существенный ввод новых мощностей доля гидроэнергетики снизится с 12,84% до 10,5%, газовая генерация снизится с 75% до 50,6%, угольная генерация снизится с 11,8 % до 5,6 %.
Таблица 2. - Баланс электроэнергии ЭС Узбекистана до 2030 года.
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
г. г. г. г. г. г. г. г. г. г.
Экспорт в -2 -2 -2 -2 -2 -2 -2 -2 -2 -2
Афганистан 851 851 851 851 851 851 851 851 851 851
Импорт
(Туркменистан, Казахстан, Таджикистан), 5 307 4 471 5 801 5 601 7 244 7 110 7 615 8 459 9 118 11 743
всего
Дефицит (+)/ 2 1 2 2 4 4 4 5 6 8
избыток (-) 456 620 950 750 393 259 765 608 267 892
Потребление электроэнергии, с учетом резерва 73 210 78 463 84 142 87 906 93 125 98 597 104 515 110 771 117 713 125 654
Производство 70 76 81 85 88 94 99 105 111 116
электроэнергии 753 843 192 155 732 338 751 163 446 762
Прогнозируемый баланс электроэнергии по энергосистеме Узбекистана до 2030 года будет дефицитным, при чем дефицит будет увеличиваться с нарастанием и составит в среднем 9 млрд.кВтч или 7,6%. При этом следует отметить, что дефцит электроэлектроэнергии будет непокрываемым собственной генерацией. Вместе с этим, стабильно сохраняется экспорт электроэнергии в Афганистан в объеме 2,8 млрд.кВтч. В общем балансе покрытие потребления будет осуществляться за счет импорта из Туркменистана и Таджикистана в объеме от 5 до 11 млрд.кВтч к 2030 году.
Кыргызстан
Перспективный рост нагрузок составит 30%, в результате к 2030 г. объем потребляемой мощности с учетом поддержания необходимых резервов составит 4 642 МВт.
Вместе с этим, объем располагаемой генерации вырастит на 84% и составит 7 019 МВт. При этом до 2025 г. в связи с отставанием реабилитации на Токтогульской ГЭС, и переносов ввода Камбартинской ГЭС-2, в кыргызской энергосистеме будет дефицит мощности до 100 МВт. Далее к 2030, году ожидается профицит до 2300 МВт.
К 2030 году структура генерации в кыргызской энергосистеме существенно измененится, в связи с строительством СЭС Балыкчи 500 МВт, и СЭС Тору-Айгыр 300 МВт доля ВИЭ составит 9,6%. Далее ожидается поэтапный ввод Кара-Кечинской ТЭС мощностью 900 МВт и доля угольной генерации составит 21,3%. Из крупных ГЭС ожидается поэтапный ввод Камбарата-2 ГЭС -210 МВт, Камбарата-1 ГЭС - 1800 МВт. В результате доля ГЭС составит 68,7%. Следует отметить, что строительство Камбартинской ГЭС-1 позволит существенно увеличить экспорта электроэнергии.
Таблица 3. Баланс электроэнергии ЭС Узбекистана до 2030 года
2021 г. 2022 г. 2023 г. 2024 г. 2025 г. 2026 г. 2027 г. 2028 г. 2029 г. 2030 г.
в.т.ч Экспорт по проекту "CASA-1000" - - - -1 545 -1 595 -1 740 -1 740 -1 738 1738
Дефицит (+)/ избыток (-) 618 954 308 815 -1 332 -3 821 -5 746 -7 415 -8 676 -8 563
Потребление электроэнергии, с учетом резерва 16 020 17 070 17 403 17 909 18 345 18 734 19 238 19 584 19 935 20 294
Производство электроэнергии 15 408 16 115,9 17 094,3 17 094 21 222 24 150 26 454 28 739 30 348 30 596
В связи с зависимостью выработки электроэнергии на Токтогулской ГЭС от наполнения водой водохранилища, а также уменьшением приоточности реки Нарын в период до 2025 г. кыргызская энергосистема будет испытывать дефицит электроэнергии в пределах 800 млн.кВтч. C 2025 г. ожидается экспорт электроэнергии по линии CASA-1000 в сторону Пакистана в объеме контракта 1 545 млн. кВтч. При этом следует отметить, что в случае отставания реабилитации Токтогульской ГЭС и Камбартинской ГЭС-2 и обеспечения поставок электроэнергии по проекту CASA-1000 кыргызской энергосистема столкнётся с еще более масштабным дефицитом для внутреннего покрытия нагрузок.
Таджикистан
К 2030 г. прогнозный объем потребления вырастит на 20% и составит 5 088 МВт, при этом объем располагаемой генерации возрастет на 80 % до 10 700 МВт. Ожидаемый избыток мощности будет колебаться в интервале 5 500 МВт.
На прогнозируемый период структура генерации в таджикской энергосистеме произойдут следующие изменения, в 2024 г. ввод в эксплуатацию Сев.Таджикской СЭС и Гулистонской СЭС общей мощностью 60 МВт, в 2024 г. по этапный ввод в эксплуатацию Душанбинской ТЭЦ-3 общей мощностью 450 МВт, с 2025 г. по этапный ввод в эксплуатацию Фон-Ягнобкая ТЭС общей мощностью 600 МВт. По этапное увеличение мощности на Рогунской ГЭС до 3600 МВт, в 2025 г. по этапный ввод в эксплуатацию Шуробской ГЭС до 750 МВт. Таким образом, доля СЭС к 2030 г. составит 0,5%, доля ГЭС 86%, доля газовой генерации 3,4%, доля угольной генерации вырастит с 2% до 9,4%.
Таблица4 . - Баланс электроэнергии энергосистемы Таджикистана до 2030 года.
2021 г. 2022 г. 2023 г. 2024 г. 2025 г. 2026 г. 2027 г. 2028 г. 2029 г. 2030 г.
Экспорт в Афганистан -1 500 -1 500 -1 500 -1 500 -1 500 -1 500 -1 500 -1 500 -1 500 -1 500
Экспорт в Узбекистан -1 500 -1 500 -1 500 -1 500 -1 500 -1 500 -1 500 -1 500 -1 500 -1 500
в.т.ч Экспорт по проекту "CASA-1000" - - - -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000 -3 000
Дефицит (+)/ избыток (-) -1 037 -1 057 -1 080 -4 781 -6 083 -6 391 -6 087 -7 117 -7 010 -7 039
Потребление электроэнергии, с учетом резерва 17 987 18 347 18 713 19 088 19 469 19 859 20 256 20 661 21 074 21 496
Производство 22 22 22 29 31 32 32 33 34 34
электроэнергии 024 404 793 869 552 250 343 778 084 535
На период до 2030 г. баланс электроэнергии складывается следующим образом экспорт электроэнергии в Афганистан до 1 500 млн.кВтч, экспорт в Узбекистан до 1500 млн.кВтч, с 2024 г. экспорт по проекту СА8А-1000 в объеме 3 000 млн.кВтч. При этом, обеспечивая указанный экспорт электроэнергии, в связи со значительным вводом генерации таджикская энергосистема будет обладать избытком до 7 000 млн.кВтч.
Совмещенный баланс ЕЭС Казахстана и ОЭС ЦА
При совместном рассмотрении баланса мощности ЕЭС Казахстана и ОЭС ЦА, можно сказать, что нагрузка к 2030 году составит 65,6 ГВт, и прирост составит 54%. При этом рассмотрение баланса мощности в общем составе всех энергосистем показывает достаточно позитивную ситуацию с избытком генерации.
Таблица 5. Прогнозный баланс мощности ЕЭС Казахстана и ОЭС ЦА до 2030 г.
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
г. г. г. г. г. г. г. г. г. г.
Генерация 42 384 44 016 43 646 47 238 53 223 58 235 59 848 61 061 61 676 65 685
Дефицит (+)/ избыток (-) -3 205 -3 222 -909 -3 109 -7 236 -10 591 -10 479 -9 919 -8 674 -10 480
Потребность 38 784 40 399 42 343 43 734 45 571 47 212 48 913 50 665 52 506 54 698
Однако учитывая, сетевые ограничения по пропускной способности транзита «Север-Юг», а также подключение к параллельной работе энергосистемы Таджикистана в 2024 г, складывается следующий баланс мощности.
Таблица 6. Прогнозный баланс мощности Южной зоны ЕЭС Казахстана и ОЭС ЦА до 2030 г. с учетом сетевых ограничений
2021 г. 2022 г. 2023 г. 2024 г. 2025 г. 2026 г. 2027 г. 2028 г. 2029 г. 2030 г.
Генерация 27 102 28 855 28 508 31 683 36 938 41 319 43 115 44 121 44 769 47 839
Дефицит (+)/ избыток (-) 1 291 1 525 3 992 2 568 -4 176 -7 132 -7 442 -6 940 -6 530 -7 464
Потребность 20 160 21 355 22 567 23 576 29 469 30 864 32 273 33 752 35 352 37 203
До 2024 г. Южная зона ЕЭС Казахстана, а также энергосистемы Узбекистана и Кыргызстана будут сталкиваться с не покрываемым дефицитом мощности в пределах 1,5-3 ГВт. Далее после подключения к параллельной работе энергосистемы Таджикистана в 2024г. ситуация начнет улучшаться за счет генерирующих мощностей Таджикистана.
Таблица 7. Прогнозный баланс электроэнергии ЕЭС Казахстана и ОЭС ЦА до 2030 г.
2021 г. 2022 г. 2023 г. 2024 г. 2025 г. 2026 г. 2027 г. 2028 г. 2029 г. 2030 г.
Дефицит (+)/ избыток (-) 4 137 3 317 2 -6 492 -9 267 -12 348 -13 238 -15 364 -15 856 -13 243
Потребление электроэнергии, с учетом резерва 224 822 233 580 243 458 250 703 260 639 269 090 278 510 287 916 297 622 308 644
Производство электроэнергии 220 685 230 263 243 456 257 195 269 906 281 438 291 748 303 280 313 478 321 893
К 2030 году общий объем потребления электроэнергии ЕЭС Казахстана и ОЭС ЦА составит 308 млрд.кВтч, что больше по сравнению с 2021 г. на 37,5%.
Таблица 8. Прогнозный баланс электроэнергии Южной зоны ЕЭС Казахстана и ОЭС
ЦА до 2030 г.
2021 г. 2022 г. 2023 г. 2024 г. 2025 г. 2026 г. 2027 г. 2028 г. 2029 г. 2030 г.
Дефицит (+)/ избыток (-) 4 974 4 618 4 682 5 045 -5 478 -5 972 -5 106 -4 826 -3 472 -266
Потребление электроэнергии, с учетом резерва 114 835 121 777 128 545 133 571 159 451 166 350 173 926 181 699 190 193 199 725
Производство электроэнергии 109 861 117 159 123 863 128 526 164 929 172 322 179 032 186 525 193 665 199 992
ВЫВОДЫ
1. Во всех энергосистемах Казахстана, Узбекистана, Кыргызстана и Таджкистана необходимо при составлении прогнозных балансов учитывать необходимые резервы первичного и вторичного регулирования, первичного в размере 2,5% от располагаемой мощности станций, вторичного в размере 8% от максимума нагрузки (текущее потребление), но не менее установленной мощности самого крупного блока. А также объемы выработки электроэнергии от ВИЭ и малых ГЭС. Ветрогенераторных электростанций = 20% от их располагаемой электрической мощности, солнечных (фото-) электростанций = 0, т.к. часы максимума приходятся на зимние месяцы и тёмное время суток, мини ГЭС = 30% от их располагаемой электрической мощности.
2. Отдельное рассмотрение перспективных балансов мощности и электроэнергии ЕЭС Казахстана, Узбекистана, Кыргызстана и Таджикистана показывает, что если не учитывать ввод новых генерирующих мощностей в энергосистемах региона, то каждой энергосистеме по отдельности будет сложно или невозможно покрыть растущий объем потребления;
3. Значительный ввод возобновляемых источников энергии таких как ВЭС, СЭС и малые ГЭС увеличивают установленную мощность, однако КИУМ таких станций не высокий в результате выработка электроэнергии от таких видов не обеспечивает избыточный баланс, что обуславливает дефицит генерации в таких странах как Узбекистан и Казахстан.
Использованные источники
1. Инновации в энергетике: мировой опыт. НИЦ МКВК Центральной Азии. Ташкент .2024. Доля ВИЭ в глобальной выработке электроэнергии впервые превысила 30%. http s://energyland.info/news- show-tek-alternate-256516 Опубликовано 15.05.2024.
2. К.Р.Аллаев. Современная энергетика и перспективы её развития. Ташкент. «Fan va texnologiyalar nashriyot-matbaa uyi». 2021.
3. Концепция обеспечения Республики Узбекистан электрической энергией на 2020-2030гг.https://minenergy.uz/uploads/1a28427c-cf47-415e-da5c-7d2c7564095_media.pdf.
4. Концепция развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан до 2030 г. https://policy.asiapacificenergy.org/sites/default/files/.
5. Программа "Внедрение политики энергосбережения и энергоэффективности в Кыргызской Республике на 2023-2027 годы". https://cbd.minjust.gov.kg/160277/edition/1264523/ru.
6. Перспективы развития возобновляемой энергетики в Республике Таджикистан. https://www.mewr.tj/?p=3129.
