В Британии оценили перспективы приливной энергетики для энергосистемы

Национальный оператор энергосистемы Великобритании NESO совместно с консалтинговой компанией Arup представил стратегическое обоснование развития приливной энергетики. В опубликованном отчете рассматривается потенциальное влияние строительства приливных электростанций и лагун на энергетическую систему страны и конечную стоимость электричества для потребителей до 2050 года. Исследование проводилось на фоне прогнозируемого удвоения спроса на электроэнергию в Великобритании в ближайшие десятилетия, вызванного электрификацией промышленности и ростом числа центров обработки данных.

Авторы доклада проанализировали четыре сценария развития событий. Первый, контрфактический сценарий, предполагает полное отсутствие приливной генерации. Три других сценария — низких, средних и высоких амбиций — предусматривают ввод мощностей объемом от 1,5 ГВт до 8 ГВт. В зависимости от сценария рассматривается размещение генерирующих объектов в различных точках побережья, включая эстуарий реки Северн, залив Ливерпуль и восточное побережье страны. При моделировании использовался путь развития водородной энергетики из сценариев будущего энергетики NESO 2024 года.

Экономический анализ показал, что приливная энергетика пока остается более дорогостоящей по сравнению с более зрелыми технологиями, такими как ветровая и солнечная генерация. Сценарий без использования энергии приливов оказался самым дешевым для потребителей с точки зрения общих затрат. Это связано с высокой нормированной стоимостью энергии (LCOE) приливных проектов и необходимостью значительных капитальных вложений на этапе строительства. Тем не менее в отчете отмечается, что ввод приливных мощностей снижает оптовые цены на рынке электроэнергии за счет появления объемов энергии с нулевой предельной стоимостью, хотя это снижение нивелируется необходимостью субсидий.

Существенное влияние на итоговую стоимость для потребителей оказывает выбранная модель финансирования. Исследование демонстрирует, что применение механизма регулируемой базы активов (RAB), при котором риски строительства частично перекладываются на потребителей или государство, делает проекты значительно дешевле, чем использование традиционных контрактов на разницу цен (CfD). При использовании модели RAB разница в стоимости между сценарием без приливной энергетики и сценарием с низкими амбициями составляет менее 0,5 миллиарда фунтов стерлингов за весь рассматриваемый период, что составляет около 0,1% от общих затрат системы.

Важным преимуществом приливной генерации, согласно отчету, является ее предсказуемость. В отличие от ветровой и солнечной энергии, приливные циклы известны заранее, что упрощает балансировку энергосистемы. Моделирование показало, что добавление в сеть до 8 ГВт приливной мощности не приводит к значительному увеличению затрат на устранение сетевых ограничений и балансировку. Кроме того, при использовании синхронных турбин приливные станции могут предоставлять важные системные услуги, такие как инерция и поддержка уровня короткого замыкания, что повышает устойчивость сети по мере вывода из эксплуатации тепловых электростанций.

В документе подчеркивается, что реализация проектов приливной энергетики потребует стратегического подхода и государственной поддержки. Сценарий с низкими амбициями, полагающийся на инициативу частных девелоперов, предполагает более медленное развертывание мощностей. Для реализации более амбициозных планов необходимо вмешательство правительства, включая централизованное планирование, реформу процесса выдачи разрешений и поддержку цепочек поставок. Также отмечается потенциальная выгода от размещения объектов в местах с высокой амплитудой приливов, что позволяет снизить удельную стоимость генерации.

Эксперты Arup и NESO приходят к выводу, что приливная энергетика может сыграть роль в обеспечении энергетической безопасности Великобритании, снижая зависимость от импорта газа и диверсифицируя источники генерации. Однако для принятия окончательных инвестиционных решений необходимы дальнейшие исследования, направленные на оптимизацию баланса между выгодами для энергосистемы и затратами потребителей.