Гидро-, ветровая и солнечная энергия для 100% возобновляемого энергоснабжения в Южной и Центральной Америке

Содержание

1. Введение и обзор

Данное исследование представляет собой новаторское моделирование энергосистемы с часовым разрешением для достижения 100% возобновляемого энергоснабжения (ВИЭ) в Южной и Центральной Америке к 2030 году. Регион, хотя в настоящее время обладает наименее углеродоёмким энергобалансом в мире благодаря высокой доле гидроэнергетики, сталкивается со значительными вызовами из-за климатической изменчивости, угрожающей водным ресурсам. Исследование изучает техническую и экономическую целесообразность перехода к системе, основанной на гидро-, ветровой и солнечной фотоэлектрической (PV) энергии, поддерживаемой такими технологиями, как высоковольтные линии постоянного тока (HVDC) и технология Power-to-Gas (PtG).

2. Методология и сценарии

2.1. Энергетическая модель и региональное деление

Анализ использует модель линейной оптимизации для минимизации общих годовых системных затрат. Географическая область разделена на 15 взаимосвязанных субрегионов, что позволяет моделировать энергообмен. Модель основана на часовом разрешении для одного референсного года, учитывая изменчивость возобновляемых источников.

2.2. Определённые сценарии

Были разработаны четыре основных сценария для оценки влияния инфраструктуры и межсекторальной интеграции:

• Сценарий 1 (Региональный): Ограниченная сеть HVDC, в основном внутри крупных субрегионов.
• Сценарий 2 (Страновой): Усиленные соединения HVDC внутри стран.
• Сценарий 3 (Общерегиональный): Полная интеграция сети HVDC во всех 15 субрегионах.
• Сценарий 4 (Интегрированный): Развивает Сценарий 3, добавляя спрос на электроэнергию для опреснения морской воды (3,9 млрд м³) и производства синтетического природного газа (SNG) через PtG (640 ТВт·ч_НТС).

2.3. Интеграция опреснения воды и технологии Power-to-Gas

Интегрированный сценарий является ключевым нововведением, выходящим за рамки чисто электроснабжения. Он решает проблему нехватки воды через опреснение и обеспечивает углеродно-нейтральное топливо (SNG) для трудноэлектрифицируемых промышленных процессов, используя избыточную возобновляемую электроэнергию, которая в противном случае была бы ограничена.

3. Ключевые результаты и выводы

3.1. Энергетический баланс и мощности

Оптимальный баланс определяется солнечной PV-энергией (~50-60% генерации), за которой следуют ветровая энергия (~20-30%) и гидроэнергетика (~10-20%). Существующие гидроэнергетические мощности играют решающую роль не только в генерации, но, что более важно, в обеспечении гибкости.

3.2. Анализ затрат: LCOE, LCOG, LCOW

Централизация сети снижает затраты. LCOE падает с 62 €/МВт·ч в децентрализованном (Региональном) сценарии до 56 €/МВт·ч в полностью централизованном (Общерегиональном) сценарии. Интегрированный сценарий производит SNG и опреснённую воду по указанным затратам, демонстрируя экономический потенциал межсекторальной интеграции.

3.3. Роль гидроэнергетики как виртуального накопителя

Ключевой вывод — использование существующих гидроэлектростанций в качестве «виртуальных батарей». Стратегически диспетчеризуя гидрогенерацию в сочетании с выработкой солнечной и ветровой энергии, потребность в дополнительных электрохимических накопителях резко сокращается. Это позволяет использовать уже понесённые инфраструктурные затраты для получения огромных преимуществ в стабильности сети.

3.4. Преимущества системной интеграции

Интеграция опреснения и PtG приводит к снижению требуемой генерации электроэнергии на 5% и снижению общих системных затрат на 8%. Это достигается за счёт использования в противном случае ограничиваемой возобновляемой энергии, улучшая общую утилизацию и экономику системы.

4. Технические детали и математическая формулировка

Основой модели является задача минимизации затрат. Целевая функция минимизирует общие годовые затраты $C_{total}$:

$C_{total} = \sum_{t, r} (C_{cap} \cdot Cap_{r, tech} + C_{op} \cdot Gen_{t, r, tech} + C_{trans} \cdot Trans_{t, r1, r2})$

При соблюдении ограничений для:

• Энергетического баланса: $\sum_{tech} Gen_{t,r,tech} + \sum_{r2} Trans_{t, r2, r} = Demand_{t,r} + \sum_{r2} Trans_{t, r, r2} + Storage_{out, t, r} - Storage_{in, t, r}$ для всех часов $t$, регионов $r$.
• Ограничений мощности: $Gen_{t,r,tech} \leq CF_{t,r,tech} \cdot Cap_{r, tech}$, где $CF$ — часовой коэффициент использования мощности.
• Динамики накопления: $E_{t+1, r} = E_{t, r} + \eta_{in} \cdot Storage_{in, t, r} - \frac{1}{\eta_{out}} \cdot Storage_{out, t, r}$
• Управления гидроресурсами: Ограничения, моделирующие приток воды, лимиты хранения и минимальные экологические попуски.

Процесс PtG моделируется с эффективностью $\eta_{PtG}$ (например, ~58% для SNG), связывая входную электроэнергию $E_{in}$ с выходом газа $G_{out}$: $G_{out} = \eta_{PtG} \cdot E_{in}$.

5. Экспериментальные результаты и описание графиков

График 1: Установленная мощность по сценариям
Столбчатая диаграмма с накоплением покажет мощность в ГВт для солнечной PV, ветра, гидроэнергетики и газовых турбин (для резерва в некоторых сценариях) по четырём сценариям. «Интегрированный» сценарий показывает наибольшую общую мощность из-за дополнительного спроса от PtG.

График 2: Часовой профиль генерации для репрезентативного субрегиона (например, Юго-Восток Бразилии)
Многостроечный график за одну неделю покажет, как гидрогенерация сглаживает большие суточные пики от солнечной PV и более изменчивую выработку от ветра. Эффект «виртуальной батареи» визуально очевиден, так как гидрогенерация снижается в солнечные/ветреные периоды и увеличивается ночью или в спокойные периоды.

График 3: Структура системных затрат
Круговая диаграмма для Интегрированного сценария показывает долю общих годовых затрат, приходящуюся на: CAPEX & OPEX солнечной PV, CAPEX & OPEX ветра, сеть HVDC, установки Power-to-Gas и опреснительные установки. Это подчёркивает капиталоёмкий характер перехода.

6. Аналитическая структура: пример моделирования сценария

Кейс: Оценка расширения сети vs. локальное накопление
Энергокомпания в Чили (высокая солнечная активность) рассматривает, инвестировать ли в новую линию HVDC в Аргентину (комплементарные ветер/гидро) или построить крупную аккумуляторную ферму.

Применение структуры:
1. Определить узлы: Чили (Узел A), Аргентина (Узел B).
2. Входные данные: Часовой коэффициент использования мощности (CF) для солнца в A, часовой CF для ветра/гидро в B, профили спроса, капитальные затраты на линию HVDC ($/МВт-км) и аккумуляторы ($/кВт·ч).
3. Запустить варианты модели:
- Вариант 1 (Изолированный): Узел A должен покрывать свой спрос локально, требуя значительной аккумуляторной мощности для покрытия ночного времени.
- Вариант 2 (Соединённый): Узлы A и B соединены линией HVDC заданной мощности. Избыточная солнечная энергия из A может передаваться в B днём; ночью гидро/ветер из B может снабжать A.
4. Оптимизировать и сравнить: Модель минимизирует общие затраты обоих вариантов. Результат обычно показывает, что даже с учётом затрат на передачу, Вариант 2 дешевле из-за снижения потребности в дорогих накопителях в A и лучшего использования существующей гибкой гидроэнергетики в B. Это отражает ключевой вывод исследования о ценности передачи.

7. Критический анализ и экспертная интерпретация

Ключевая идея: Это исследование — не просто зелёная фантазия; это прагматичный инженерный план, раскрывающий скрытую финансовую и стратегическую ценность, заложенную в существующей гидроинфраструктуре Южной Америки. Настоящий прорыв заключается в переосмыслении гидроэлектростанций не как простых генераторов, а как континентальных стабилизаторов сети с нулевыми предельными затратами — «виртуальной батареи», которая может сэкономить сотни миллиардов на новых накопительных инвестициях. Это превращает потенциальную климатическую уязвимость (гидрологические изменения) в краеугольный камень устойчивости.

Логическая цепочка: Аргументация убедительно линейна: 1) Переменные ВИЭ (солнце/ветер) теперь являются самыми дешёвыми источниками. 2) Их прерывистость — главная проблема. 3) Южная Америка имеет уникальное, уже оплаченное решение — свой огромный гидроэнергетический парк, который можно цифровым образом переоптимизировать для работы в первую очередь как накопитель. 4) Добавление HVDC-«связей» между комплементарными регионами (например, ветреная Патагония и солнечный Северо-Восток Бразилии) создаёт эффект географической батареи, дополнительно снижая затраты. 5) Наконец, использование избыточных возобновляемых электронов для производства молекул (газа) и воды решает смежные многомиллиардные промышленные и ресурсные проблемы, создавая добродетельный экономический цикл.

Сильные стороны и недостатки:
Сильные стороны: Часовое моделирование соответствует современным стандартам и является обязательным для достоверных исследований ВИЭ. Межсекторальная интеграция (PtG, опреснение) выходит за рамки академического упражнения к реальной политической значимости. Использование существующей гидроэнергетики — блестящий пример прагматичного мышления.
Недостатки: Элегантность модели скрывает серьёзные политические и регуляторные препятствия. Создание континентальных сетей HVDC связано с проблемами суверенитета, аналогичными борьбе ЕС. Срок до 2030 года чрезмерно оптимистичен для проектного финансирования и получения разрешений такого масштаба. Также предполагается общественное согласие на новую мега-инфраструктуру, которое всё чаще оспаривается. Оценки затрат, хотя и отнесены к 2015 году, требуют срочного обновления после инфляции и шоков цепочек поставок 2022 года.

Практические выводы:
1. Для регуляторов: Немедленно реформировать дизайн рынков электроэнергии, чтобы финансово вознаграждать гибкость и мощность (а не только энергию). Гидрооператоры должны получать плату за «услуги балансирования», аналогично аккумуляторам.
2. Для инвесторов: Крупнейшая краткосрочная возможность заключается не в новых солнечных фермах, а в цифровизации и системах управления существующей гидроэнергетикой для максимизации их дохода от балансировки сети.
3. Для правительств: Начать с двусторонних договоров об «энергетических мостах» (например, Чили-Аргентина) как пилотных проектов. Сосредоточить НИОКР на снижении CAPEX электролизеров для PtG, так как это ключевой элемент интегрированного сценария.
4. Критический путь: Самый важный фактор успеха — передача. Без неё виртуальная батарея остаётся фрагментированной. Панамериканская инициатива по созданию сети по образцу европейской TEN-E должна стать главным дипломатическим приоритетом.

8. Будущее применение и направления исследований

• Экспорт зелёного водорода: Компонент PtG модели может быть расширен для моделирования крупномасштабного производства зелёного водорода на экспорт в Европу и Азию, превращая Южную Америку в энергетическую державу ВИЭ.
• Моделирование климатической устойчивости: Будущая работа должна интегрировать более детальные климатические модели для стресс-тестирования системы на предмет прогнозируемых изменений гидрологических циклов и ветровых режимов.
• Интеграция распределённых энергоресурсов (DER): Включение в модель крышной солнечной энергетики, накопителей за счётчиком и зарядки электромобилей для понимания их влияния на планирование централизованной сети.
• Расширенная оценка накопителей: Детальный анализ экономической ценности, обеспечиваемой гибкостью гидроэнергетики, создание стандартизированных метрик для привлечения инвестиций в модернизацию.
• Моделирование политики и рынков: Связывание техно-экономической модели с агентными моделями для симуляции регуляторных рамок, инвестиционного поведения и соглашений о трансграничной торговле электроэнергией.

9. Ссылки

1. Всемирный банк. (2016). World Development Indicators. GDP growth (annual %).
2. Международное энергетическое агентство (МЭА). (2014). World Energy Outlook 2014.
3. Международное энергетическое агентство (МЭА). (2015). Key World Energy Statistics 2015.
4. Управление энергетической информации США (EIA). (2015). International Energy Statistics.
5. de Jong, P., et al. (2015). Hydropower, climate change and uncertainty in Brazil. Renewable and Sustainable Energy Reviews.
6. ONS (Бразильский национальный системный оператор). (2015). Weekly Operation Reports.
7. EPE (Бразильское управление энергетических исследований). (2015). Brazilian Energy Balance 2015.
8. Bogdanov, D., & Breyer, C. (2016). North-East Asian Super Grid for 100% renewable energy supply: Optimal mix of energy technologies for electricity, gas and heat supply options. Energy Conversion and Management. (Для контекста методологии).
9. Международное агентство по возобновляемой энергии (IRENA). (2020). Global Renewables Outlook: Energy transformation 2050. (Для обновлённых данных по затратам и потенциалу).
10. Jacobson, M.Z., et al. (2015). 100% clean and renewable wind, water, and sunlight (WWS) all-sector energy roadmaps for 139 countries of the world. Joule. (Для сравнительной методологии исследований 100% ВИЭ).