Российский цербер энергогенерации

Кризис бросил серьезный вызов российской электроэнергетике - продолжается спад потребления, урезаются инвестпрограммы энергокомпаний. О ловушках инвестпрограмм, о минном поле Тюменской энергосистемы, о возможности объединения энергосистем России и Казахстана в эксклюзивном интервью "РусБизнесНьюс" рассказал гендиректор филиала ОАО "СО ЕЭС" Объединенного диспетчерского управления энергосистемами Урала Петр Ерохин.

 - Какие риски для энергосистемы Урала и России в целом принес с собой кризис?

 - Система работает стабильно, и ей ничто не угрожает. Многое сделано по ликвидации локальных дефицитных проблем, особенно в электросетевом комплексе. Поэтому на фоне спада потребления обеспечить текущий спрос гораздо проще. Тем не менее, риски существуют.

В недавний период экономического роста Системному оператору подчас было сложно получить от потребителей конкретные планы их промышленного развития. Например, крупные металлургические холдинги выбирали 3-4 площадки под одно и то же производство, и нам приходилось гадать - где же они в итоге будут строить? А сейчас неопределенность возникает де-факто - мы никогда не знаем, кто подаст заявку на отказ от строительства мощностей. Если это серьезная компания, публичное заявление сразу отразится на ее капитализации, поэтому потребители молчат до последнего. Между тем, сворачивание проектов должно происходить комплексно и согласовано, и мы стараемся жестко отслеживать и контролировать этот процесс. К сокращению инвестпрограмм нужно относиться ответственно ещё по одной причине. Если не поддерживать оптимальный баланс ввода новых и вывода старых мощностей, то от нормальной эксплуатации оборудования мы перейдем к сплошным ремонтам. Они, в свою очередь, потребуют столько денег, что ремонтный процесс будет просто невыполним, все начнет банально рушиться. Объем ремонтных работ уже увеличивается - много сдвигов плановых ремонтов из-за нештатных ситуаций и много аварийных ремонтов.

- Какие энергоузлы на Урале остаются энергодефицитными, несмотря на спад потребления?

 - В первую очередь, это Тюменская энергосистема – единственная на Урале продемонстрировавшая в начале 2009 года рост электропотребления. Рост, конечно, условный и объясняется многолетними контрактами на экспорт нефти и газа при стабилизировавшемся мировом спросе на энергоносители. В докризисный период из-за частых сбоев Тюменская энергосистема была похожа на минное поле, но и сейчас ситуация остается напряженной: сети не везде в достаточном количестве и хорошем состоянии, не хватает генерации, сказываются большие расстояния и суровый климат. Самые тяжелые территории – район Уренгоя, Салехарда, Тарко-Сале и Нижневартовска, где необходимы новые мощности. В Югре строится Няганская ГРЭС - запуск первой очереди состоится в 2010-2011 годах. ОАО "Фортум" прилагает серьезные усилия, чтобы выполнить свою инвестпрограмму.

 - Между тем, на тюменском Севере собственные объекты генерации довольно активно строят сами потребители...

 - Да, и в последние годы развитие блок-станций создало для нас проблему, связанную с их управлением. Эти мощности оказываются "спрятанными" за локальным потреблением газовиков и нефтяников и выпадают из общего энергобаланса, что чревато определенными технологическими нарушениями. Сейчас законодательство обязывает собственников заключать с Системным оператором договоры на оперативно-диспетчерское обслуживание всех объектов, мощность которых превышает 5 МВт. Чтобы эти энергоустановки стали наблюдаемыми, нужно оснастить их каналами связи. Для этого разработана специальная программа, которая влечет для собственников серьезные расходы. Поэтому её осуществление ведётся планомерно, начиная с таких крупных компаний, как "Роснефть" или "Сургутнефтегаз".

 - Что можно сказать о проблемных местах в других регионах Урала?

 - Для Свердловской области - это Серовско-Богословский узел. Более чем 20% спад потребления на металлургических заводах и отказ холдинга "РусАл" от расширения алюминиевого производства отсрочили необходимость масштабного строительства энергомощностей. Однако по-прежнему целесообразно расширение Серовской ГРЭС и тем более обязательно усиление электросетевого хозяйства. В частности, именно эту цель преследует сооружение линии 500 кВ "Северная - БАЗ". Она будет введена в строй в 2010 году, и существенно повысит надежность электроснабжения дефицитных узлов - Серово-Богословского и Березниково-Соликамского (Пермский край).

В Екатеринбургском узле ситуация не столь критична – это обусловлено вводом подстанции 500 кВ "Емелино" и нескольких подстанций 110 кВ, а также сокращением нагрузок в металлургии и строительстве. Тем не менее, здесь недостаточно развиты сети 220 кВ, их ввод - задача следующего этапа.

Кроме того, пока не решен вопрос проектирования схемы выдачи для блока БН-800 на Белоярской АЭС, строительство которого идет почти без отставания от графика. В 2010-2011 году проект должен быть выполнен, чтобы к моменту пуска блока в 2013-2014 году схема начала действовать. Один из ее вариантов предполагает сооружение подстанции 500 кВ. Считаю, что это совершенно правильное решение.

В Пермской энергосистеме требуется усиление сети 220кВ. Кроме того, включeнные в инвестпрограммы планы наращивания мощностей Пермской и Яйвинской ГРЭС повышают надeжность электроснабжения дефицитных узлов Пермского края.

В Челябинской энергосистеме наиболее насущный аспект - организация питания потребителей вдоль транзита Челябинск - Приваловская - Златоуст - Кропачево - Уфа. В отсутствие объектов 220 кВ создается угроза, что при разрыве транзита по сети 500 кВ целый регион "сядет" на сеть 110 кВ, которая не способна обеспечить покрытие всей нагрузки. Как следствие, в пиковом случае может возникнуть необходимость серьезных ограничений в Златоустовском узле - примерно на 300-400 МВт. Чтобы этого избежать, предусмотрено сооружение блока на Троицкой ГРЭС (ОГК-2) и строительство ЛЭП 500 кВ "Троицкая ГРЭС - Приваловская". Таким образом, будет создано пространство для маневра в ремонтных и аварийных режимах, что уменьшит риск отключения потребителей. К сожалению, из-за кризиса сроки реализации этого проекта сдвигаются.

 - Какие проекты строительства новых мощностей в УрФО можно назвать приоритетными, то есть не допускающими переноса сроков их завершения?

 - Системный оператор категорично настаивает на трёх объектах. Во-первых, ПГУ 450 МВт на Уренгойской ГРЭС. Первая очередь 320 МВт должна быть запущена в 2011 году, на 2012 год запланирован выход блока на полную мощность. Во-вторых, блок 800 МВт на Нижневартовской ГРЭС к 2012 году. Оба проекта закреплены за ОГК-1, которая из всех генерирующих компаний оказалась в наиболее неудачной ситуации, поскольку так и не нашла стратегического инвестора. По ее инвестпроектам наблюдается наиболее значительный сдвиг сроков. Сейчас контрольный пакет ОГК-1 передан в управление "ИнтерРАО", но как будет финансироваться строительство ее объектов, до конца непонятно. Третий пункт перечня - новая станция 600 МВт в районе Тарко-Сале, которая должна начать работу в 2014 году. По ней уже дважды проводился аукцион, и оба раза безуспешно, но если строительство начнется в следующем году, то можно уложиться в срок.

- В связи с екатеринбургским саммитом ШОС обсуждалось развитие сотрудничества России, Казахстана и государств Средней Азии в энергетике. В частности, прозвучала мысль, что развитие перетоков между Уралом и Казахстаном способно решить проблему переноса новых вводов. Так ли это на самом деле?

- В советские времена транзит Сибирь - Казахстан - Урал – Средняя Волга - Центр был спроектирован на территории Урала как линия 1150 кВ с резервными фазами, но не везде был построен до конца. Вся система работает сейчас на 500 кВ - она никогда не эксплуатировалась эффективно, но уже находится в изношенном состоянии. Некоторые казахские линии нужны нам для поддержания надежности. В аварийных режимах такая помощь предусматривается, в том числе и прокачка электроэнергии из Сибири к нам, но это не является вариантом постоянного режима.

 - Как сейчас выглядят энергетические связи Урала с Сибирью?

 - Если говорить о Сибири, то до кризиса там наблюдалась нехватка мощности при росте потребления - сибирские ГЭС не всегда обеспечены гидроресурсами. Когда возникла эта проблема, было решено усилить связь с Сибирью по российской территории линией 500 кВ, поскольку межгосударственные отношения всегда были непростым вопросом и проходящие по территории Казахстана линии могут оказаться "вне игры". Сейчас строительство этой линии затормозилось, но в перспективе она все равно будет проложена. Пока же есть две линии 220 кВ, которые не играют большой роли, а лишь позволяют перераспределить нагрузку между Тюменской и Томской энергосистемами в аварийных ситуациях. Стратегических системных перебросов мощности из Сибири на Урал пока нет.

 - Бытует оптимистичное мнение, что существующие программные разработки позволят уже через несколько лет объединить рынки электроэнергии России и Казахстана. Насколько реальна эта перспектива?

 - На сегодня у России и Казахстана существуют правила межграничной торговли, которые, конечно, не являются рыночными. Они будут совершенствоваться, но я слабо верю, что в обозримом будущем мы перейдем на единую модель и ценовую зону с Казахстаном. Неизвестно, сколько лет понадобится, чтобы договориться об этом на межгосударственном уровне и начать торговлю.

- В течение длительного времени разрабатывался проект по организации полноценных перетоков электроэнергии между Западной Европой и Россией через соседние государства. На какой стадии он находится?

 - В свое время этот процесс активно поддерживал глава РАО "ЕЭС России" Анатолий Чубайс. Рабочая группа продвинулась достаточно далеко, но сейчас проекту уделяется не самое пристальное внимание. Готовились системы управления и взаиморасчетов, но главный аспект - расчет взаимного влияния режимов Европы и России и устойчивости итоговой объединенной энергосистемы. Проблема в том, что попытки анализа поведения системы, особенно в динамических режимах, основывались на измерениях в разное время. Сейчас проводятся эксперименты, цель которых - синхронизировать измерения на всей территории. При этом используются новейшие технологии векторных измерений на основе WAMS (WideAreaMeasuringSystem). На сегодня установлено более 25 регистраторов переходных режимов SMART-WAMS по всей России. Аналогичное оборудование есть и у западных коллег. В целом, мы пытаемся совместить характеристики наших энергосистем, чтобы соединение не ухудшило их стабильность.

 - Западные инвесторы, которые имеют генерирующие активы в России, нередко упрекают Системного оператора в том, что в своей работе он не слишком трепетно относится к экономическим аспектам генерации и торговли электроэнергией. Насколько обоснованы подобные претензии?

 - Диспетчеризация на Западе, действительно, другая - она более гибкая, поскольку там много стран, и более адаптирована в рыночном отношении. Однако это как раз и создает проблемы технологического характера. Данные последних лет показывают, что в Европе случаются более крупные аварии, чем у нас. На самом деле европейцев не удовлетворяет слишком свободная система диспетчерских пунктов разных стран - в ней есть противоречия, что приводит к негативным последствиям. Поэтому сейчас они создают общие документы, которые, по сути, имитируют принципы Системного оператора, координирующего все и вся. У нас идет взаимное сближение моделей оперативно-диспетчерского управления, причем в условиях кризиса Европа движется к нашей в большей степени. В целом, генераторы и сетевики, равно как и потребители, всегда будут предъявлять претензии к Системному оператору, поскольку он вмешивается в их экономическую деятельность, чтобы обеспечить надежность всей энергосистемы. К сожалению, у нас церберская функция, но это наше право, подтвержденное законом и различными регламентами. Если у субъектов рынка возникают претензии, они могут пожаловаться в Наблюдательный совет рынка и Министерство энергетики РФ, и проблема будет объективно рассмотрена в установленном порядке.

 Интервью подготовил Денис Бородкин