«Сложившаяся ситуация — последствия глобального пробела в нормативно-техническом регулировании в электроэнергетике»

22 декабря в Красноярске введено в эксплуатацию новое здание Регионального диспетчерского центра, откуда будет осуществляться управление энергосистемами Красноярского края и Тывы. Генеральный директор Филиала АО «Системный оператор Единой энергетической системы» ОДУ Сибири АЛЕКСЕЙ ХЛЕБОВ рассказал в интервью корреспонденту «КС» о целях создания нового объекта, а также дал оценку энергетической безопасности региона и всей Сибири.

— В связи с чем возникла необходимость строительства нового здания Регионального диспетчерского управления? В чем его особенности? Какие функции будет выполнять новый диспетчерский центр?

— Для ответа на этот вопрос необходимо вспомнить о недавней истории. Красноярское РДУ, как и большинство таких же диспетчерских центров по всей стране, открыто в 2003 году — на заре образования Системного оператора и на начальном этапе реформирования электроэнергетики. Формирование всех РДУ в Системном операторе происходило в сжатые сроки, так как компании в тот момент было необходимо принять управление Единой энергосистемой на себя, чтобы в процессе реформы технологический комплекс ЕЭС продолжал функционировать стабильно, несмотря на все организационные изменения. Персонал диспетчерской и некоторых других служб, а также технологические ресурсы для Красноярского РДУ были выделены из ОАО «Красноярскэнерго», у них же были взяты в аренду диспетчерский зал и офисные помещения.

Региональное диспетчерское управление — это «мозговой центр» по управлению территориальной энергосистемой. От надежности и качества этого управления напрямую зависят стабильное функционирование и развитие электроэнергетического комплекса всего региона. Поэтому сразу же, как только это стало возможно, Системный оператор стал строить для своих РДУ здания, соответствующие требованиям, предъявляемым к диспетчерским центрам во всем мире: отдельные, специально оборудованные и оснащенные, учитывающие круглосуточный характер работы и стратегическую важность диспетчерского управления энергосистемой для экономики всего региона.

В Сибири это не единственный новый диспетчерский центр, построенный за последние годы. До этого были открыты Хакасское и Забайкальское РДУ. Строится новый диспетчерский центр в Иркутске.

— Как в целом вы оцениваете обстановку в электроэнергетике Сибири? Какие важные проекты были реализованы и что еще предстоит еще сделать?

— За последние пять лет энергетика страны осуществила качественный прорыв как в реновации генерирующих мощностей, так и в сетевом строительстве, Это позволило в решить ряд проблемных вопросов во многих энергосистемах страны. К примеру, для Сибири знаковым проектом стало строительство нового сетевого транзита 500 кВ между объединенными энергосистемами Сибири и Урала, значительно повысившего энергобезопасность Сибирского федерального округа.

Ввод подстанции 500 кВ «Восход» в Омской области, строительство которой ведется также в рамках сооружения этого транзита, позволит вывести на новый уровень надежность энергоснабжения миллионного Омска и даст возможности для технологического присоединения новых потребителей. Важнейшим проектом для Красноярска является завершение строительства новой подстанции 500 кВ Енисей, которая обеспечит растущие потребности промышленных предприятий, в частности, Красноярского металлургического завода, а также социально-экономического развития города.

Что касается генерации, то за период с 2010 года в Сибири введено около 50 энергоблоков, а это более 5 гигаватт установленной мощности. Новые вводы и коренная модернизация части имеющегося оборудования на электростанциях позволяют вывести с рынка неэффективную, в том числе старую, генерирующую мощность. С другой стороны, такому росту должно соответствовать и развитие производительных сил Сибири, которые в последние годы растут не так быстро, как энергетика.

Впрочем, не могу не отметить, что текущий год мы заканчиваем приростом потребления электроэнергии. Хотя и небольшим. Но это позволяет говорить о некотором росте экономического потенциала Сибири. В частности, увеличивается потребление алюминиевой промышленности, в том числе за счет запущенного Богучанского алюминиевого завода. Кроме того, растет потребление Ванкорского энергорайона благодаря развитию добычи и транспортировки нефти.

— Энергосистема Сибири отличается высокой долей гидрогенерации — около 50% от общей установленной мощности энергосистемы. Как это обстоятельство влияет на режимы работы?

— Объемы выработки гидроэлектростанций определяются не только потребностью региона в электроэнергии, но и крайне значимым природным фактором — водностью рек в тот или иной период. Сейчас мы проходим период относительного маловодья.

В 2015 году на территории Сибири выработка гидроэлектростанций снизилась на 6,2% и составила около 88 274 млн кВт•ч. Сейчас ситуация несколько выправилась, по данным за 11 месяцев 2016 года, выработка ГЭС увеличилась на 13,3% и превысила 92 137 млн кВт•ч. Водность в бассейнах рек, естественно, не одинаковая. Скажем, мы до сих пор находимся в периоде экстремальной маловодности по Ангарскому каскаду ГЭС, в первую очередь по Байкалу и Братскому водохранилищу, и сильно зависим от осадков на территориях водосбора Ангары и Байкала. С водностью Енисейского каскада в этом году, к счастью, все в порядке.

Для меня как руководителя Объединенного диспетчерского управления важно, что, несмотря на маловодье, мы управляем электроэнергетическим режимом так, что этот природный фактор не сказывается на потребителях. Загружая тепловые станции, мы можем компенсировать низкую выработку ГЭС, когда воды недостаточно.

Совсем иная ситуация была в прошлый раз — в период затяжного маловодья 1980-х годов. Начавшееся в 1976 году и продлившееся шесть лет, оно привело тогда не только к серьезным ограничениям электроснабжения потребителей, но и к временному прекращению параллельной работы ОЭС Сибири с ЕЭС СССР.

Однако ситуативно маловодье всегда отражается на оптовом рынке электроэнергии. Цена электроэнергии увеличивается при включении большого количества тепловой генерации, более дорогой по сравнению с гидростанциями.

— Насколько серьезно стоит проблема физического и морального устаревания энергетической инфраструктуры в Сибири?

— Модернизация генерирующих мощностей в последний год стала более интенсивной, чем раньше. В первую очередь потому, что, как я говорил, построено много новой генерации. Во-вторых, благодаря новой модели оптового рынка мощности, запущенной в 2015 году. Рынок сам «выдавливает» неэффективные мощности. Например, ввод почти 3 ГВт на Богучанской ГЭС, а также новых энергоблоков, строительство которых осуществлялось по договорам о предоставлении мощности — ДПМ, способствовал выводу свыше 1,8 ГВт старых мощностей в ОЭС Сибири.

Что же касается проблемы устаревания мощностей и вывода старой генерации — это сейчас вопрос острых дискуссий в энергетическом сообществе. Известный факт: если владелец своевременно обслуживает оборудование, проводит модернизацию и качественный ремонт с заменой дефектных элементов, срок его работы может быть на десятки лет выше заявленного производителем. Это оборудование может служить еще много лет, обеспечивая необходимый уровень надежности, и таких примеров в ЕЭС России множество. Иными словами, выводить старую генерацию необходимо, но делать это огульно не стоит. В том числе и по причине возможного эффекта в виде роста цен на электроэнергию. Ведь и вывод генерации, и строительство новой — это значительные затраты.

— Какова статистика аварийности в энергетике в Сибири за последние годы? Растет количество происшествий или падает? Что необходимо делать для минимизации этой проблемы?

— Можно констатировать, что статистика аварийности по электросетевым компаниям в энергосистеме Сибири стабильна и держится на уровне 2500 и 3000 аварий в год уже много лет с редкими исключениями. Несведущему человеку такое число может показаться большим. Но сетевое хозяйство — это сложный технологический комплекс, большое влияние на который оказывают в том числе и неблагоприятные погодные условия, что в Сибири, увы, не редкость. Поэтому множество мелких происшествий, не приводящих к отключению потребителей, — это норма.

Что делать для снижения аварийности, тоже понятно. Так же, как при поломке домашнего холодильника, нужно либо вызывать мастера, либо вкладываться в замену аппарата. Однако надо понимать, что это отразится на семейном бюджете. В случае с сетями — на тарифах, а значит, на потребителях.

Справедливости ради нужно сказать, что сейчас государство формирует энерготарифы в сетевом комплексе в основном ниже уровня инфляции. Учитывая состояние экономики и тенденцию к снижению затрат, общую для всех отраслей промышленности, в том числе и для электроэнергетики, купить тот самый новый холодильник, вероятно, в ближайшее время не получится. Поэтому вызываем мастера, и хорошо бы у него была высокая квалификация. Министр энергетики России Александр Новак на недавнем Всероссийском совещании по подготовке к осенне-зимнему периоду поставил задачу повышать профессионализм кадров. Это очень важно, поскольку множество аварий в электроэнергетике за последние годы связано именно с ошибками персонала. Так что в настоящих условиях оптимальный способ повысить надежность — учиться самим и учить персонал.

Гораздо большее опасение у меня как представителя Системного оператора вызывает общая для ЕЭС тенденция роста числа системных аварий (имеющих общесистемные последствия), а также увеличение объемов аварийного отключения потребления при таких авариях. Ярким примером стала совсем недавняя системная авария в ЕЭС России. 22 августа вследствие нарушения работы одного из элементов Рефтинской ГРЭС, расположенной на Урале, от ЕЭС России отделились Тюменская энергосистема и часть Объединенной энергосистемы Сибири. Суммарное число отключенных потребителей в Новосибирской, Кемеровской, Омской областях, Забайкальском и Алтайском краях, республиках Алтай и Бурятия превысило 0,8 млн человек.

Сложившаяся ситуация является последствием глобального пробела в нормативно-техническом регулировании в электроэнергетике, а именно — отсутствия общеобязательных правил в сфере обеспечения надежности. Представьте себе, основная часть нормативной базы в этой сфере не обновлялась с момента прекращения работы РАО «ЕЭС России», то есть уже более восьми лет.

В результате мы зачастую обнаруживаем в энергосистеме устройства, в основном импортные, которые не должны быть в ней установлены. Но в условиях нормативного вакуума в сфере обеспечения надежности ЕЭС собственники часто выбирают снижение своих затрат в угоду надежности энергосистемы в целом.

К счастью, государство заметило эту проблему и в последние годы прилагает усилия к формированию актуальной, целостной, общеобязательной системы технических требований в сфере обеспечения надежности в электроэнергетике. Усилия опираются на мощную документальную и идеологическую поддержку Системного оператора. И в этом направлении есть уже первые результаты. В июне 2016 года приняты изменения в Федеральный закон «Об электроэнергетике», позволяющие правительству и уполномоченным им органам исполнительной власти устанавливать обязательные требования к обеспечению надежности и безопасности энергосистем и объектов. До этого времени государство, и Минэнерго в частности, были фактически лишены рабочего инструментария для выполнения своих полномочий по обеспечению надежности в электроэнергетике.

— Как вы можете оценить готовность объектов электроэнергетики Сибири и Красноярского края к осенне-зимнему периоду? Какова процедура оценки и насколько она эффективна?

— Представители Системного оператора приняли участие в работе большого количества комиссий по оценке готовности к осенне-зимнему периоду в субъектах электроэнергетики. Могу отметить, что уровень готовности энергообъектов достаточно высокий. Исключение составляют отдельные станции и компании. Например, паспорта готовности к ОЗП не выданы «Витимэнерго» и Мамаканской ГЭС в Иркутской области, но в целом большая энергетика Сибири к зиме готова. Основные проблемы с получением паспортов готовности — невыполнение предписаний органов Ростехнадзора. Менеджмент энергокомпаний порой дотягивает решение этих вопросов до самого начала осенне-зимнего периода.

За несколько последних лет в отрасли сформирован механизм оценки готовности объектов электроэнергетики к ОЗП. Рабочие комиссии, осуществляющие проверку готовности, формируются из представителей местных органов власти, Ростехнадзора, Системного оператора и представителей самой компании, в которой проводится проверка. Но проверка готовности не сводится только к нескольким дням работы комиссии, а начинается заблаговременно. Задача, стоящая перед нами, — не просто найти ошибки и предъявить их проверяемому субъекту на заседании комиссии, а совместно с собственниками проконтролировать, чтобы компания выполнила все необходимые мероприятия и предписания.

Система не перестает совершенствоваться. Так, в настоящее время рассматривается возможность введения балльной оценки готовности, что позволит рассматривать состояние объектов и компаний более индивидуально.

В целом считаю, что действующий механизм проверки готовности к осенне-зимнему периоду на протяжении многих лет доказал свою эффективность.