23.12.2024 Журнал Интер РАО «Энергия без границ», №5 (88)

Значительный рост потребления электроэнергии, истощивший считавшиеся избыточными резервы
мощности, инфляция и ускоренное увеличение цен на энергооборудование, кадровые и санкционные трудности, в том числе необходимость экономить ресурс импортных ПГУ, за последние три года кардинально изменили ситуацию в Единой энергосистеме (ЕЭС) России. Ярким примером стал июльский кризис в Объединённой энергосистеме (ОЭС) Юга, когда на фоне аномальной жары и высокой аварийности веерные отключения в течение двух недель затронули миллионы потребителей. В этих условиях «Системный оператор ЕЭС» (СО) вынужден был массово сокращать или сдвигать ремонты на электростанциях в проблемных энергоузлах по всей стране, за исключением Дальнего Востока. Осенне-зимний период (ОЗП) для части страны ожидается таким же напряжённым.

Минувшее лето (в терминологии энергетиков – период экстремально высоких температур, ПЭВТ) оказалось самым энергоёмким в истории отечественной энергосистемы. На юге страны летний
максимум потребления впервые превысил зимний, а в России в целом, в ЕЭС, во всех объединённых и в 46 территориальных энергосистемах были установлены новые максимумы потребления в ПЭВТ.

Пик летнего спроса пришёлся на середину июля, кризис начался 16 июля, когда на Ростовской АЭС был аварийно остановлен блок мощностью 1000 МВт. На следующий день во всей европейской
части ЕЭС (ОЭС Центра, Северо-Запада, Средней Волги, Юга) в холодном резерве оставалось лишь 29 МВт на Северо-Западе, рассказал в середине сентября на конференции Совета производителей энергии (СПЭ) первый зампредправления СО Сергей Павлушко. Причина минимизации резервов в тот момент – аварийность, которая росла быстрее спроса. При потреблении на пике в 79 423 МВт (план – 78 082 МВт) среднемесячные объёмы аварийности на час максимума в июле в европейской
части ЕЭС выросли почти в 2,3 раза по сравнению с тем же месяцем прошлого года, до 6 766 МВт, в отдельные сутки они достигали 9 059 МВт.

С 2020 по 2024 год показатель аварийности в ПЭВТ вырос в 3,2 раза, до 13,8 тысячи МВт, в ОЗП – в 2,1 раза, до 11,9 тысячи МВт, сообщил г-н Павлушко. Среднегодовое снижение мощности из-за
внеплановых и аварийных ремонтов выросло вдвое: в 2020 году показатель составлял 4 911 МВт, по итогам восьми месяцев этого года – 9 661 МВт.

«Это для тех, кто, бывает, сравнивает установленную мощность в стране и говорит, что у нас много резервов. Вот из установленной мощности точно надо отнимать приведённые аварийные
ремонты. Никто не помнит, но у нас постоянно фоном есть технические ограничения по различным причинам на всех видах станций – это примерно 10 тысяч МВт. И ещё у нас в среднем за год обеспечивается ремонтная площадка для 38 тысяч МВт. В целом у нас не так много мощности, а в некоторых локальных узлах её и вовсе не осталось», – озвучил позицию регулятора первый замглавы СО.

«Почему мы так долго жили хорошо? Потому что нашими отцами и дедами был создан серьёзный задел в советское время. Сейчас мы его проели, и он кончился, и потому, что время идёт, оборудование стареет, выходит из эксплуатации, – это естественный процесс. Имеет право на жизнь и такой подход – сделать программу долгосрочного резерва мощности и догнать опять
этот резерв хотя бы до тех величин, которые были раньше. Это может показаться дорого,
но тем не менее это, возможно, будет дешевле, чем опять же реагировать на сиюминутные изменения. Тем более что мы не можем на них реагировать быстро, потому что у нас срок строительства, например, газовая генерация запросила шесть лет, а мобильный резерв <…> требует от полугода до года для его разворачивания», – масштабировал вопрос предправления Совета рынка Максим Быстров.

После отраслевых споров «Системный оператор» всё же принял решение об учёте показателя текущей аварийности на конкурентном отборе мощности (КОМ), в Схеме и программе развития
электроэнергетических систем РФ (СиПР) на 2025–2030 годы и в месячных графиках ремонтов.

В 2022 году, отчасти под давлением промпотребителей электроэнергии, Минэнерго впервые объявило о планах внедрить вероятностную методику для расчёта размера резервов в энергосистеме. Первые подсчёты показывали, что резервы могут сократиться на 14 тысяч МВт, снизив тем самым стоимость мощности на 10%. Новая методика уже учтена в поправках в правила проведения КОМ-2027. Однако в текущих условиях учёт аварийности не уменьшит необходимые резервы, а, наоборот, может увеличить их, соответственно нарастив расходы промпотребителей.

«В текущей версии в вероятностной методике учитывается аварийность статистическая. Единственное, что мы сейчас проверим (расчёты. – Прим. ред.), она берётся за какой-то период, а мы видим, что аварийность выросла за последний год очень сильно в дефицитных регионах.
Методика в принципе учитывает аварийность – чем больше аварийность, тем больше резерв», – пояснял в начале октября предправления СО Фёдор Опадчий. Он подчеркнул, что так как при расчёте резерва учитывается актуальная аварийность и показатели заданной надёжности,
то резерв не является неизменным.

На среднесрочном горизонте планирования влияние аварийности может привести к многомиллиардным тратам на строительство новой генерации. Так, в проекте СиПр до 2030 года в юго-восточной части Сибири объём дефицита мощности прогнозируется на уровне 2 885 МВт. Однако с учётом статистически подтверждённой аварийности дефицит может быть снижен до
2 548 МВт. Такая же картина в ОЭС Юга. Здесь дефицит максимально может составить 2 863 МВт, при этом с учётом статистически подтверждённой аварийности он может быть снижен до 1 325 МВт. Но для этого, отмечает «Системный оператор», «требуется создание механизма, направленного на выполнение собственниками объектов по производству электрической энергии необходимых мероприятий по приведению состояния оборудования в нормальное техническое состояние, обеспечивающее непревышение статистически подтверждённой аварийности».

В проекте СиПР регулятор учёл высокую текущую аварийность, потому что средние показатели за несколько лет не отражают сложившуюся ситуацию. Отклонясь от методических рекомендаций, «Системный оператор» включил фактическую аварийность в расчёты требуемой мощности в основных районах прогнозного энергодефицита, рассказал г-н Павлушко. Суммарно речь идёт примерно о 10 тысячах МВт, которые нужны до 2030 года в разных узлах. Так, в Москве при потребности в генерации на уровне 564 ГВт объём аварийного выбытия составляет 465 МВт
соответственно. Наиболее парадоксальная ситуация наблюдается в ОЭС Юга за сечением Волгоград – Ростов: при потребности в 2 863 МВт аварийность «списывает» 3 638 МВт.

Учёт аварийности в месячных графиках ремонтов привёл к их уменьшению, рассказал Сергей Павлушко. «Мы не можем позволить себе такие объёмы», – отметил он, говоря о причинах существенного сокращения ремонтов. Регулятор попытался максимально перенести ремонты
на межсезонье – весну и осень, но в части работ генкомпаниям вынужден был отказать. Объём недоремонтированных мощностей относительно заявок составил около 6 500 МВт в целом по
ЕЭС, из которых примерно 3 500 МВт – в центре и около 2 700 МВт – на юге России. На следующий год регулятор принял решения об отказе по 76 заявкам на ремонт АЭС и ТЭС и о переносе ещё
108 заявок: из них 48 и 18 (отказ и перенос соответственно) приходятся на ОЭС Урала, 20 и 71 – на ОЭС Юга.

Единственной объединённой энергосистемой, где на 2025 год не скорректирована ни одна ремонтная заявка, оказалась ОЭС Востока. Выступая на конференции Совета производителей энергии этой осенью, Сергей Павлушко похвалил Дальневосточную генерирующую компанию (ДГК, входит в «РусГидро») за хорошую динамику работоспособности оборудования.

В макрорегионе локальная проблема с мощностью возникает для половины Хабаровского края и всего Приморского, которые обеспечиваются собственной генерацией, а также перетоком от
Бурейской и Зейской ГЭС. Потеря одной ЛЭП-500 приводит к риску введения графика временных ограничений (ГВО) в объёме до 1 тысячи МВт, что составляет примерно 30% потребления на этой
территории. В предыдущем отопительном сезоне максимальный объём ГВО оценивался в 971 МВт, следует из презентации г-на Павлушко.

Основной вопрос в ОЭС Востока – дефицит электроэнергии, а не мощности. Осенью 2023–2024 годов во многом благодаря усилиям Минэнерго РФ удалось договориться с Росводресурсами о повышенных расходах воды для Зейской ГЭС, что позволило пройти ОЗП, во время которого суммарное потребление с октября по март включительно составило 27,5 млрд кВт•ч. Тенденция, сложившаяся к началу нынешнего отопительного сезона, свидетельствует, что в 2024–2025 годах
прирост спроса будет таким же, как год назад, отмечают в СО, то есть на уровне 1,4 млрд кВт•ч. Аварийные ремонты в прошлом ОЗП сократили выработку на электростанциях Дальнего Востока на 4,5 млрд кВт•ч, прогноз на этот ОЗП – 4,7 млрд. Если Минэнерго не удастся вновь договориться с Росводресурсами о дополнительных расходах воды для Зейской ГЭС, дефицит электроэнергии в регионе составит почти 2,6 млрд кВт•ч, а объём ежечасных ограничений в течение ОЗП может достигать 200–700 МВт.

«Сейчас Росводресурсы говорят о том, что мы больше не имеем возможности настолько сильно нарушать правила водопользования. И правда их достаточно крепкая, трудно пробить эту броню.
Очень надеюсь, что Евгений Петрович (Грабчак, замглавы Минэнерго. – Прим. ред.) с коллегами смогут эту броню Росводресурсов пробить, потому что на чаше весов с нашей стороны достаточно
значимый аргумент. Поэтому, я думаю, мы на Зейской ГЭС и в этом году выработаем чуть-чуть побольше электроэнергии. Но было бы очень хорошо, если бы и сократившаяся аварийность в этом ОЗП была бы нам в помощь», – добавил оптимизма Сергей Павлушко.

На юго-востоке Сибири предстоящей зимой «Системный оператор» не исключает ограничения энергопотребления, как это происходило в июле на юге страны. Причиной также является дефицит мощности, отметил первый зампредправления регулятора.

«У нас в нормальной схеме резервов нет вообще, ноль. Если было 409 (МВт в прошлом ОЗП. – Прим. ред.), то сейчас – ноль. Ещё раз подчеркиваю, это при условии, что вся генерация полностью работает без какого-либо ремонта, планового или аварийного. Если мы смоделируем, что у нас
хоть какое-то значение аварийных ремонтов повторится этой зимой по отношению к тому, что было, мы прогнозируем, что на этой территории мы так же, как летом на юге, будем вводить ограничения потребителей», – сказал г-н Павлушко.

По данным регулятора, этой зимой переток из ОЭС Востока в ОЭС Сибири может вырасти до 426 млн кВт•ч против 126 млн кВт•ч в прошлом ОЗП.

Рост аварийности, в последние годы ставший трендом, стал одной из тем обсуждения на конференции Совета производителей энергии. Как отметила глава Набсовета ассоциации Александра Панина, наиболее простой ответ на вопрос о причинах – износ генерации. Если в 2018 году турбинное оборудование старше 40 лет составляло 33% от общего объёма, то в 2024-м – уже 46%. При сохранении текущих тенденций в 2030 году износ может достичь 60%. В качестве примера влияния возраста оборудования на надёжность энергоснабжения г-жа Панина привела данные по Дальнему Востоку, где доля турбинного оборудования ТЭС в возрасте 40+ с 2018 года выросла на 21 п. п., до 53%, а среднемесячная аварийность – в три раза.

Кроме того, на аварийность существенно влияет рост потребления, ставший одним из ключевых факторов в этом сезоне. «Системный оператор» вынужден переносить и сокращать ремонты,
генераторы либо не успевают провести необходимые ревизии, либо очень спешат. Третья проблема при проведении ремонтов, которую упомянула г-жа Панина, – низкая квалификация и недостаток ремонтного персонала.

«Укомплектованность (сотрудниками. – Прим. ред.) на электростанциях сейчас снижается, текучесть кадров резко увеличилась в течение этого года. Квалифицированный персонал уходит в другие
отрасли и направления. Понятно, что перед нами как генераторами стоит возможность установить доплаты, надбавки, новые системы оплаты труда. Но тем не менее такой вопрос есть, и он остаётся
одним из факторов, который привёл к снижению надёжности», – сказала глава СПЭ.

Совет производителей энергии выдвинул несколько предложений по снижению аварийности
в электроэнергетике, среди которых создание фонда перераспределения штрафов за неготовность к работе в пользу увеличения платежа работающей мощности.

«Мы платим большие штрафы за неготовность, они уходят сейчас из отрасли. Конечно, было бы разумно их направить на развитие отрасли. Может быть, оставить генераторам или, например, использовать для создания фонда мобильной генерации, чтобы в проблемных зонах закрывать дефициты», – отметила г-жа Панина.

Среди других предложений Совета производителей энергии:

  • анализ крупных аварий на генерирующих объектах с выявлением типовых причин данных аварий и их систематизация;
  • пересмотр системы плановых ремонтов генерирующего оборудования;
  • введение нормирования по объёмам и срокам ремонтов оборудования;
  • введение механизма ответственности
  • энергомашиностроителей за некачественное оборудование;
  • формирование целевых многолетних
  • программ повышения надёжности оборудования;
  • использование мобильной генерации.

Сообщество потребителей энергии пока больше интересует несоразмерность текущих штрафов убыткам части отключаемых потребителей. Действующий коэффициент надёжности 99,6% означает, что снижение надёжности ниже этого среднего уровня, то есть появление перерывов энергоснабжения более длительных, чем 0,4% общего времени работы, критично для экономики, поскольку превышает её возможные затраты на создание или модернизацию мощностей для более надёжного энергоснабжения, полагают в ассоциации промпотребителей.

«Штрафы для генерации, чью ненадёжную работу потребители оплачивают полным и постоянно растущим рублём, остаются на уровне досадной мелкой неприятности, не заставляющей задуматься о качественной заботе об эксплуатационном состоянии оборудования. В 2021–2023 годах общая сумма штрафов составила 5,2 млрд рублей, или в среднем 1,7 млрд рублей в год. Это всего лишь 0,1% от выручки ОРЭМ. Уровень штрафа должен быть соразмерен с объёмом понесённых потребителем потерь от ненадёжного энергоснабжения», – говорят в Сообществе потребителей энергии.

Промышленное лобби в ходе осенних энергетических конференций выразило готовность поддержать ЕЭС за счёт выработки промгенерации, мощность которой «Системный оператор» оценивает примерно в 12 ГВт. На сентябрьской конференции СПЭ председатель Набсовета Сообщества потребителей Владимир Тупикин заявил, что промпредприятия могут помочь энергетикам в прохождении летних и зимних пиков нагрузок. Для этого промышленность предлагает снять ограничения на поставку электроэнергии в сеть от блок-станций предприятий, отменить в техусловиях на подключение к сетям розничных электростанций запрет на выдачу энергии в сеть, ввести механизм оплаты поставок от розничной генерации и блок-станций, а также синхронизировать плановые ремонты на промпредприятиях с пиками нагрузок в энергосистеме.

Минэнерго, по словам промпотребителей, поддержало их инициативы и дало поручения проработать их совместно с «Системным оператором», уже начались рабочие совещания с участием заинтересованных лиц. Вывод блок-станций в сеть в текущем ОЗП вряд ли возможен, так как разработка и принятие новой нормативной базы, а также перестройка производственных программ промпредприятий требуют времени, рассказали в ассоциации. Но систему ещё можно успеть запустить к летним пикам потребления на юге России. Сейчас Сообщество потребителей энергии находится в процессе оценки полного объёма доступной для поддержки ЕЭС промгенерации.

«Во-первых, он точно будет скромнее объёма планового снижения ремонтов, поскольку собственная генерация потребителей, как правило, работает с максимальной загрузкой, которая в 1,5–2 раза выше оптовой генерации. Колебания уровня загрузки иногда носят сезонный
характер. Например, у сельхозпроизводителей, где в летний сезон снижаются потребности в подсветке и обогреве тепличных хозяйств, возникает свободная генерация. Во-вторых, здесь важен не столько общий объём имеющейся у потребителей генерации, сколько её наличие
и доступность в конкретных районах, где уже есть высокая аварийность и дефицит
мощности или они ожидаются в самом ближайшем будущем», – отмечают в Сообществе.

На сегодняшний день полное использование ресурса дополнительной загрузки объектов розничной генерации даже в условиях ввода ограничения потребителей невозможно, констатируют в «Системном операторе». Так, в дефицитной части ОЭС Юга совокупная мощность
розничной генерации составляет более 600 МВт, при этом во время последнего летнего максимума её фактическая нагрузка составляла около 250 МВт, а дополнительная загрузка по командам,
которые отдавались в дни максимального потребления, не превысила и 20 МВт. В качестве основных, не связанных с техсостоянием, причин, препятствующих увеличению загрузки, собственники розничной генерации называли риски потери статуса объекта розничной генерации,
а также наличие установленного на этапе техприсоединения запрета на выдачу мощности в сеть.

«Очевидно, что снятие нормативных и технологических барьеров, препятствующих привлечению розничной генерации к участию в противоаварийном управлении энергосистемой, является целесообразным. Например, при прохождении периода экстремально высоких температур летом этого года в ОЭС Юга, при отсутствии вышеуказанных ограничений, дополнительная загрузка розничной генерации, по оценке «Системного оператора», могла составить величину около 100 МВт. Конечно же, это кратно ниже объёмов ограничений, вводившихся в самые жаркие дни, или единичной мощности энергоблоков, расположенных в регионе электростанций, но в условиях дефицита мощности целесообразно использовать все потенциально доступные ресурсы для
минимизации ограничений потребителей, в том числе ресурс дополнительной загрузки объектов розничной генерации», – отметили в СО.

Ещё одно предложение Сообщества потребителей энергии – обеспечить условия для создания энергопарков, которые смогут покрывать спрос в дефицитных узлах до момента ввода постоянной
генерации в рамках КОМ НГО и аналогичных решений. Быстровозводимая генерация на базе ГПА должна размещаться на существующих площадках с подключённой инфраструктурой (газ, электросети и пр.). Как и в случае с промгенерацией, для таких энергопарков необходимо
обеспечить экономическую привлекательность, подчёркивают потребители.

«Уровень оплаты должен как минимум покрывать издержки предприятий на предоставление ресурса энергосистеме. Нам видится, что механизм оплаты можно реализовать через небалансы на РСВ. Кроме того, нормативная база должна будет включать в себя инструменты защиты генерации, пришедшей на помощь энергосистеме, от нераспространения на неё довольно странных, но обязательных в настоящее время требований о продаже всей вырабатываемой энергии только на
оптовом рынке», – отметили в ассоциации промпотребителей.