Как бороться c энергодефицитом

Борис Аюев: «Тезис о потере управляемости в энергетике спекулятивный. Раньше власти знали, какому энергетическому начальнику позвонить. Им удобней было договариваться с одним лицом. Договариваться — вот ключевое слово. Мы создаем систему, при которой вообще не надо договариваться, она прозрачна. Задача региональных властей — решать социальные задачи, наполнять бюджет. А задача энергетиков — сделать так, чтобы у региональных властей не было проблем по энергоснабжению. И потребителям тогда не надо стоять перед нами на коленях»

— Думаю, Тюменская система может служить «демонстрационной» моделью всей российской энергетики: хорошо видна суть проблем. Генерация электроэнергии сосредоточена в небольшом количестве точек: на Сургутских ГРЭС1 и ГРЭС2, Нижневартовской ГРЭС, Тюменских и Тобольской ТЭЦ.

А крупные объекты потребления расположены очень далеко от них, на севере. И совпадают, как правило, с источниками нефти и газа. Такой феномен — наследие советского периода. Энергосистема и добывающие мощности формировались тогда спонтанно: обнаружив на севере нефть или газ, туда срочно завозили сначала автономные источники электроэнергии — дизели на солярке. Госплан принимал решение, где быть прииску, энергетики к нему проводили однудве линии электропередачи (как правило, одну: если, не дай бог, она во время урагана падала, ее срочно поднимали и бурили скважины  снова). Строить много линий считалось экономически нецелесообразно: расстояния большие. Когда линии перегружались — отключали социальную сферу, детские сады, жилые дома. Отключений в советское время в нефтегазоносных Юганске и Сургуте было намного больше, чем сейчас, просто об этом молчали. Сложилась несбалансированная структура генерации, потребления и связывающих их электросетей. Сегодня линий не хватает, транспорт электроэнергии ограничен. При этом у нефтяных месторождений появились хозяева со своими интересами, они жестко заявляют: нас не отключайте. Но для этого надо изменить всю структуру энергосистемы, начинать стройки. А значит, нужны инвестиции.

Получив нефтяные месторождения в собственность, взяв на себя ответственность в том числе за их эксплуатацию, нефтяники хотят надежного энергоснабжения. Но система неадекватна. Это самое точное ее определение. Был период с начала 90х, когда мы об этом не беспокоились: наблюдался спад электропотребления.

15 лет ничего не строили. Сейчас в результате развития экономики страны, и в первую очередь за счет сырьевых ресурсов, нагрузка на старое оборудование увеличивается. В Тюменской энергосистеме все чаще возникает перегрузка по режиму. А для ее предотвращения других инструментов, кроме отключения потребителя, никогда и не было. Жилые дома теперь отключать нельзя, а больше отключать нечего. Отсюда и берутся вопросы потребителей к энергетикам. Вопросы справедливые, но решить их можно одним путем — развитием энергосистемы.

— Почему в 2006м нефтяники демонстрируют очень большой, троекратный прирост энергопотребления по сравнению с прошлым годом: 12% против 4%?

— Я не специалист в нефтедобыче. Но, полагаю, ситуация следующая. На мировых рынках цена на нефть растет, прибыль от ее реализации увеличивается. Следовательно, добывать нефть даже самой сложной разработки выгодно. По оценкам в прессе, затраты на электричество составляют несколько процентов от стоимости продажи нефти. Следовательно, увеличивать добычу за счет применения энергоемких методов выгодно: доля энергозатрат в отпускной цене нефти низкая, а маржа высокая. Это создает мощный экономический стимул.

В принципе это очень хорошо. Другое дело, что энергосистема неадекватна.

— Если затраты электроэнергии на добычу тонны нефти возрастают, то эффективность падает?

— Конечно. Но есть смысл идти на это. Легкую нефть извлекли раньше, сложную не добывали до той поры, пока цена была низкая. Когда нефть становится дорогой, выгодно добывать и сложную.

Нет предмета — нет координации

— Вы говорите, что развитие сетей и генерации Тюменского региона не соответствует потребительскому спросу. Но это элементарное отсутствие координации, возможно, даже между структурными подразделениями самих энергетиков. Не в этом ли проблема?

— Проблема не в отсутствии координации, а в отсутствии предмета координации — пусковых объектов давно не было. Почему-то устойчиво мнение, что в результате реструктуризации уменьшилась координация в энергетической отрасли. Ровно наоборот: уровень координации технологического управления создан высочайший. Первое, что сделали энергетики  в 2002 году, — выделили и структурно оформили ту функцию, которая необходима для координации при текущем управлении режимом для безаварийной работы энергосистемы. Такой специальной структурной единицей стал Системный оператор. И он обеспечивает координацию в энергосистеме каждое мгновение, в режиме реального времени. Такого в советское время не было: создана трехуровневая диспетчерская вертикаль, которая впервые в истории российской энергетики организационно оформлена сверху донизу, от Москвы до региональных энергосистем.

Когда экономика быстро развивается (а Тюмень в этом плане показательный регион, рост электропотребления — 10%), тогда требуются совершенно другие темпы развития и методы координации энергетики. Прирост генерирующей мощности Тюменской энергосистемы в 2 ГВт за 15 лет не создавал условий для развития. Сравним с Китаем: в прошлом году прирост мощностей — 30 ГВт, в этом — 50 ГВт, в следующем — 70 ГВт! Заметьте, в 1985 году в Китае мощность энергосистемы была 57 ГВт, сейчас — 500 ГВт.

— И все же: в результате реструктуризации электроэнергетики на месте когда-то единых АОэнерго образовались независимые друг от друга сети, электростанции. Что свяжет их в целостную технологическую систему, обеспечивающую надежное снабжение потребителей?

— В части текущего оперативного управления их с 2002 года связывают 64 диспетчерских центра и более чем 6тысячный коллектив Системного оператора. Во-первых, технологическая вертикаль укреплена единой организационной структурой, чего раньше не было. Во-вторых, четко определен субъект, выполняющий функцию управления режимом. Поэтому стали возможны однозначное определение полномочий и ответственности, а также контроль эффективности использования ресурсов, выделяемых на эту функцию.

Надежность системы определяется еще на том этапе, когда она проектируется и создается. Потому сейчас важно обеспечить целостное развитие энергосистемы, организацию инвестиционного процесса.

— Как это сейчас происходит?

— В результате реструктуризации появилось два экономических способа организации инвестиций. Половина инвестиционного процесса лежит в конкурентном секторе: владельцы генерирующих мощностей, проанализировав цены на рынке электроэнергии, принимают решение построить генерацию и за счет продажи электроэнергии по складывающимся на рынке узловым ценам обеспечить возврат вложений. Вторая половина — инвестиции в инфраструктуру, диспетчерское управление, сети: их должно обеспечить государство через регулируемое тарифообразование. Кому-то надо все время принимать взвешенное решение: как именно мы будем инвестировать, сколько и где строить генерации и сетей. И тут возникает очень интересный феномен: эти два инвестиционных процесса все время будут конкурировать.

Соперничество инвестиций

— Почему вы говорите о соперничестве? Нужны вложения и в генерацию, и в сети. И чем больше, тем лучше.

— Это так, но ресурс ограничен! Отрасль — только часть всей экономики. В энергетику из экономики может прийти лишь определенное количество денег. И все — от потребителей.

— Но и инвесторы свои средства вложат?

— Они все равно рассчитывают вернуть их за счет потребителя. Поэтому все придет в энергетику только от потребителей.

— Дело в ограниченности этого ресурса?

— Да. В силу этого возникает вопрос, куда лучше его направить, как правильно соотнести конкурентные и регулируемые инвестиции. И это всегда должно быть взвешенное решение. Допустим, мы переусердствовали в регионе со строительством сетей. В итоге деньги кончились, а генерации нет. Либо перекосили в сторону генерации: возле каждого потребителя построили по генератору, а в итоге создали избыточное резервирование  производственных мощностей.

Если не регулировать инвестиционный процесс, мы всегда будем иметь сегодняшнюю Тюменскую энергосистему: где-то избыток мощности, но она заперта, а сетей туда, где ее не хватает, нет. Все время надо поддерживать баланс между инвестициями. При принятии таких решений велика роль Системного оператора.

— Функции диспетчера при текущем управлении режимом энергосистемы очевидны. Но какую роль может играть диспетчерский центр при принятии инвестиционных решений?

— Роль независимого эксперта для властей. Решения такого уровня, о котором я говорю, безусловно, будут принимать экономические и антимонопольные власти государства. Им потребуется сравнить различные проекты, сопоставить их

экономическую эффективность и техническую целесообразность. Легко представить себе конфликт интересов сетевиков и производителей электричества: чтобы получить средства, каждый из них убедительно расскажет в министерских кабинетах, почему его проект важнее. Нужен эксперт, который знает досконально проблемы и сетей, и генерации, при этом неподконтролен ни тем, ни другим. Системный оператор благодаря независимости может дать верную информацию для принятия конечного  экономического решения.

Как ни странно, самая плохая ситуация, когда в какой-то точке потребления и генератор построят, и провода к этому месту подведут. Но генератор не сможет продать энергию по той цене, на которую рассчитывал, и провода тоже будут недогружены. То есть и те, и другие деньги зароют в песок. А в другом месте изза отсутствия средств возникнет дефицит мощности.

— Не будете ли вы отдавать приоритет проектам сетевых организаций? Вы же инфраструктура, и сети — инфраструктура.

— У нас другие стимулы. Энергосистема — это сочетание генерации и сетей. Мы отвечаем за режим, поэтому заинтересованы в наиболее эффективном использовании всего инвестиционного притока. Наш интерес — не подыграть инфраструктуре, а действовать на пользу всей энергосистеме, найти баланс между сетями и генерацией. Из сетей электричество не образуется, а наша главная задача — покрыть потребительский спрос выработкой электроэнергии. Именно поэтому Системному оператору поручено реализовать механизм гарантирования инвестиций в генерацию. Суть его заключается в компенсации инвестору разницы между ценой электроэнергии, которая сложилась на рынке, и той, которая нужна для окупаемости проекта. Необходимые для этого средства планируется включить в тариф Системного оператора.

Чего ждать

— Будет ли что-нибудь построено в Тюменской энергосистеме по механизму гарантирования инвестиций? Какие проблемы это позволит решить?

— Вопрос привлечения средств в тюменскую генерацию стоит остро. В рамках механизма гарантирования инвестиций, благодаря нашим усилиям,  предполагается строительство 600 МВт генерации в районе подстанции ТаркоСале. На данный момент идет согласование строительства мощностей на Уренгойской ГРЭС. Собственная генерация позволит значительно снизить суммарный энергодефицит Ноябрьского и Северного районов. Появится возможность выводить в ремонт линии электропередачи без применения ограничений потребителей Ноябрьского района.

— Чего ожидать тюменским потребителям нынешней зимой?

— Тюмень — регион пиковых нагрузок, высокого потребления. Повторюсь: в 2006 году прирост электропотребления составил 10%. Это уникальный показатель, свидетельствующий об экономическом подъеме. К сожалению, вероятность ограничений и отключений также высока. В наиболее напряженных узлах энергосистемы мы впервые применяли ограничения даже летом (в сентябре этого года — 246 МВт). Зимой следует ожидать того же.

А если ограничения будут неэффективны, то неизбежны и отключения в проблемных узлах. Как иначе, если в Северном и Ноябрьском энергорайонах генерирующими мощностями покрывается всего 8% потребления?

4 декабря этого года по Тюменской энергосистеме достигнут новый максимум потребления — 10,395 тыс. МВт, он превысил прежний, январский, в 10,068 тыс. МВт. Пока генерации хватает, но уже на пределе: по нашим прогнозам, если прирост продолжится теми же темпами, то в декабре — январе 2007/08 система достигнет максимума потребления в 11,5 тыс. МВт при располагаемой мощности в 11,4 тысячи. Если не будет вводов мощностей (возможны небольшие, всего  500 МВт, значительные ожидаются не ранее 2009 — 2011 годов), потребление превысит располагаемую мощность.

Важно пояснить, зачем нужны ограничения и отключения в дефицитных энергорайонах. Дело в том, что поврежденное энергетическое оборудование очень долго восстанавливать. Поэтому важно предотвратить его разрушение при развитии аварийных процессов и возникновении перегрузок. На всех энергетических объектах действуют внутренняя технологическая защита, при недопустимых перегрузках оборудование отключается. Чтобы не допустить массового неконтролируемого обесточивания потребителей, которое неизбежно последует за таким отключением, необходимо в критических ситуациях снижать нагрузку. Для этого и применяются ограничения и отключения. Их графики составляются до 1 октября. Участвующие в них потребители знают, что при возникновении тяжелых режимов они будут сначала ограничены, а в случае неэффективности ограничений — отключены. В ограничениях должно быть задействовано 25% потребления, в отключениях — 20%. Это общая норма, которая применяется в РФ. Такие процедуры используются во всем мире. Во время последней крупной аварии в Европе энергетические компании отключили потребителей на 13 тыс. МВт. Это больше, чем потребляет весь Тюменский регион или вся объединенная энергосистема Средней Волги.

С сожалением вынужден констатировать: энергодефицит, с последствиями которого мы боремся в Тюменской системе, в том числе путем ограничения потребителей, — это результат затянувшегося инвестиционного дефицита. Сейчас, когда реформа электроэнергетики вступила в завершающую, инвестиционную фазу, многое делается и для Тюменской области, и для Уральского федерального округа, и для всей страны. В частности, запущена программа первоочередных мер на 2006 — 2010 годы, направленная на недопущение дефицита и повышение надежности снабжения потребителей в Тюменской энергосистеме. Начаты корректировка схемы развития ОЭС Урала до 2020 года, разработка генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, целевого видения развития ЕЭС России до 2030 года. Привлекаются все возможные инвестиционные ресурсы, в том числе потребителей.

— Будут ли энергетики действовать только рубильником или возможны экономические механизмы регулирования потребления?

— Мы предложили механизм добровольного ограничения нагрузки. Мы готовы заключать договоры с энергосбытовыми компаниями, а они будут выплачивать деньги потребителям (до десяти цен рынка на величину сниженного потребления), если те по команде системного оператора будут самоограничиваться определенное время. Единственные условия для этого: потребители должны быть оборудованы средствами почасового учета. Документ лежит на подписании в правительстве.

Дополнительная информация:

Тюменская энергосистема обеспечивает электроснабжение Тюменской области, ХантыМансийского и ЯмалоНенецкого автономных округов. Максимум потребления 1990 года — 8743 МВт, абсолютный максимум потребления —

10 395 МВт (04.12.2006). Основные потребители — предприятия нефтегазового комплекса. Вторая по уровню потребления среди региональных энергосистем России после Московской. Управление режимами энергосистемы осуществляют филиалы ОАО «СО — ЦДУ ЕЭС» — ОДУ Урала и Тюменское РДУ.

Открытое акционерное общество «Системный оператор — Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы»

6500 специалистов в исполнительном аппарате и в 64 диспетчерских центрах обеспечивают комплекс мероприятий по управлению режимами работы всех частей ЕЭС, оптимальному функционированию рынков электроэнергии и мощности, координации ремонтных кампаний, согласованию планов перспективного развития энергосистем, а также по управлению режимами параллельной работы ЕЭС с энергосистемами зарубежных государств. Председатель совета директоров — министр промышленности и энергетики Виктор Христенко. Председатель правления ОАО «СО — ЦДУ ЕЭС» Борис Аюев является членом правления ОАО РАО «ЕЭС России».