«Мы уже вынуждены ограничивать выработку ВИЭ» Глава «Системного оператора» о проблеме лишней мощности, интеграции ВИЭ и включении ДФО в энергорынок Введенные против России в прошлом году беспрецедентные санкции пока не слишком сильно повлияли на энергетиков – потребление электричества в 2022 г. даже выросло на 1,5%, достигнув 1,11 трлн кВт ч. При этом в ближайшие 7–10 лет помимо замещения недоступного теперь импортного оборудования российской энергетике предстоит решать и другие непростые задачи, такие как ликвидация намечающегося дефицита электричества в Сибири и интеграция в оптовый энергорынок Дальнего Востока. О том, как это будет происходить, а также о других узких местах в энергосистеме страны «Ведомости» побеседовали с председателем правления «Системного оператора» (СО ЕЭС, диспетчер энергосистемы) Федором Опадчим. – Насколько сегодня устойчива энергосистема в России? Достаточно ли резервов, чтобы удовлетворять все потребности и избегать тотальных блэкаутов, какой был, например, в Москве в 2005 г.? – Сегодня резервов достаточно. Но мы должны смотреть в будущее. У нас очень протяженная и сложная энергосистема с непростой топологией сети, неравномерно распределенной мощностью. Если в целом по системе есть резервы, избыток мощности, то, например, на юго-востоке Сибири прогнозируется будущий дефицит. Потребление развивается неравномерно: восток, Сибирь, юг развиваются существенно быстрее, чем центральные регионы. Федор Опадчий председатель правления «Системного оператора ЕЭС» Родился 4 января 1974 г., выпускник МИФИ (факультет «Электроника и автоматика физических установок») по специальности «инженер-физик» (1997 г.) 2002 г. начальник отдела моделирования и экспертизы некоммерческого партнерства «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии Единой энергетической системы» (АТС) 2004 г. директор по развитию и сопровождению рынков ОАО «Системный оператор – Центральное диспетчерское управление Единой энергосистемы» (ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», с 2008 г. – ОАО «СО ЕЭС») 2012 г. заместитель председателя правления ОАО «СО ЕЭС», курирующий вопросы энергетических рынков и информационных технологий 2021 г. председатель правления АО «СО ЕЭС» – Ранее в Минэнерго заявляли о том, что в Сибири нужно строить новые мощности. Почему в регионе намечается дефицит генерации? – Рост потребления энергии в Иркутске за прошлый год составил 8,6% по сравнению с 2021 г. С начала этого года по конец мая – еще +2,2% к тому же периоду прошлого года. В Бурятии +4,6% за прошлый год и + 4,9% в период январь – май. Это при том, что в среднем по стране прирост [потребления энергии] за прошлый год всего порядка 1,5%. С увеличением потребления, в том числе за счет ОАО «РЖД» и развития майнинга цифровых валют, новых производств, строительства жилья, действующей генерации и пропускной способности ЛЭП в Сибири в перспективе становится недостаточно. В Схеме и программе развития электроэнергетических систем России на период 2023–2028 гг. (СиПР) зафиксирован прогнозный дефицит мощности в регионе к 2028 г. не менее 691 МВт. – Может ли измениться эта цифра? – Думаю, что может поменяться в плюс. Всего сегодня в этой части энергосистемы в активной стадии обсуждения энергоемкие проекты минимум на 1,5 ГВт, а если считать все проекты, это более 3 ГВт. Но в отношении большинства перспективных проектов еще не поданы заявки на техприсоединение к электросетям. – То есть пока невозможно дать точный прогноз по дефициту мощности? – Проблема в том, что сейчас фактически отсутствует какая-то ответственность потребителей за [объявленные ими] планы подключения и выбора нагрузки. Понятно, что у любого бизнеса планы могут меняться с течением времени. Но если генерация, продав мощность по программе КОМ или КОММОД (конкурсные процедуры, гарантирующие инвесторам оплату содержания и модернизации электростанций за счет оптовых потребителей. – «Ведомости»), свои обязательства не исполняет, возникают штрафы. А для новых потребителей [электроэнергии] аналогичных обязательств нет. За вновь построенные объекты будут платить все покупатели оптового энергорынка. – Может, есть смысл ввести принцип «бери или плати» для крупных проектов? – Введение определенной финансовой ответственности для потребителей за планы набора мощности было бы правильным решением, особенно для крупных энергоемких проектов. С одной стороны, необходимо создавать энергетическую инфраструктуру и условия для реализации инвестпроектов, с другой – не допустить излишних расходов на строительство избыточных генерирующих и сетевых мощностей. Нужно искать разумный баланс интересов и ответственности. «Монополии на Дальнем Востоке уже нет» – Недавно глава Минэнерго Николай Шульгинов говорил также о необходимости строительства новых электростанций на юге страны. Насколько, по оценке СО ЕЭС, проблема серьезна? – Вопросы есть, и мы ищем путь решения. Если брать, например, Кубань, то динамика потребления в регионе сильно отличается от ситуации в целом в энергосистеме. По итогам прошлого года потребление увеличилось на 3,6% и продолжает расти: в текущем году +1,5% к тому же периоду прошлого года. Исторический максимум был зафиксирован в 2021 г. в размере 5593 МВт на фоне экстремально высоких температур. В регионе активно происходит подключение новых потребителей и увеличение потребления действующими. В утвержденной СиПР предусмотрено строительство ЛЭП Тихорецк – Тамань для увеличения пропускной способности магистральной сети в ОЭС юга. Сейчас при подготовке СиПР следующего периода мы видим, что в случае реализации планируемых инвестпроектов покрыть перспективный спрос только за счет строительства этой линии будет невозможно и создание новой генерации будет также необходимо. – Оценочно, сколько там мощности не хватает? – Цифры будут понятны после завершения проектирования схем внешнего энергоснабжения и подачи новых заявок на техприсоединение. – Единая энергосистема России, несмотря на это название, раздроблена и технологически, и организационно – но запущен процесс объединения. С 1 января 2024 г. СО ЕЭС приступит к оперативно-диспетчерскому управлению в пяти технологически изолированных территориальных энергосистемах, не связанных ЛЭП с остальной территорией РФ. Как идет процесс подготовки? – Речь идет об энергосистемах Сахалинской и Магаданской областей, Камчатского края, Чукотского автономного округа в Дальневосточном федеральном округе и Норильско-Таймырской энергосистеме в Красноярском крае. Есть планы-графики по передаче функций СО ЕЭС, согласованные с «Русгидро» и Норильско-Таймырской энергетической компанией (принадлежит «Норникелю». – «Ведомости»). Диспетчерскому персоналу предложено перейти на работу в СО ЕЭС. На Сахалине, в Магаданской области и Камчатском крае будут организованы диспетчерские центры СО ЕЭС, организационно входящие в Тихоокеанское РДУ, оснащенные самыми современными средствами оперативно-диспетчерского управления, IT-инфраструктурой и объединенные единой сетью связи. Хабаровск становится крупным центром оперативно-диспетчерского управления энергосистемами дальневосточных регионов. – Зачем вообще нужна передача управления? Что улучшится в работе энергосистем? – Накопленный опыт СО ЕЭС можно будет тиражировать на энергосистемы, работающие изолированно от Единой энергосистемы (ЕЭС) России. Это не только диспетчеризация, но и настройка противоаварийного регулирования, участие в расследовании аварий, прогнозирование, планирование. Потребители в момент перехода не должны заметить каких-то изменений. Частота как была 50 Гц, так и останется. Но с перспективной точки зрения за счет унификации процессов и использования самых современных технологий можно будет улучшить надежность работы энергосистем в этих регионах. – Сейчас цены на электроэнергию для оптовых покупателей формируются на рынке «на сутки вперед» (РСВ) на основе заявок производителей и запросов покупателей. Однако на Дальнем Востоке тарифы все еще устанавливает государство. Осенью прошлого года Минэнерго анонсировало, что с начала 2024 г. стартует процесс постепенной интеграции Дальнего Востока в оптовый энергорынок. Готова ли к этому энергосистема? – С технической точки зрения сделано многое. Работа Объединенной энергосистемы (ОЭС) востока (включает Якутию, Амурскую область, Еврейскую автономную область, Приморский и Хабаровский край. – «Ведомости») переведена на 24-часовое планирование с 48-часового, запущены технологии работы балансирующего рынка, шесть раз в сутки проводим дооптимизацию загрузки генераторов по тем же правилам, что сейчас действуют в ценовых зонах оптового энергорынка. Также запущена технология формализованного выбора состава работающего оборудования. То есть технологии работы и управления энергосистемой и планирования сегодня уже приведены в соответствие с тем, что нам потребуется при введении рыночных правил [ценообразования]. – Ранее анонсировалось, что в 2028 г. между Сибирью и Дальним Востоком будет построена высоковольтная ЛЭП и это обеспечит перетоки электроэнергии между регионами, создаст достойную конкуренцию. Не сложится ли в ДФО до этого момента фактическая монополия, что, как следствие, приведет к неконтролируемому росту цен? – Монополии на Дальнем Востоке уже нет. Помимо объектов «Русгидро» в ОЭС востока работает газпромовская станция – Свободненская ТЭС установленной мощностью 160 МВт, крупная Приморская ГРЭС (установленная мощность – 1,47 ГВт, тепловая – 237 Гкал/ч. – «Ведомости») Сибирской генерирующей компании, Светлинская ГЭС на 277 МВт, принадлежащая «Алросе». Вопросы конкуренции находятся в зоне контроля ФАС. Возможно, ведомством будут установлены какие-то отдельные условия по подаче заявок на продажу электроэнергии. С момента синхронизации с ОЭС Сибири увеличится конкуренция с участниками рынка из сибирского региона в пределах пропускной способности ЛЭП. То есть с течением времени с точки зрения субъектного состава и объемов [продаваемой на оптовом рынке электроэнергии] конкуренция будет усиливаться. С учетом плавного запуска конкурентного ценообразования на востоке больших рисков я не вижу. – Как проходит интеграция в ЕЭС России четырех новых регионов – ДНР, ЛНР, Запорожской и Херсонской областей? – Есть федеральный закон, который устанавливает до 2025 г. переходный период. Главная задача сейчас – восстановление разрушенных энергообъектов, сетевой инфраструктуры. «Вопрос о необходимости форсирования ввода ВИЭ не стоит» – Нужно ли, на ваш взгляд, форсировать развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ) – солнечных, ветряных, геотермальных и др.? – Развитие ВИЭ – общемировой тренд, и Россия не исключение. Во-первых, углеродную повестку и достижение климатических целей по снижению выбросов СО2 никто не отменял. Во-вторых, стоимость ВИЭ быстро снижается и в каких-то случаях и при определенных условиях достигается ценовой паритет с традиционной генерацией. – Но во многих случаях этот паритет достигается за счет разного рода субсидий. – Да, зачастую это происходит благодаря субсидиям, в том числе на стороне производителей оборудования. При этом интеграция значительного объема зеленой генерации в энергосистему требует решения ряда технических задач. Поэтому, рассматривая планы по увеличению доли ВИЭ, корректно учитывать полную стоимость ввода этих объектов, которая складывается не только из цены самой генерации, но и из затрат, необходимых для ее интеграции в энергосистему без снижения надежности ее работы. – От чего зависят эти дополнительные затраты? – Объем интеграционных решений и, соответственно, их стоимость существенно зависит от доли ВИЭ в структуре генерации. Если в целом по состоянию на май 2023 г. доля ВИЭ в России всего 0,8% по выработке от всей генерации и 1,8% от установленной мощности, то для отдельных регионов это уже значительные объемы в балансе. Например, в ОЭС юга по итогам первых пяти месяцев 2023 г. это 3175 МВт, т. е. 11,5% от установленной мощности электростанций, и 3051 млн кВт ч, 6,3% от [фактической] выработки. АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС) Компания по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике. Выделена из ОАО «РАО «ЕЭС России» как самостоятельное предприятие в июне 2002 г. с целью обеспечения устойчивого энергоснабжения и качества электроэнергии. Осуществляет краткосрочное планирование и оперативное управление электроэнергетическим режимом ЕЭС России, долгосрочное и перспективное планирование, участие в развитии ЕЭС России, технологическую поддержку торговых процедур и сопровождение рынка электроэнергии (мощности), контроль за техническим состоянием энергообъектов, развитие автоматизированной системы диспетчерского управления, координацию синхронной работы ЕЭС России и зарубежных энергосистем. На 100% принадлежит РФ, выручка – 36,9 млрд руб., чистая прибыль – 2,5 млрд руб. (РСБУ, 2022 г.). По данным компании, выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России в 2022 г. составила 1121,6 млрд кВт ч, потребление электроэнергии – 1106,3 млрд кВт ч. Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 1 января 2023 г. составила 247 601,8 МВт. – Да, это немало. – Уже сегодня в отдельные часы выработка ВИЭ вынужденно ограничивается, поскольку энергосистема не позволяет в полном объеме принять эту электроэнергию (производительность ВИЭ нестабильна и сильно зависит от погодных условий. – «Ведомости»). Так, например, в 2023 г. выдача [в общую энергосистему электричества] солнечных электростанций ограничивалась в [течение] семи часов с максимальным объемом 67 МВ, а ВЭС – в течение восьми часов с объемом 53 МВт (без учета Кольской ВЭС). С увеличением объемов ВИЭ количество ограничений будет возрастать, если параллельно не реализовывать мероприятия по развитию электросетей и маневренной генерации (быстро включающейся в любой момент по требованию СО ЕЭС. – «Ведомости»). При этом низкоуглеродная генерация уже вносит большой вклад в энергобаланс России – за счет составляющей более 37% доли выработки не имеющих выбросов ГЭС и АЭС, а также за счет превалирующей доли газовых теплоэлектростанций с относительно низкими уровнями выбросов СО2. С учетом существующих планов по увеличению доли гидро- и атомной генерации в России вопрос об острой необходимости форсирования ввода ВИЭ не стоит. Структура генерации должна быть оптимальной с учетом стоимости и возможных объемов производства генерирующего оборудования разного вида, а также затрат на интеграцию новой генерации в энергосистему. Сейчас идет обсуждение целевых показателей доли ВИЭ в балансе энергосистемы в долгосрочной перспективе, которые будут включены в разрабатываемую нами генеральную схему размещения объектов электроэнергетики. «Развитие экспорта – важная стратегическая задача» – По данным Евростата, российский экспорт электроэнергии в ЕС в 2021 г. составил 516,5 млн евро. Но в прошлом году на фоне санкций экспорт электроэнергии в Европу, в том числе на наиболее значимые для нас рынки Финляндии и стран Балтии, прекратился. Повлияла ли как-то эта ситуация на энергосистему РФ? – Никаких технологических сложностей нет. Это только вопрос трейдинга. – Каковы, на ваш взгляд, перспективы наращивания поставок электроэнергии в дружественные Китай и Монголию? – Развитие экспорта – важная стратегическая задача. При этом на востоке России на фоне ускоренного роста электропотребления реализуется большая программа строительства сетей, в первую очередь связанная с электрификацией РЖД, и программа модернизации действующих электростанций. Часть оборудования выводится для проведения модернизации в ремонт, поэтому возможности экспортных поставок оперативно меняются. Мы находимся в активной стадии пересборки энергосистемы востока, поэтому текущие объемы поставок могут варьироваться, но в перспективе экспорт должен развиваться. Поставки в Монголию осуществляются из ОЭС Сибири. Компанией «Россети» по просьбе монгольской стороны были выполнены технические мероприятия, позволившие с 2022 г. нарастить потенциальные возможности экспортных поставок в пике до 345 МВт. – У нас в целом весь экспорт электроэнергии скромный. Как устроена российская энергосистема Перестройка российской энергетики завершилась в 2008 г. вместе с реформой РАО «ЕЭС России» – госмонополии, объединявшей буквально все энергетические активы в стране, от электростанций до линий электропередачи. Целью было привлечь частные инвестиции для строительства новых электростанций и модернизации действующих. Энергосистему разделили на множество компаний, работающих в трех ключевых секторах: производство (генерирующие компании), передача (сетевые) и торговля (сбытовые). Многие из энергокомпаний стали частными, но некоторые, как например крупнейшая в России сетевая структура «ФСК-Россети», остались государственными (Росимущество напрямую владеет 75% акций).Перестройка российской энергетики завершилась в 2008 г. вместе с реформой РАО «ЕЭС России» – госмонополии, объединявшей буквально все энергетические активы в стране, от электростанций до линий электропередачи. Целью было привлечь частные инвестиции для строительства новых электростанций и модернизации действующих. Энергосистему разделили на множество компаний, работающих в трех ключевых секторах: производство (генерирующие компании), передача (сетевые) и торговля (сбытовые). Многие из энергокомпаний стали частными, но некоторые, как например крупнейшая в России сетевая структура «ФСК-Россети», остались государственными (Росимущество напрямую владеет 75% акций).Сейчас цены на электроэнергию для оптовых покупателей формируются на так называемом рынке на сутки вперед (РСВ, основной рынок торговли электричеством) на основе подаваемых ежедневно ценовых заявок производителей и запросов покупателей. Для этого на территории РФ сформированы aдве ценовые зоны: Центральная часть и Урал (первая) и Сибирь (вторая). Стоимость электричества на РСВ формируется отдельно для каждой зоны. Покупателями также оплачивается строительство новых электростанций (цена мощности) через механизм договоров на поставку мощности. Он гарантирует инвестору фиксированную доходность в 12–14% в год за счет повышенных платежей крупных потребителей за электричество (применяется специальная надбавка к цене). Однако значительная территория страны все еще относится к неценовым зонам (например, Дальний Восток) и изолированным энергорайонам, не связанным линиями электропередачи с остальной территорией РФ. Для населения электричество в России по-прежнему отпускается по регулируемым государством тарифам.Нормативная база, разработанная в начале 2000-х, позволила создать и запустить рыночные механизмы ценообразования в электроэнергетике для крупных потребителей, таких как добывающие нефтегазовые и промышленные предприятия. Сейчас цены на электроэнергию для оптовых покупателей формируются на так называемом рынке «на сутки вперед» (РСВ, основной рынок торговли электричеством) на основе подаваемых ежедневно ценовых заявок производителей и запросов покупателей. Для этого на территории РФ сформированы две ценовые зоны – Центральная часть и Урал (первая) и Сибирь (вторая). Стоимость электричества на РСВ формируется отдельно для каждой зоны. Покупателями также оплачивается строительство новых электростанций через механизм договоров на поставку мощности. Они гарантируют инвестору фиксированную доходность в 12–14% в год за счет повышенных платежей за электричество крупных потребителей (применяется специальная надбавка к цене). Однако значительная территория страны все еще относится к неценовым зонам (например, Дальний Восток) и изолированным энергорайонам, не связанным ЛЭП с остальной территорией РФ, где стоимость электроэнергии устанавливается государством. Для населения электричество в России также отпускается по регулируемым государством тарифам. – Да, в этом смысле энергосистема в России сбалансирована. Объем экспорта энергии в 2022 г. составил всего чуть более 1% от общего объема потребления. Хотя мы и работаем в синхронном режиме с 10 странами (Эстония, Литва, Латвия, Белоруссия, Грузия, Азербайджан, Казахстан, Монголия, Узбекистан, Киргизия) и с использованием вставки постоянного тока – с Китаем. – В марте 2023 г. в ЕЭК заявляли, что в 2025 г. может заработать единый энергорынок Евразийского экономического союза. Что для этого нужно? – Любое расширение зон торговли электроэнергией позволяет экономически оптимизировать работу энергосистем. На сегодняшний день 10 стран работают в синхронной зоне, четыре из них приняли решение о создании общего рынка. Также такое решение принято и Арменией. Чем больше стран интегрировано в единый рынок, тем больше возможностей экономической оптимизации работы энергообъединения. Кроме того, когда планы по развитию ВИЭ получат свое развитие, в частности в странах Центральной Азии, роль экономических механизмов, обеспечивающих балансирование [энергосистемы], будет возрастать. – Можно ли говорить, что у России будет ведущая роль на общем энергорынке? – Не совсем корректно говорить, что кто-то будет главным, правила предполагают равенство всех участников. Энергосистема РФ – самая крупная в энергообъединении, именно поэтому на российскую сторону возложены функции по поддержанию частоты во всем энергообъединении. Для сравнения: вторая по величине энергосистема в синхронной зоне – ЕЭС Казахстана – по своим параметрам примерно в 10 раз меньше: годовая выработка электроэнергии ЕЭС России составляет 1121,6 млрд кВт ч, а ЕЭС Казахстана – 112,87 млрд кВ ч. Кроме того, в России наиболее продвинутые правила и технологии работы рынка РСВ, высокотехнологичные балансирующий рынок и рынок системных услуг, есть рынок мощности – как инструмент поддержки мощностей в работе и инвестиций в новое строительство. Такая конструкция рынка продиктована объективной технической сложностью и масштабом российской энергосистемы и позволяет обеспечивать максимальное соответствие результатов торговли физическим возможностям по их реализации. Надеюсь, что соседние страны будут в максимальной степени использовать те преимущества, которые дает наша модель энергорынка, а при формировании общего рынка постепенно будет происходить имплементация тех принципов, которые уже работают у нас. Будем предлагать и показывать преимущества использования таких модельных решений при построении общего рынка. – В 2021 и 2022 гг. считающаяся токсичной угольная генерация в развитых странах переживала настоящий бум. Как изменился баланс выработки по разным видам топлива в РФ в 2022 г.? – Особо баланс выработки не изменился. В России доля выработки угольных ТЭС достаточно стабильна. Основной объем угольной генерации у нас расположен в ОЭС Сибири и на востоке. Главный фактор, влияющий на загрузку этих ТЭС и, соответственно, на объемы использования угля, – водность сибирских и дальневосточных ГЭС. В маловодный год востребованность выработки ТЭС увеличивается, в многоводный – снижается. В 2021 г. доля угольной генерации в суммарной выработке составила 12,4%, ранее, в 2020 г., – 13%, в 2019 г. – 13,8%. В 2022 г. мы вернулись к 14,1%, что сравнимо с показателем 2018 г. В парке мощностей за такой короткий промежуток времени изменений не произошло.