Кроме того, в июне Минвостокразвития и «Росатом» подписали соглашение о сотрудничестве и договорились об условиях концессионного соглашения для создания атомной станции малой мощности (АСММ) с реакторной установкой РИТМ-200Н в Якутии, в поселке Усть-Куйга (Усть-Янский район). Станция будет снабжать электроэнергией месторождение золота Кючус ПАО «Селигдар». Строительство будет осуществляться в рамках программы «Дальневосточная концессия». По проекту было получено положительное заключение государственной экологической экспертизы, и завершились инженерные изыскания, ведется работа по оформлению земельных участков. Ввести станцию в промышленную эксплуатацию предполагается в 2028 г.


Сборка Ритм-200
^{фото: Алексей Башкиров, «Страна Росатом»}

В целом «Росатом» предлагает расширить использование АСММ, создав в Арктической зоне РФ (на Дальнем Востоке - в Якутии и Чукотском АО) девять кластеров по добыче золота, серебра, меди, свинца и цинка. В регионах предлагается проводить геологоразведочные работы за счет средств федерального бюджета (на сумму 40 млрд рублей), а использование АСММ или плавучих атомных теплоэлектростанций (ПАТЭС) сделать условием. Тем не менее экологи обеспокоены тем, что на АСММ будет установлен новый тип реактора РИТМ-200Н (изначально реакторы РИТМ-200 являются ледокольными), что делает станции экспериментальным проектом и повышает риски.

По-прежнему не определен полностью проект покрытия энергодефицита в Иркутской области. В июле правительственная комиссия по энергетике рекомендовала назначить «Интер РАО» единственным строителем новой ТЭС на севере региона, в том числе для энергоснабжения расширенных участков БАМа и Транссиба. Изначально проект строительства станции планировалось выбрать на открытом конкурсе по наименьшей цене, но в Минэнерго рекомендовали отказаться от проведения конкурса, определив в качестве исполнителя «Интер РАО».

Проект «Интер РАО» предполагает строительство двух энергоблоков на газовых турбинах. Проектом предусмотрены три варианта – создание станции мощностью 480 МВт на турбинах модели 6F.03 (производство ООО «Русские газовые турбины»^[1] - СП «Интер РАО» и General Electric), станции мощностью 460 МВт на турбинах ГТЭ-170 (производства АО «Силовые машины») и станции на 460 МВт на турбинах MGT-70 (производство иранской компании Mapna). Запуск намечен на июль 2028 г. Вложения в строительство планируется окупить с помощью обязательных платежей потребителей в стране.

Ротор газовой турбины 6F.03
^{фото: «Русские газовые турбины»}

Пока не определено точное местоположение будущей станции. Рассматриваются Бодайбинский или Мамско-Чуйский районы Иркутской области, Мирнинский район Якутии или Муйский район Бурятии. Проектом предусмотрены также строительство резервного топливного хозяйства и двух магистральных газопроводов.

Напомним, что на строительство новой генерации в Иркутской области прежде претендовали En+ с проектом Тельмамской ГЭС, «Росатом» с проектом малой АЭС на девяти установках РИТМ-200Н (общей мощностью 495 МВт) и компания «Т Плюс» с проектом ТЭС на газовых турбинах ГТЭ-170 «Силовых машин» (или же на паровых турбинах производства «Уральского турбинного завода»). Для реализации проекта En+ потребовалось бы до десяти лет. Ввод в эксплуатацию АЭС мог произойти в 2030-33 гг. Однако весной 2022 г. «Системный оператор» (диспетчер энергосистемы) проводил конкурс проектов новой ТЭС, на котором «Интер РАО» стало единственным участником с ценой выше рыночных аналогов. Затем компания отозвала заявку после возникновения проблем с поставкой турбин General Electric, и конкурс в итоге был объявлен не состоявшимся.

Пока точная стоимость строительства электростанции не указывается. Прежде в «Интер РАО» ее оценивали в 64,9 млрд рублей. Правительственная комиссия поручила Минэнерго разработать необходимые проекты постановлений для определения условий оплаты энергомощности новой станции. Основную нагрузку планируется возложить на потребителей, планирующих увеличить спрос в регионе – ОАО «РЖД» (максимальное потребление может вырасти до 284 МВт/ч в 2031 г.), «Полюс Сухой Лог» (252 МВт/ч к 2031 г.), «Иркутская нефтяная компания» (215 МВт/ч к 2031 г.) и «Газпром» (56,5 МВт/ч к 2031 г.).

Тем временем в «Сообществе потребителей энергии» полагают необходимым снизить доходность по проекту или отменить ее, провести публичный независимый технологический и ценовой аудит, в силу отсутствия конкурса и необходимости привлечения инвестора. Предварительно стоимость проекта оценивается в 60 млрд рублей (без НДС и без учета инфраструктуры).

При этом пока что нет ни одного идеального решения с поставками турбин. Под вопросом находится вариант реализации проекта с применением газовых турбин «Силовых машин», так как на сегодняшний день отсутствует готовое к коммерческой эксплуатации оборудование, для выполнения проекта в обозначенные сроки потребуется закончить проектирование в текущем году. Вариант с турбинами «Русских газовых турбин» зависит от наличия возможности поставить оборудование в нужном объеме и обеспечить его соответствующим сервисом, учитывая участие General Electric, перспектива которого маловероятна. Иранские турбины прежде не поставлялись в РФ, в связи с чем отсутствует опыт их установки, эксплуатации и обслуживания, повышая тем самым риски.

Продолжаются работы по подключению к сетевой инфраструктуре действующих промышленных объектов. В Амурской области ПАО «ФСК ЕЭС» в июне приступило к строительству объектов энергетической инфраструктуры для подключения к магистральным сетям Амурского ГХК «СИБУР Холдинг» (Свободненский район). Предстоит построить переключательный пункт 500 кВ «Химкомбинат» и четыре линии электропередачи общей протяженностью 12,4 км. В результате газохимический комплекс должен получить 301 МВт мощности. Также в июне в Свободном началось техническое переоснащение подстанции 220 кВ «Свободненская» мощностью 47,5 МВт.

В мае текущего года «ФСК ЕЭС» подключила к магистральным сетям электроснабжения Инаглинский ГОК (УК «Колмар») в Якутии. Объем инвестиций составил порядка 2,5 млрд рублей. В частности, построены высокоавтоматизированная подстанция 220 кВ «Налдинская» и две воздушные линии 220 кВ общей протяженностью 14 км. На открытое распределительное устройство 220 кВ были заведены заходы от действующей ЛЭП, обеспечивающей связь с Нерюнгринской ГРЭС.

Масштабным проектом в сфере электроэнергетики также является обеспечение энергетической инфраструктурой Восточного полигона «РЖД». Летом текущего года «РЖД» завершили второй этап модернизации наиболее крупной тяговой подстанции Дальневосточной железной дороги (ДВЖД) – Хабаровск-2, обеспечивающей электроснабжение грузовых поездов (в том числе сдвоенных и повышенной массы) на участке «Волочаевка – Хабаровск – Кругликово» (длиной более 100 км). На станции были завершены пуско-наладочные работы, введен в эксплуатацию второй силовой трансформатор мощностью 40 МВт с увеличенным сроком службы (30 лет).

Модернизация позволяет сократить интервал между попутно следующими поездами с 16 до 10 минут и повысить пропускную способность с 81 до 130 пар поездов по направлению к пограничным переходам и портам Приморского края. Продолжаются работы по монтажу третьего трансформатора, завершающие обновление тяговой подстанции в Хабаровске.

Также в целях увеличения объема грузоперевозок в порты Ванино и Советская Гавань в Хабаровском крае рассматривается возможность электрификации 700 км железной дороги на участках «Волочаевка II – Комсомольск-на-Амуре» и «Комсомольск-на-Амуре - Ванино – Советская Гавань». В том числе предполагается построить высоковольтную воздушную линию 220 кВ «Комсомольская – Ванино» и реконструировать линию «Селихино - Ванино».

Тяговая подстанция
^{фото: ОАО «РЖД»}

В августе ПАО «ФСК ЕЭС» приступило к модернизации закрытого распределительного устройства (ЗРУ) 10 кВ магистральной подстанции 220 кВ «Дарасун» мощностью 146 МВА в Забайкалье, которая питает в том числе тяговый железнодорожный транзит (расположена вблизи городского поселения Дарасун Карымского района и железнодорожной станции Транссиба). Инвестиции в модернизацию должны составить 168 млн рублей, а завершить работы планируется в 2024 г.

В «Россетях» тем временем отмечают повышение стоимости работ по электрификации второго этапа модернизации Восточного полигона - с 200 млрд до 250 млрд рублей. Источники финансирования для данных работ еще не определены. Генеральный директор «Россетей» А.Рюмин отмечал, что «Россети» направляли заявку на получение средств из Фонда национального благосостояния, также в качестве возможных источников рассматривались дополнительный рост тарифа, внесение средств в уставной капитал или государственная субсидия.

«Россети» также попросили перенести сроки ввода трех ЛЭП по 500 кВ для Восточного полигона, входящих в Байкальский кластер – «Нижнеангарская – Усть-Кут №1» с подстанцией «Нижнеангарская», «Нижнеангарская – Усть-Кут №2» и «Нижнеангарская - Таксимо» с подстанцией «Таксимо». Президент В.Путин одобрил возможность переноса сроков на девять месяцев.

Стоимость строительства данных объектов составляет 114,8 млрд рублей. В рамках планируемого расширения провозной способности Байкало-Амурской и Транссибирской магистралей до 180 млн тонн к 2024 г. «Россетям» предстоит построить 25 энергообъектов, из них к настоящему времени введены 13 объектов. План-график работ на Восточном полигоне предполагает, что первая ЛЭП будет поставлена под напряжение в сентябре 2023 г., а остальные - в сентябре 2024 г. Тем не менее сроки ввода объектов в эксплуатацию (получение заключения Ростехнадзора) отличаются – сентябрь 2024 г., декабрь 2025 г. и декабрь 2026 г. соответственно.

В «Россетях» в качестве причины переноса сроков называют санкционные ограничения, поскольку ряд производителей оборудования уведомили госхолдинг о невозможности поставки импортных комплектующих и оборудования. В частности, американская компания General Electric не будет поставлять комплектующие для выключателей 500 кВ. Между тем российское ООО НПП «Экра»^[2] заявляет о задержке и невозможности изготовления вторичных систем, требующихся для подстанции «Нижнеангарская».

В июле вице-премьер, полпред президента в ДФО Ю.Трутнев заявил о недостаточном объеме инвестиций в модернизацию энергетического комплекса ДФО, отметив высокую степень износа теплоэнергетических сетей, в первую очередь, в Якутии, Магаданской области, Приморском и Забайкальском краях.

ПАО «РусГидро» в течение ближайших десяти лет планирует направить на модернизацию теплосетей 39 млрд рублей. Ю.Трутнев в свою очередь заявляет о необходимости в пять раз большего объема финансирования для данных целей. Установленная Минэнерго система тарифообразования предполагает, что тарифы на коммунальные платежи не могут расти более чем на 4% в год, в то время как рост стоимости тонны угля в 2022 г. по сравнению с 2021 г. составил 74% (с 4,8 тыс. до 8,4 тыс. рублей). По мнению Ю.Трутнева, следует разработать механизм субсидирования для недопущения покрытия убытков за счет населения.

Тем временем правительственная комиссия по вопросам электроэнергетики рекомендовала расширить список проектов модернизации ТЭС на Дальнем Востоке, включив в него проекты расширения угольных Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) в Якутии и Партизанской ГРЭС (280 МВт) в Приморском крае ПАО «РусГидро», проекты модернизации девяти блоков Приморской ГРЭС (1,5 ГВт) «Сибирской генерирующей компании» (СГК) в Приморском крае (Лучегорск). Проекты будут окупаться за счет повышенных платежей потребителей электроэнергии в западной части РФ, на Урале и в Сибири.

Стоимость проектов пока не называлась, но в 2021 г. капитальные расходы оценивались в сумму примерно 166 млрд рублей. В соответствии с правилами оптового энергетического рынка, новые объекты могут быть добавлены в перечень программы модернизации только после технологического и ценового аудита, заключения госэкспертизы.

СГК рассчитывает запустить четыре энергоблока Приморской ГРЭС до конца 2023 г., два блока – в конце 2024 г., три блока – в конце 2025 г. Правительственной комиссией был одобрен состав работ на Приморской ГРЭС, аудит которой еще не проводился. На Нерюнгринской ГРЭС новый блок «РусГидро» намерено построить к концу 2025 г., блок Партизанской ГРЭС – к концу 2026 г. В то же время в «Сообществе потребителей энергии» настаивают на необходимости проведении независимого и публичного аудита, в целях оптимизации проектов модернизации.

Следует отметить, что «РусГидро» столкнулось с трудностями при строительстве четырех дальневосточных станций. Холдингу повторно пришлось проектировать энергоблоки на Хабаровской ТЭЦ-4, Якутской ГРЭС-2 и Артемовской ТЭЦ-2, где планировалось ставить турбины модели 6F.03 «Русских газовых турбин». Решение было принято в связи с необходимостью менять основное оборудование. На Хабаровскую ТЭЦ-4 планируется установить новую газотурбинную установку, на Артемовскую ТЭЦ-2 - парогазовую установку с использованием четырех газовых турбин мощностью до 160 МВт. Сроки запуска Хабаровской ТЭЦ-4 сдвигаются на два года, Артемовской ТЭЦ-2 - на год (для обеих станций - до 2027 г.).

На Якутской ГРЭС-2 предполагается поставить паросиловую установку (ПСУ) с двумя паровыми турбинами по 80 МВт. Ее ввод сместится на два года - до конца 2027 г. Также предполагается отложить запуск Владивостокской ТЭЦ-2 на ПСУ - один блок должен быть введен в 2023 г., второй блок - в 2025 г., третий - в 2027 г.

Владивостокская ТЭЦ-2
^{фото: «РусГидро»}

В «РусГидро» все же рассматривали вариант приобретения иранских газовых турбин, учитывая, что турбины российского производства менее мощные, а заводы по их производству уже загружены. Технология ПСУ считается устаревшей, но ее использование для ТЭЦ, имеющих критическое значение для энергоснабжения регионов, оправдывается требованиями обеспечивать безопасность энергоснабжения.

Следует отметить, что в Минэкономразвития планируют ввести новую методику оценки эффективности субсидирования тарифов на электроэнергию на Дальнем Востоке^[3] - она будет основана на показателях ста наиболее крупных компаний каждого субъекта ДФО, таких как динамика инвестиций компаний, количество сотрудников и объем потребления электроэнергии. Не будут учитываться такие показатели, как динамика валового регионального продукта (ВРП) и индекс промышленного производства.

На сегодняшний день разницу между экономически обоснованным и фактическим тарифами покрывает оптовый энергорынок (западная часть страны, Сибирь, Урал) через специальную надбавку на энергомощность. За четыре последних года выплаты оптового рынка превысили 142,7 млрд рублей, в 2022 г. потребителям на оптовом рынке предстоит заплатить еще 33,6 млрд рублей. Свернуть действие данного механизма предполагается к 2028 г.

Новую методику не одобряют промышленные потребители, полагая, что она измеряет степень привлекательности льготного тарифа, но не его экономическую отдачу. В частности, показатель прироста занятости расценивается как избыточный, так как он противоречит планам инвестировать в эффективные технологии и автоматизацию производства. В Минэкономразвития объясняют выбор показателей предположением о том, что определенные эффекты от механизма снижения цен рассматриваются заинтересованными ведомствами в качестве более приоритетных.

В то же время в «Совете рынка» (регулятор энергорынков) рассматривают ВРП и индекс промышленного производства как слишком обобщенные показатели, тогда как механизм снижения цен не влияет на всех дальневосточных потребителей и не оказывает существенного влияния на динамику данных показателей в регионах с небольшой субсидией (Забайкальский край, Бурятия). В регуляторе полагают, что оценка эффективности более целесообразна для самых энергоемких предприятий в изолированных районах, поскольку для них снижение цен имеет наибольшую инвестиционную привлекательность. В «Совете рынка» называют важными факторами повышение энергоэффективности производства, изменение технологий и продуктовой линейки предприятий, а также конъюнктуру рынка сбыта.

Тем временем наиболее крупный участник энергетического рынка Дальнего Востока – «Дальневосточная генерирующая компания» (ДГК) консолидирует активы. В июле текущего года в ее состав вошли Благовещенская ТЭЦ мощностью 404 МВт (Амурская область) и ТЭЦ в Советской Гавани^[4] мощностью 126 МВт (Хабаровский край, введена в эксплуатацию в 2020 г. для замещения мощности Майской ГРЭС). Ранее они эксплуатировались ДГК в рамках договоров аренды и эксплуатации с «РусГидро» (принадлежали дочернему обществу холдинга – АО «РАО Энергетические системы Востока»). В феврале текущего года в состав ДГК вошла также ТЭЦ «Восточная» в Приморском крае.

Что касается внедрения зеленой энергетики, то ПАО «РусГидро» запустило в июне в Верхоянске гибридный энергокомплекс мощностью 3,7 МВт, который включает дизельную электростанцию, солнечную генерацию и системы аккумулирования энергии. В рамках соглашения между «РусГидро» и правительством Якутии предполагается реализовать в регионе шесть пилотных проектов по модернизации дизельной генерации с использованием солнечной энергетики. Первым реализованным проектом является введенный в сентябре прошлого года энергокомплекс в Табалахе Верхоянского района. Строительство четырех станций в Момском районе планируется завершить до конца текущего года.

 

Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.

 

---

^[1] Завод в Ярославской области. До 2019 г. «Интер РАО» принадлежало 25% предприятия, «Объединенной двигателестроительной корпорации» «Ростеха» - 25%, 50% было у GE. Весной 2019 г. «Интер РАО» приобрело акции ОДК, увеличив долю в «Русских газовых турбинах» до 50%. У GE остались 49%, у «Интер РАО» при этом есть опцион на выкуп остальных акций.

^[2] Специализируется на производстве релейной защиты и автоматики. Базируется в Чебоксарах, подконтрольна Н.Дони, А.Наумову и О.Саевичу.

^[3] Механизм снижения цен был запущен в 2017 г.

^[4] Крупнейший источник энергии для Советско-Гаванского промышленно-транспортного узла.

Продолжается обсуждение реализации проектов по обеспечению электроэнергией крупных промышленных объектов на Дальнем Востоке. Минэнерго РФ в декабре минувшего года предложило включить систему электроснабжения Баимского ГОКа в Чукотском АО (Билибинский район, казахстанская компания KAZ Minerals) в перечень технически изолированных энергозон (внесенный ведомством проект находится на этапе публичных обсуждений). Проблемой является невозможность для ГОКа и «Росатома» заключить свободный двусторонний договор (СДД) на приобретение электроэнергии, так как в ДФО ее стоимость регулируется, а оплата производится за фактически полученные объемы электроэнергии. Таким образом, в случае существенного сокращения объемов потребления заказчиком, не может быть гарантирована договорная выручка поставщика.

С помощью включения предприятия в изолированную энергозону появится возможность для комбината заключить свободный двусторонний договор[1] с «Росатомом», как единственному промышленному потребителю, по принципу «take or pay» на приобретение электроэнергии плавучих атомных энергоблоков (ПЭБ). Контракт для привлечения финансирования на строительство энергоблоков изначально предполагалось заключить между предприятием и госкорпорацией в первом квартале 2022 г. Стоимость строительства четырех энергоблоков оценивалась в 190,2 млрд рублей (с НДС)[2].

Изначально предложение о внесении поправок в закон «Об электроэнергетике» принадлежало ФАС и «Росатому», однако их не поддержало Минэнерго. В ведомстве при этом поддерживают создание новой изолированной энергосистемы, не связанной технологически с чукотской энергосистемой, так как оно не потребует внесения дополнительных изменений в нормативные правовые акты. Также против данного варианта не возражает ФАС.

В марте на конкурс[3] по строительству новой генерации для энергоснабжения Восточного полигона ОАО «РЖД» в Бодайбинском районе Иркутской области поступила одна заявка - от государственной компании «Интер РАО». Компания предложила проект строительства газовой ТЭС в районе. Энергоснабжение необходимо в целях достижения плана по расширению участков Байкало-Амурской и Транссибирской магистралей до пропускной способности в 180 млн тонн к 2024 г. Для отбора проектов на основе принципа технологической нейтральности были заявлены требования по мощности ГЭС не менее 450 МВт, мощности ТЭС – не менее 450 МВт и не более 500 МВт, начало поставки мощности с 1 июля 2027 г. и доходность проекта в 12,5% годовых.

Интерес к проекту проявляли En+ (проект Тельмамской ГЭС), «Газпром энергохолдинг», «СУЭК». Отсутствие компаний на конкурсе могло быть обусловлено ростом ставки ЦБ до 20% при доходности проекта в 12,5%. В текущих условиях также возникают проектные риски, такие как неопределенность по поводу уровня затрат на фоне роста мировых цен на металлы и курсовой волатильности, высокие ставки проектного финансирования, инженерные риски при использовании зарубежных комплектующих. В связи с этим проект может оказаться более затянутым по срокам.

Компания ПАО «Селигдар» и АО «Русатом Оверсиз» (госкорпорация «Росатом») в январе текущего года подписали соглашение о поставке и потреблении энергии атомной станции малой мощности (АСММ) для разработки месторождения золота Кючус в Якутии (Усть-Янский и Верхоянский районы). Месторождение будет обеспечено электроэнергией на срок в 40 лет (начиная с июля 2028 г.). Срок использования атомной энергии может быть увеличен при условии расширения запасов месторождения. Договор на поставку энергии должен быть заключен не позднее 30 сентября 2025 г. В рамках разработки месторождения «Селигдар» рассчитывает использовать не менее 35 МВт электроэнергии атомной генерации.

«Южно-Верхоянские энергосети» (ЮВЭС) намерены во втором квартале 2022 г. ввести в эксплуатацию линию электропередач (ЛЭП) 110 кВ до Нежданинского месторождения в Якутии (Томпонский район) входящей в «Полиметалл» «Южно-Верхоянской горнодобывающей компании». В настоящее время электроэнергия поставляется на производственную площадку с собственного энергокомплекса компании, работающего на дизельном топливе, который после подключения ЛЭП должен продолжить работу в качестве резервного источника питания.

Тем временем в Магаданской области на плановые показатели вышла солнечная электростанция горно-обогатительного комбината Кубака «Омолонской ЗРК», запущенная в 2021 г. В январе-марте 2022 г. на станции было получено 500 тыс. кВт.

Что касается развития зеленой энергетики, то ПАО «РусГидро» в феврале сообщило о планах строительства в Верхоянском районе Якутии 12 гибридных электростанций с использованием возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Первая из них в минувшем году уже была введена в эксплуатацию в селе Табалах. На текущий год намечен ввод гибридной электростанции в Верхоянске. Также автоматизированные гибридные энергоустановки должны быть размещены в поселках Батагай, Сайды, Бетенкес, Борулах, Арылах, Юнкюр, Дулгалах, Суордах, Столбы, Барылас и Алысардах.

Между тем «Росатом» в феврале приступил к изучению ветра и атмосферных условий на Сахалине в целях последующего строительства на острове ветряных электростанций (ВЭС). Дочерняя компания «Росатома» - АО «Новавинд» (ветроэнергетический дивизион), приступила к поискам подрядчика, который займется исследованиями сахалинских ветровых ресурсов. Стоимость работ оценивалась в 233,17 тыс. евро (по курсу валюты 86,27 рублей).

Исполнитель должен оборудовать будущие площадки ВЭС ветроизмерительными комплексами и в течение года осуществлять мониторинг ветровых ресурсов. В частности, измерениям подлежат скорость ветра, его направление, температура воздуха, влажность, давление. Исследования должны проводиться на высоте 80 м над уровнем моря. На основании полученных данных предстоит разработать план оптимального расположения ветроэнергетической установки на местности и провести расчет выработки энергии ВЭС. Строительство ветроэлектростанций предполагается осуществлять по соглашению между «Новавинд» и правительством Сахалинской области, в соответствии с которым в регионе к 2024 г. должны быть введены в эксплуатацию ветропарки общей мощностью до 200 МВт.

Развитие ветроэнергетики предусмотрено областной климатической программой (утверждена региональным правительством). Она предусматривает к 2025 г. выработку 15-28% от общей выработки электрической энергии в регионе на базе возобновляемых источников энергии. В Сахалинской области была в текущем году построена первая солнечная электростанция мощностью 250 кВт – на острове Итуруп (в районе села Рейдово). Инвестором выступила компания «ДальЭнергоИнвест».

Группа компаний «Хевел» рассчитывает до 2024 г. построить семь солнечных электростанций в Забайкальском крае совокупной мощностью 313,5 МВт общей стоимостью порядка 30 млрд рублей. В частности, по две станции предполагается разместить в Борзинском, Забайкальском и Агинском районах, одну – в Нерчинском районе. Все объекты прошли отбор в Минэнерго.

При этом в декабре прошлого года вице-премьер, полпред президента в ДФО Ю.Трутнев поручил Минпромторгу совместно с «РусГидро» представить в Минэнерго информацию о российских производителях оборудования для автономных гибридных энергоустановок в целях достижения надежного энергообеспечения отдаленных территорий. Минэнерго должно совместно с «РусГидро» подготовить и направить в Минпромторг предложения по типовым техническим решениям для надежного энергообеспечения отдаленных и изолированных населенных пунктов Дальнего Востока и Арктики. При этом должна быть предусмотрена возможность сборки модульных автономных гибридных энергоустановок на основе дизельной генерации и возобновляемых источников энергии, в том числе с применением накопителей электроэнергии для стабилизации нагрузки.

Следует отметить, что к реализации проектов в сфере альтернативной энергетики в ДФО проявляли интерес иностранные инвесторы. Так, датская компания Copenhagen Offshore Partners, специализирующаяся на инвестициях в возобновляемые источники энергии, в конце 2021 г. сообщила о рассматриваемой возможности арендовать часть территории курильского острова Шумшу[4] в целях реализации проекта по ветряной и водородной энергетике производительностью 1,5 ГВт энергии ветра и 120 тыс. тонн водорода с последующим экспортом в Японию. Объем инвестиций предварительно оценивался в 2-2,5 млрд долларов. Представители компании в том числе просили предоставления земли под проведение изысканий. О поддержке проекта тогда заявил губернатор Сахалинской области В.Лимаренко, а против возможной аренды всей территории острова выступил Ю.Трутнев. В апреле в сахалинском правительстве сообщили об остановке переговоров по проекту с датской компанией.

В то же время власти Хабаровского края в начале года выступали с предложением к оператору проекта «Сахалин-1» Exxon Neftegaz Limited (американская компания Exxon Mobil) выступить инвестором строительства Тугурской приливной электростанции (ПЭС) мощностью 8 ГВт в Тугурском заливе Охотского моря. Объем необходимых инвестиций в 2020 г. оценивался в сумму порядка 30 млрд долларов. В руководстве Exxon Neftegaz Limited сообщали о наличии готовности перейти в стадию переговоров по данному вопросу.

Тугурскую ПЭС предполагалось использовать в качестве источника энергии для создания центра по производству водорода и аммиака. Срок строительства оценивался в одиннадцать лет. После начала вооруженного конфликта на Украине и введения санкций компания Exxon Neftegaz Limited заявила о намерении покинуть проект «Сахалин-1» и отказаться от проекта «Дальневосточный СПГ», таким образом в текущих условиях возвращение к обсуждению участия в строительстве ПЭС является маловероятным.

В ряде дальневосточных регионов по итогам 2021 г. был зафиксирован рост потребления электроэнергии – в Амурской области, Якутии, Приморском и Хабаровском краях. В целом по ДФО объем услуг по передаче электроэнергии в прошлом году превысил 23,8 млрд кВт/ч, что на 3,2% превысило энергопотребление 2020 г. (а также стало наиболее высоким показателем компании ДРСК). Наибольший рост зафиксирован ДРСК на Южно-Якутских электрических сетях – на 8,8%. Динамика была обеспечена за счет ввода новых мощностей для объектов УК «Колмар». Рост потребления среди крупных потребителей также отмечен в Хабаровском крае, в Приамурье он был обеспечен благодаря подключению к сетям малого бизнеса и увеличению потребления среди населения. В целом в 2021 г. ДРСК подключила свыше 11 тыс. новых потребителей, что на 20% больше, чем годом ранее.

Тем временем в Иркутской области заявляют о значительном росте энергопотребления в связи с нелегальным майнингом криптовалюты, для ведения которого регион привлекателен из-за низкой стоимости электроэнергии. В 2021 г. потребление электроэнергии населением в регионе выросло на 21%[5] по сравнению с 2020 г. – с 3,2 млрд кВт/ч до 3,9 млрд кВт/ч. Майнинговые фермы в частном секторе и на территориях дачных кооперативов потребляют большое количество электроэнергии для работы вычислительного оборудования и систем охлаждения. Напомним, что в регионе наиболее низкая стоимость электроэнергии для населения в стране – 1,23 рубля за 1 кВт/ч, для сельской местности - 0,86 рублей за 1 кВт/ч, для малых предприятий – около 3,6 рублей за 1 кВт/ч[6]. В связи с запретом на майнинг в КНР, значительная часть оборудования была в том числе перевезена в Иркутскую область.

Гарантирующий поставщик электроэнергии в Иркутской области «Иркутскэнергосбыт» (входит в «Иркутскэнерго») в прошлом году начал судиться с владельцами майнинговых ферм в частных домах региона, в связи с использованием низких тарифов. В 2021 г. было подано 85 исков на общую сумму 73,3 млн рублей (выиграть удалось только девять дел, после чего владельцы были переведены на коммерческий тариф). В целом «Иркутскэнергосбыт» обнаружил в прошлом году более 1 тыс. случаев незарегистрированного майнинга в регионе, в том числе несущего угрозу нарушений стабильного энергоснабжения и повышающего риск аварий. Потребление энергии легальными майнерами оценивается в более чем 250 мВт (в регионе зарегистрировано порядка 60 таких организаций[7]), нелегальными – в 450-400 мВт.

В «Сообществе потребителей энергии» полагают, что необходимо принятие нормативного решения, исключающего использование льготных бытовых тарифов для коммерческого энергопотребления в жилом секторе. Тем временем в Ассоциации гарантирующих поставщиков и сбытовых компаний указывают на то, что сбытовые компании не должны осуществлять квалификацию деятельности потребителя, у них зачастую отсутствует необходимая доказательная база для судов. В качестве более эффективного механизма предлагается введение дифференцированного тарифа для населения.

Губернатор Иркутской области И.Кобзев предлагал объявить майнеров предпринимателями на законодательном уровне и подключать их к сетям по тарифам для предприятий. Также И.Кобзев отмечал, что майнинговые фермы должны договариваться с сетевой компанией о подключении по выделенной линии в целях снижения нагрузки на распределительные сети городов и поселков. Глава региона в том числе заявлял о готовности предоставить легальным майнерам площадку для промышленного майнинга (например, в Усть-Илимске). В свою очередь, в Минэнерго придерживаются позиции, что такое решение должно приниматься на федеральном уровне. Кроме того, высказываются аргументы о том, что проблема не является настолько острой. Так, член экспертной группы при Госдуме по регулированию майнинга и рынка криптовалюты, иркутский предприниматель Д.Мартыняк заявлял о том, что в регионе частично майнингом занимаются юридические фирмы, уже платящие повышенный тариф, и высказывал опасения, что в регионе могут быть повышены тарифы.

В ДФО реализуются проекты по увеличению мощности действующих энергообъектов. ПАО «РусГидро» на 16% увеличило мощность возводимой в Магаданской области (на реке Колыма) Усть-Среднеканской ГЭС[8] - до 427,5 МВт (на 58,5 МВт). Компанией «Силовые машины» (ООО «Севергрупп» А.Мордашова) была проведена замена временного рабочего колеса турбины гидроагрегата №2 на постоянное[9]. «Силовые машины» должны поставить на ГЭС гидротурбину с системой автоматического управления, гидрогенератор и вспомогательное оборудование для гидроагрегата №4. В текущем году планируется ввести в эксплуатацию гидроагрегат №4 и вывести станцию на проектную мощность в 570 МВт. Завершение строительства намечено на 2023 г.

Следует напомнить, что первые два гидроагрегата станции были введены в 2013 г. с использованием временных рабочих колес гидротурбин (с которыми каждый гидроагрегат может достигать мощности 84 МВт). Рабочее колесо гидроагрегата №1 было заменено летом 2021 г. На введенном в эксплуатацию в 2019 г. гидроагрегате №3 изначально использованы постоянные рабочие колеса.

Тем временем в Хабаровском крае на площадке строительства Хабаровской ТЭЦ-4 «РусГидро» выполнен основной объем подготовительного этапа строительства. В том числе был демонтирован ряд объектов Хабаровской ТЭЦ-1, возведен строительный городок, начато сооружение фундаментов аккумулирующих баков и технологической эстакады, ведется перекладка сетей водопровода. Хабаровская ТЭЦ-4 призвана заменить изношенную Хабаровскую ТЭЦ-1 (была введена в эксплуатацию в 1954 г.). Ее проектная установленная электрическая мощность должна составить 320,8 МВт, тепловая мощность – 1,363,3 Гкал/час, проектная среднегодовая выработка электроэнергии – 1,7 млрд кВт/ч.

ПАО «ФСК ЕЭС» инвестирует 82 млн рублей в модернизацию распределительного устройства 6 кВ на подстанции 220 кВ «Районная» в Бурятии, которая является наиболее мощной в республике. На энергообъекте установлено силовое трансформаторное оборудование общей мощностью 544 МВА. Крупными потребителями энергии объекта, в частности, являются Улан-Удэнский авиационный завод (АО «Вертолеты России»), а также Улан-Удэнская птицефабрика и Заудинский мелькомбинат.

«Россети» до 2024 г. намерены инвестировать свыше 9 млрд рублей в развитие и модернизацию сетей Приморского края. В том числе рассматривается вопрос строительства подстанции 220 кВ в Надеждинском районе для нормализации электроснабжения Хасанского и Надеждинского районов. В Забайкальском крае в 2022 г. «Россети» рассчитывают направить на модернизацию и ремонт электросетей 1,8 млрд рублей (рост капвложений на 8% по отношению к 2021 г.). В том числе крупным проектом является технологическое присоединение Зашуланского угольного месторождения (ООО «Разрезуголь») и ГОКа на Уконинском месторождении золота (ГК «Золотой актив»). К объектам предстоит проложить линии электропередач и построить подстанцию. Также «Россети» планируют запустить гибридные электроустановки в одиннадцати селах Забайкалья в целях энергоснабжения изолированных территорий.

В декабре 2021 г. перешла новому владельцу генерирующая компания ТГК-14. Им стало ранее не известное на рынке АО «Дальневосточная управляющая компания» (ДУК)[10], принадлежащее бывшему вице-губернатору Приморского края по энергетике (2010-12 гг.) В.Мяснику, который прежде возглавлял ТГК-14 (в 2015-17 гг.) и руководил дирекцией капремонта и реконструкции объектов электрификации ОАО «РЖД». Компания предположительно может быть связана с группой «Синара» Д.Пумпянского, объединяющей активы в различных отраслях. «Синара», в частности, выступает крупным поставщиком железнодорожной техники для «РЖД» с объемом продаж более чем на 100 млрд рублей в год (машиностроительный дивизион «Синара – Транспортные машины»). Тем не менее, в «Синаре» отрицали факт приобретения ТГК-14.

Компания выкупила[11] 92,2% акций ТГК-14 у структур ОАО «РЖД» и подконтрольного ему НПФ «Благосостояние» (им принадлежало 39,8% и около 50% соответственно). Актив пытались продать в течение длительного времени. Так, «РЖД» выставляли свой пакет на торги с минимальной стоимостью 1-2 млрд рублей (в 2019 г. и в 2020 г.), но на конкурс не было заявлено участников.

Напомним, что ТГК-14 принадлежит семь ТЭЦ в Забайкальском крае и Бурятии (вторая ценовая зона)[12] мощностью 649,6 МВт. Капитализация компании на Московской бирже составляла 3,84 млрд рублей, выручка за 2020 г. – 12,7 млрд рублей, а прибыль – 316,7 млн рублей.

При этом в текущем году дальневосточные электростанции столкнулись с проблемой пополнения запасов угля на фоне повышения его стоимости. В частности, рост цен на уголь для ТЭС[13] в 2020-22 гг. превысил 200%, а для Нерюнгринской ГРЭС (570 МВт) в Якутии он достиг 469%, на что в том числе повлияло сокращение добычи на ГОК «Денисовский» («Колмар»)[14]. В конце февраля «РусГидро» был открыт тендер на приобретение 32,97 тыс. тонн угля для ГРЭС с начальной максимальной ценой 376,8 млн рублей, но на аукцион не поступило заявок. Производители твердого топлива в большей степени ориентированы на экспортные поставки, приносящие более высокий доход на фоне текущего курса рубля[15] и наличия спроса на уголь на азиатских рынках.

Отклонение фактических запасов угля от утвержденных на станциях негативно влияет на их работу, учитывая, что тарифы в ДФО регулируются. Такая ситуация может принести значительные убытки Дальневосточной генерирующей компании, управляющей крупными дальневосточными ТЭС[16]. В целях стабилизации ситуации Минэнерго начало работать по вопросу обеспечения станций дополнительными резервами, а правительству Якутии рекомендовано обратиться в территориальные органы ФАС для выявления возможных фактов злоупотребления монопольным положением региональными поставщиками. ФАС предложила ввести возможность закупки теплоснабжающими компаниями угля и мазута на биржевых торгах или же предусмотреть возможность заключения долгосрочных договоров с учетом биржевых и внебиржевых индикаторов цен.

В 2022 г. ДГК рассчитывает направить 7,2 млрд рублей на проведение ремонта основного оборудования теплоэлектростанций (в минувшем году сумма составляла 5,2 млрд рублей). В рамках ремонтной кампании текущего года планируется провести 45 капитальных ремонтов, в том числе на Хабаровской ТЭЦ-1 запланирован ремонт котлоагрегата, турбины, трансформатора и двух генераторов, на Хабаровской ТЭЦ-2 два котлоагрегата должны пройти капитальный и средний ремонт с заменой и реконструкцией основных элементов. В Приморье значительный объем работ предполагается провести на котельном и турбинном оборудовании Владивостокской ТЭЦ-2. Также будет проведен ремонт котельного оборудования Артемовской ТЭЦ и ремонт оборудования Нерюнгринской ГРЭС.

---

[1] Сроком на 40 лет.

[2] Полный тариф – 6,45 рублей за кВт/ч (в ценах 2020 г.) с ежегодной индексацией по инфляции. Для потребителей в Чукотском АО тариф составляет около 5,75 рублей за кВт/ч с учетом субсидии, в то время как экономически обоснованный тариф - 32,7 рублей.

[3] Отбор проектов по принципу технологической нейтральности.

[4] Расположен в 11 км от Камчатки и в 2 км от ближайшего обитаемого острова Парамушир, на сегодняшний день остров Шумшу является необитаемым, на нем отсутствуют какие-либо поселения и проживают только смотрители двух маяков.

[5] В «Иркутскэнергосбыте» отмечают, что данный показатель в четыре раза превосходит разницу потребления между 2019 г. и 2021 г.

[6] Тарифы, установленные 1 июля 2021 г. С 1 июля 2022 г. тарифы вырастут на 5,7% - до 1,30 рублей и 0,91 рублей за кВт/ч для городского и сельского населения соответственно.

[7] Юридические лица, имеющие договор на потребление электроэнергии, подключены к электросетям. Однако они не являются предпринимателями (майнинг не включен в реестр предпринимательской деятельности).

[8] Строительство начато в 1991 г., первые два гидроагрегата станции введены в эксплуатацию в 2013 г.

[9] Изготовлено на «Ленинградском металлическом заводе» в Санкт-Петербурге.

[10] Компания занимается выдачей кредитов и вложениями в ценные бумаги. Выручка за 2020 г. составила 8,55 млн рублей, чистая прибыль – 1,23 млн рублей. Генеральным директором компании является А.Чернов, также руководящий компанией «Приморкоммунэнерго».

[11] Стоимость сделки не раскрывается.

[12] На ТЭЦ-1 в Бурятии (Улан-Удэ) в конце 2021 г. произошла крупная авария, ущерб от которой составил порядка 100 млн рублей.

[13] Крупные ТЭС на Дальнем Востоке находятся под управлением Дальневосточной генерирующей компании (ДГК, «РусГидро»), их установленная энергомощность составляет 5,9 ГВт. В 2020 г. объем потребления угля ДГК составил 8,9 млн тонн.

[14] Отгрузка угля до станций была приостановлена до 20 апреля.

[15] Наиболее существенно выросли в цене дешевые марки углей – с 400-600 рублей до 2-2,5 тыс. рублей за тонну, в то время как цена на качественные марки угля увеличилась с 2-3 тыс. рублей до 4-5 тыс. рублей за тонну.

[16] В настоящее время доля топливной составляющей в себестоимости производства энергии в ДГК составляет 40-60%. В 2021 г. выручка ДГК составила 80,17 млрд рублей, чистый убыток – 6,1 млрд рублей.

– Виталий Леонидович, какие события были взяты за точку отсчета, какой момент считается рождением оперативно-диспетчерского управления? 

– К 1920-м годам в западной части страны начался процесс объединения электрических станций друг с другом, поскольку это давало более стабильное электроснабжение, возможность взаимного резервирования станций, позволяло экономить топливо. По сравнению с нынешними масштабами каждая такая энергосистема уместилась бы в самый маленький из современных энергорайонов, но существовать без диспетчеризации она уже не могла. Так в электроэнергетике появилось диспетчерское управление как отдельная технологическая функция. Управление объединенных государственных электростанций Московского района Главэлектро ВСНХ 17 декабря 1921 года утвердило «Положение о мерах для координирования параллельной работы электрических станций, входящих в состав Московского районного объединения» и «Календарь распределения нагрузки электростанций». Эти документы и стали отправной точкой создания отечественной системы оперативно-диспетчерского управления в российской электроэнергетике.

^{Источник – https://www.so-ups.ru/100/}

 

– Впереди лежал долгий путь становления?

– Почти такой же, как и у российской энергетики в целом. Оперативно-диспетчерское управление – такая же часть отрасли, как генерация или сети. Это своего рода центральная нервная система электроэнергетического комплекса страны, и без нее было бы просто невозможно функционирование все увеличивающегося числа энергообъектов как единого механизма.

Вновь обратимся к истории. К середине 1930-х началось объединение друг с другом уже не отдельных станций, а энергосистем. Их в стране насчитывалось уже 18. Первыми в октябре 1937 года объединились Ивановская и Горьковская энергосистемы. В суровом военном 1942 году было образовано первое в Российской Федерации объединенное диспетчерское управление – ОДУ Урала.

Работы по восстановлению разрушенного энергетического хозяйства расширялись по мере освобождения оккупированных территорий. Постановлением ГКО № 9795 от 5 августа 1945 года принимается решение об организации Объединенного диспетчерского управления энергосистем Центра. К 1946 году в стране действовали уже три диспетчерских центра объединенных энергосистем – Центра, Урала и Юга. Однако все ОЭС работали изолированно друг от друга. На повестке дня стояла задача их объединения.

 

– Решение этой задачи и позволило в итоге создать Единую энергосистему?

– Создание Единой энергетической системы страны началось в 1956 году с ввода в эксплуатацию воздушной линии 400 кВ Куйбышев – Москва, соединившей ОЭС Средней Волги и Центра. Уже через год Объединенное диспетчерское управление Главцентрэнерго – ОДУ Центра было преобразовано в ОДУ ЕЭС Европейской части СССР. Операционная зона его была расширена до всей европейской части страны. К существовавшей структуре «ОДУ – диспетчер энергосистем – оперативный персонал энергообъектов», добавился орган вышестоящего уровня диспетчерского управления – ОДУ ЕЭС, из которого впоследствии выросло Центральное диспетчерское управление ЕЭС СССР. Ныне это Исполнительный аппарат АО «СО ЕЭС», в составе которого работает Главный диспетчерский центр ЕЭС России.

В 1959 году было основано ОДУ Сибири, в 1960 – ОДУ Средней Волги. В 1961 году появилось ОДУ Северо-Запада, сначала с центром в Риге, а с 1992 года – в Санкт-Петербурге.

^{Источник – https://www.so-ups.ru/100/}

 

– Когда централизация электроэнергетики пришла на Восток?

– В 1968 было создано наше ОДУ Востока. Как видно, оно практически вдвое моложе системы оперативно-диспетчерского управления. До этого времени в Забайкалье и на Дальнем Востоке, которые вошли в операционную зону ОДУ Востока, шло развитие энергетических и промышленных центров, но расстояния между ними и природные условия такие, что предпосылки для создания объединенной энергосистемы появились только к самому концу 1960-х. Первая межсистемная связь заработала в 1970 году между энергосистемами Хабаровского края и Амурской области.

В 1969 году началось создание Центрального диспетчерского управления Единой энергетической системы Советского Союза – ЦДУ ЕЭС СССР. Впервые в мире было организовано трехуровневое централизованное диспетчерское управление: ЦДУ ЕЭС – ОДУ ОЭС – диспетчерские центры региональных энергосистем. Такая вертикаль позволяла обеспечить надежное управление электроэнергетическими режимами Единой энергосистемы.

Формирование Единой энергосистемы Советского Союза путем присоединения объединенных энергосистем в основном завершилось к 1978 году, когда в состав ЕЭС вошла ОЭС Сибири. Создание Единой энергосистемы позволило более рационально использовать генерирующие мощности страны и эффективно управлять энергетическими потоками.

ОЭС Востока хотя и имеет электрические связи с ЕЭС России еще с конца 1970-х и считается ее частью – второй синхронной зоной, но и в наши дни по технологическим причинам функционирует изолированно, впрочем, ее синхронная работа со всей Единой энергосистемой – вопрос уже недалекой перспективы.

^{Источник – https://www.so-ups.ru/100/}

 

– Как при этом менялась техническая база диспетчерских центров?

– Надо представлять, что изначально количество объектов диспетчеризации и перетоки электроэнергии и мощности были в десятки раз меньше, чем сейчас. К примеру, в крупнейшей в 1942 году Объединенной энергосистеме Урала в 1942 году установленная мощность электростанций составляла 1300 МВт – это в 8,5 раз меньше, чем сейчас в ОЭС Востока – наименее мощной из всех семи нынешних объединенных энергосистем в составе ЕЭС России. Совокупная длина высоковольтных линий электропередачи составляла 2354 км – в 14 раз меньше сегодняшней общей длины линий 110–500 кВ на Востоке. 

Диспетчерские пункты того времени были оборудованы только приборами контроля перетоков активной мощности и уровней напряжения, контроля частоты электрического тока и коммутаторами телефонной связи. Все расчеты выполнялись вручную, для расчета электрических режимов применялась модель сетей переменного тока, стол постоянного тока и логарифмическая линейка. Строго говоря, практически так же было оснащено и рабочее место диспетчера ОДУ Востока даже в 1970 году. Но долго такое положение сохраняться не могло.

Все возрастающая сложность эксплуатации энергетического объединения требовала более современных мощных вычислительных средств. С 1960-х годов началось оснащение сначала ОДУ ЕЭС, а потом и остальных диспетчерских центров цифровой вычислительной техникой: оперативно-диспетчерское управление одним из первых в стране стало использовать в своей работе электронно-вычислительные машины. Велись работы по созданию автоматизированных систем диспетчерского управления ОЭС и ЕЭС на базе современных систем сбора, обработки и отображения информации, получила развитие система единой сети связи, телемеханики и передачи данных, совершенствовалась система противоаварийного управления на базе ЭВМ и микропроцессорных средств сбора информации.

1970-е годы ознаменовались реформированием системы оперативно-диспетчерского управления. Все Объединенные диспетчерские управления были переданы в подчинение новой структуре – ЦДУ ЕЭС СССР. Тогда же начал формироваться оперативно-информационный комплекс, остающийся по сей день основным вычислительным комплексом оперативно-диспетчерского управления. Конечно, за это время он пережил несколько модификаций и модернизаций.

^{Источник – https://www.so-ups.ru/100/}

 

– Что стало со сложившейся системой оперативно-диспетчерского управления с распадом СССР?

– В 1990-х система оперативно-диспетчерского управления в своих принципах и основах осталась неизменной, но претерпела большие организационные преобразования вслед за всей электроэнергетикой. Было учреждено РАО «ЕЭС России». ЦДУ ЕЭС преобразовано в дочернюю компанию РАО, ОДУ – в его филиалы, диспетчерские службы региональных энергосистем стали частью АО-энерго. Иерархия ЦДУ—ОДУ—региональные диспетчерские службы не распалась, но каждый из ее уровней оказался в разном административном подчинении. Принцип технологического единоначалия в оперативном управлении сохранился, но организационная основа единой трехуровневой системы фактически была разрушена со всеми вытекающими последствиями: отсутствием единой технологической политики, унифицированных деловых процессов, системы подготовки персонала.

Новая реформа энергетики пришлась уже на 2000-е годы, и тогда все это было восстановлено на новом уровне развития – в составе государственной компании Системный оператор Единой энергетической системы, с который вошли все три уровня диспетчеризации.

Системный оператор создан 17 июня 2002 года – самым первым из компаний, появившихся в ходе реформы. Это было необходимо сделать, так как реформирование отрасли с разделением на генерирующие объекты и сети было невозможно без единой, монолитной и стабильно работающей системы технологического управления. Электроэнергетика – это процессы непрерывного цикла, и допустить, чтобы на них хоть как-то повлияли административные решения, было немыслимо.

Нижний уровень структуры оперативно-диспетчерского управления – региональные диспетчерские управления – во многих операционных зонах были созданы заново. У нас на Дальнем Востоке ими стали Амурское, Приморское и Хабаровское РДУ. К 2008 году организация сети филиалов Системного оператора была в целом завершена.

^{Источник – https://www.so-ups.ru/100/}

Появление Системного оператора привело к коренной модернизации технологической и ИТ-инфраструктуры оперативно-диспетчерского управления. Сейчас все технологические процессы по управлению режимом работы энергосистем осуществляются по единым стандартам, на унифицированном программном обеспечении, чего ранее никогда не было. Это позволяет достичь высокой эффективности и надежности управления энергосистемой. И действительно, время работы ЕЭС России с отклонением от нормальной частоты 50 Герц за весь почти 20-летний период существования Системного оператора стремится к нулю. Мнемонические мозаичные диспетчерские щиты уступили место «видеостенам» – видеопроекционным щитам, обеспечивающим больший объем, точность и оперативность информации о состоянии объектов электроэнергетики. К слову, сейчас щиты уже выполнены на ЖК-панелях. Диспетчерская связь была организована на основе волоконно-оптических линий, обеспечивающих более высокую скорость и надежность передачи данных. Диспетчерские центры стали размещаться в отдельных зданиях, оборудованных по высоким стандартам, с системами гарантированного электроснабжения, физической безопасности и другими средствами – на случай чрезвычайных ситуаций.

 

– В следующем году Системному оператору исполнится уже 20 лет. Что можно отметить из наиболее значимого для оперативно-диспетчерского управления за последнее десятилетие?

– 2010-е годы ознаменовалось интеграцией в ЕЭС России энергосистем Республики Крым и двух энергорайонов Республики Саха (Якутия), вошедших в состав ОЭС Востока. В частности, благодаря этому у нас на Дальнем Востоке появилось четвертое РДУ – Якутское.

Была проделана большая работа по обновлению нормативной базы отрасли, включающая в себя разработку и принятие «Правил технологического функционирования электроэнергетических систем». Системный оператор в тесном сотрудничестве с крупнейшими участниками отрасли реализовал целый ряд проектов сфере цифровизации – дистанционное управление оборудованием энергообъектов, внедрение мониторинга запасов устойчивости энергосистем, развитие центральных систем противоаварийной автоматики третьего поколения и многих других.

Ко второму десятилетию XXI века оперативно-диспетчерское управление подошло с накопленным за столетие уникальным опытом решения ключевых общеотраслевых задач, а Системный оператор стал системообразующей компанией отрасли и двигателем происходящих в российской энергетике масштабных изменений.

 
^{Источник – https://www.so-ups.ru/100/}

– Каким был для ОДУ Востока уходящий 2021-й год, каким видится следующий?

– Можно сказать, что 2021 года прошел для ОДУ Востока под флагом дальнейшего последовательного совершенствования системы оперативно-диспетчерского управления и повышения эффективности управления электрическими режимами ОЭС Востока. Эпохальных громких событий, подобных присоединению Центрального и Западного энергорайонов энергосистемы Якутии, не было. Но вместе с тем непрерывно велась и продолжается работа, на первый взгляд малозаметная внешне.

Совершенствуются технологии выбора состава включенного генерирующего оборудования для повышения экономичности генерации и система мониторинга запасов устойчивости для максимального использования пропускной способности существующей электрической сети без снижения требуемых параметров надежности энергосистемы. Выполнена большая научно-исследовательская работа по экспериментальному определению фактических статических характеристик нагрузки по напряжению для потребителей Южно-Якутского района электроэнергетической системы Республики Саха, и полученные данные уже учтены в расчетных моделях ОЭС Востока. Увеличено число контролируемых сечений – так на нашем «диспетчерском языке» принято называть совокупность линий электропередачи и других элементов сети, перетоки активной мощности по которым контролируются и регулируются для обеспечения устойчивости энергосистемы и допустимых режимов работы линий электропередачи и оборудования. Были проведены расчеты и определены режимные условия для ввода в работу новых генерирующих и электросетевых объектов, в частности, Свободненской ТЭС, новых линий электропередачи 220 кВ, подстанций 220 кВ Налдинская, Строительная и других.

Совместно с «Россетями» продолжается реализация проектов дистанционного управления. Благодаря этому персонал диспетчерских центров имеет возможность управления оборудованием объектов электроэнергетики с использованием автоматизированной системы производства переключений, что позволяет 5–10 раз сократить длительность производства оперативных переключений по сравнению с их выполнением по командам диспетчерского персонала. Это значит, что аварии могут ликвидироваться быстрее, меньше времени тратится на вывод и ввод в работу оборудования, отчего режимы работы энергосистемы становятся более оптимальными и экономичными. Например, в 2021 году первые управляемые дистанционно подстанции появились в Амурской области и Якутии, также новые проекты были реализованы в Хабаровском и Приморском краях. В настоящее время завершается работа по переводу на дистанционное управление первого на Дальнем Востоке объекта класса напряжения 500 кВ – подстанции Лозовая в Приморье.

И уже сейчас понятно, что в следующем году нам тоже скучать не придется – энергетика Дальнего Востока стремительно развивается, продолжается реализация крупных проектов, связанных с освоением месторождений и развитием транспортной магистральной инфраструктуры. Буквально в декабре пришли новости о том, что Президент России поручил правительству утвердить планы по строительству электросетей для объединения ОЭС Востока и ОЭС Сибири к июлю следующего года. Новая страница оперативно-диспетчерского управления пишется у нас на глазах.

 

СПРАВКА

Системный оператор Единой энергетической системы (АО «СО ЕЭС») – специализированная организация, единолично осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление в ЕЭС России. Специалисты компании решают множество сложных и ответственных задач: прогнозирование потребления электроэнергии и мощности, планирование электроэнергетического режима, круглосуточное управление энергообъектами, участие в перспективном развитии энергосистемы.

Филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ Востока управляет режимами четырех энергосистем Объединенной энергосистемы Востока, расположенных на территории пяти субъектов Российской Федерации: Амурской области, Приморского и Хабаровского краев, Еврейской автономной области, а также Республики Саха (Якутия).

Трамплин в новую реальность

Будущее водородной энергетики обсудили на сессии «Здоровые амбиции: презентация прорывных проектов Дальнего Востока». В дискуссии участвовали представители институтов развития, органов исполнительной власти и научного сообщества.

«Зеленая повестка» строилась вокруг двух стратегических проектов - создания приливной электростанции на Камчатке и развития водородного кластера на Сахалине. Ожидается, что в совокупности эти проекты к 2050 году помогут обеспечить экспорт из России экологически чистых видов водорода на $100 млрд в год и станут «трамплином в новую энергетическую реальность».

Модератор сессии, руководитель практики по работе с компаниями сектора энергетики и коммунального хозяйства КПМГ в России и СНГ Василий Савин отметил, что многие страны сегодня стремятся к низкоуглеродному развитию экономики, принимают водородные стратегии и «лихорадочно движутся к снижению CO₂ в атмосфере». Особенно явной эта тенденция стала в условиях ковидной реальности. Появилась надежда, что цели Парижского соглашения по климату, Киотского протокола могут быть реализованы.

Проект по созданию водородного кластера на Сахалине представил губернатор Сахалинской области Валерий Лимаренко. Он отметил близость региона к странам АТР, где сегодня задекларированы основные потребители водорода. Например, власти Японии заявили, что свою водородную программу будут реализовывать с привлечением импортного сырья.

«Для нас водород - не только энергетический переход, но еще и диверсификация экономики. Как и газ, нефть, это перспективный товар на рынках АТР. Поэтому мы приняли принципиальное решение – выделить 200 млн кубометров газа, чтобы произвести в 2024 году 30 тысяч тонн водорода. Обратите внимание, приняли решение – значит, не свернули в сторону, не прошли мимо энергоперехода. Считаем, для нас это исторический момент», - сообщил Валерий Лимаренко.

Локация, ресурсы и высокая технологическая готовность – очевидные преимущества Сахалина на пути к чистой энергетике.

По словам Лимаренко, технологии производства сжиженного газа (СПГ) и водорода схожи между собой. В свое время «Сахалин-2» стал первым в России заводом по производству СПГ. А значит, заложена база и для производства водорода.

Исторический момент

Докладчик напомнил, что в начале 2021 года между министерством по развитию Дальнего Востока и Арктики, правительством Сахалинской области и «Росатомом» подписано соглашение о сотрудничестве в развитии водородной энергетики на Сахалине. Стороны договорились о предварительном технико-экономическом исследовании проекта.

Испытания завершились успешно. И на VI Восточном экономическом форуме "Газпром", "Росатом" и власти Сахалина заключили новое знаковое соглашение – о взаимодействии при строительстве завода по производству водорода из природного газа.

Основной технологией выбран метод паровой конверсии метана. На первом этапе предприятие будет выпускать порядка 30 тысяч тонн водорода в год, а к 2030 году увеличит объемы до 100 тысяч тонн.

Лимаренко подчеркнул, что такое производство – «это целая наука». Водородная энергетика сопряжена с рядом проблем и вопросов, на которые мировое сообщество пока не получило четких ответов. Иначе «зеленая революция» уже бы свершилась.

«Главный вопрос - как этот водород доставить покупателю. Существует идея о том, чтобы смешивать его с азотом и передавать в виде аммиака, потому что это сделать легче. Какой способ мы выберем – покажет технико-экономическое исследование, которое будет проведено до конца года», - рассказал Валерий Лимаренко.

Среди ключевых вопросов также – строительство терминала (если способом транспортировки будет отгрузка аммиака), выбор места отгрузки, отвод земельного участка под водородный кластер, инженерное обустройство.

Что касается сырья, то на полях ВЭФ подписано соглашение с госкорпорацией «Газпром» о поставках газа для будущего производства. Также в 2021 совместно с «Газпромом» правительство Сахалинской области запускает программу подготовки энергетиков, которые будут специализироваться в области водорода.

Водородные долины

Вице-президент по маркетингу и развитию бизнеса, АО «Русатом Оверсиз» Антон Москвин акцентировал, что речь идет о «мегапроекте».

«Мы планируем, что кластер объединит все основные элементы технологической цепочки и цепочки кооперации, свойственной для полноценного водородного кластера – в некоторых странах их называют водородными долинами. Фактически это модель такой изолированный экономики, где участники рынка из разных отраслей взаимодействуют друг с другом», - пояснил он.

Планируется, что «мегапредприятие» отправит первую продукцию на экспорт к 2025 году. Переговоры с потенциальными японскими и корейскими заказчиками уже ведутся. Более того, с японской стороной подписано соглашение о поставках российского водорода. Проработано технико-экономическое обоснование организации цепочки поставок из России в Японию.

«Транспортировать водород в больших объемах - действительно сложная задача. Сегодня просто нет таких технологий, поэтому мы планируем поставлять его в виде аммиака. Но наука не стоит на месте, уже появились проекты специализированных кораблей для перевозки сжиженного водорода, так что в дальнейшем возможны корректировки», - рассказал Антон Москвин.

Валерий Лимаренко, говоря об образе будущего кластера, сообщил, что «и поезда, и автомобили там будут ездить на водороде». Причем эта реальность ближе, чем кажется.

Водородные поезда въезжают в историю

На ВЭФ-2021 ОАО «РЖД», правительство Сахалинской области, госкорпорация «Росатом» и АО «Трансмашхолдинг» подписали протокол «о признании проекта организации железнодорожного сообщения с применением поездов на водородных топливных элементах на Сахалине целесообразным и технически осуществимым». Примеры таких проектов есть в Великобритании, Австрии, Италии и других странах. Теперь водородный транспорт предстоит внедрить в российских реалиях.

Еще одно соглашение подписано с Volvo Group Россия. Компания включится в работу над развитием транспорта на водородных топливных элементах и топливно-заправочной инфраструктуры для него. Директор Volvo Group Россия Сергей Яворский отмечает, что «чистая энергетика» поможет сократить расходы на эксплуатацию тяжелой коммерческой техники.

«Комбинация таких важных элементов кластера, как производственный комплекс, проекты с компанией РЖД, инфраструктурные решения, создание заправочных комплексов и хранилищ водорода, по нашим оценкам, позволит реализовать идею водородной экономики в рамках Сахалина. Этот регион должен стать пилотом для появления и отработки технологий, которые могут применяться в других регионах России», - обозначил Антон Москвин.

Энергия вращения земли

Второй масштабный проект в области водородной экономики, представленный на VI Восточном экономическом форуме, - создание приливной электростанции на Камчатке.

Соглашение между министерством Российской Федерации по развитию Дальнего Востока и Арктики, Камчатским краем и ООО «Н2 Чистая Энергетика» подписано в рамках ВЭФ-2021. Документ закрепляет намерения о старте совместной проработки и предварительного изучения проекта строительства Пенжинской приливной электростанции.

Эти планы прокомментировал член правления, первый заместитель генерального директора, ПАО «РусГидро» Роман Бердников.

По его словам, начиная с 19 века человечество пыталось осваивать особый вид гидроэлектростанций, которые используют кинетическую энергию вращения земли. Но проекты дорогостоящие, труднореализуемые, а потому сегодня в мире работают только 8 таких станций.

Пенжинская губа – одно из самых изолированных мест на Дальнем Востоке, в 900 км от Петропавловска-Камчатского. Удаленность от рынков потребления – серьезный минус, однако и плюсы существенные. Здесь, в северо-восточной части залива Охотского моря, перемещается объем воды, сопоставимый со стоком реки Волги за два года – более 500 кубических километров. Высота приливов достигает 13,4 метров. Вода убывает на 5-8 километров, обнажая морское дно и возвращаясь обратно.

Речь идет об уникальном источнике возобновляемой энергии, который не требует дополнительного топлива. На Пенжинской губе можно построить приливную электростанцию (ПЭС) мощностью свыше 100 гвт или 260 млрд квт в час.

Такие планы рассматривались в Советском Союзе, и Россия вернулась к ним с принятием водородной повестки. При максимальном задействовании всех мощностей Пенжинская станция будет способна производить до 5 млн тонн водорода в год.

«Мы хотели бы использовать этот огромный потенциал. Тем более, среди преимуществ приливных станций - длительный срок службы, возможность прогнозирования полученной энергии, биологическая проницаемость, то есть нет препятствий к прохождению рыбы. Плюс не требуется отчуждения земель», - рассказал генеральный директор АО "Корпорация развития Камчатки" Константин Коротов.

Короткое плечо Севморпути

Проект по созданию ПЭС будет состоять из трех основных частей. Это генерация электроэнергии, ее передача для производства водорода и организация доставки потребителям.

Местом генерации выбрали залив Корфа - незамерзающий порт на пересечении Северного морского пути, который планируется задействовать в транспортировке. Короткое плечо перевозок и отсутствие проблемных зон на маршруте говорят в пользу этой локации.

«Современные транспортные коридоры еще только рассматривают вопрос пропуска водорода через свои мощности - Суэцкий канал и проливы Турции, потому что процесс новый и требует соблюдения больших мир безопасности. Но мы считаем, пока весь мир приходит к каким-то стандартам перевозки водорода, Северный морской путь уже будет способен такие вопросы решать», - прокомментировал Константин Коротов.

До конца текущего года предстоит определить технические решения, провести необходимые гидрогеологические изыскания и расчеты для строительства приливной электростанции. К 2030 году власти Камчатки планируют выйти на производство и отгрузку первых партий продукции Пенжинской ПЭС.

А пока необходимо искать ответы на ряд технологических вызовов, связанных со строительством портовой инфраструктуры в сложных условиях, хранением и доставкой водорода.

Роль государства

Первый заместитель министра Российской Федерации по развитию Дальнего Востока и Арктики Гаджимагомед Гусейнов прокомментировал планы по созданию водородных кластеров с точки зрения органов государственной власти.

По его словам, масштабные проекты способны поднять ВРП субъектов, создать новые рабочие места и привлечь инвестиции на Дальний Восток.

«Понятно, это новая отрасль, и сегодня вопросов у нас больше, чем ответов. Но эта та повестка, которую мы должны реализовать для будущих поколений. Роль государства здесь невозможно переоценить. Его задача – стать связующим звеном технологических цепочек, сопровождать процесс на каждом этапе, от генерации электрической энергии до получения «зеленого водорода», создавать и нарабатывать компетенции в области водородной энергетики», - сказал Гаджимагомед Гусейнов.

В свою очередь, генеральный директор ВЭБ.ДВ Артем Довлатов подчеркнул роль институтов развития в «зеленой» повестке. Он отметил, что инвестиции в развитие – одна из главных задач ВЭБ.РФ, для этого есть немало инструментов, а скоро будут запущены новые.

Что касается участия инвесторов в создании «новой энергетической реальности», председатель совета директоров, «H2 Чистая энергия» Павел Грачев с осторожностью высказался о коммерческом будущем представленных проектов.

Интерес российских и зарубежных инвесторов к водородным кластерам большой, но о заходе большого количества игроков на этот рынок пока говорить рано.

На полях ВЭФ президент Российской Федерации Владимир Путин заявил, что проекты по созданию водородных кластеров на Дальнем Востоке лежат в плоскости глобальных климатических задач.

Раскрытие национального потенциала в области производства, применения и экспорта водорода, а также вхождение России в число стран – лидеров этой отрасли – цели, зафиксированные в Концепции развития водородной энергетики, утвержденной председателем правительства Михаилом Мишустиным в августе 2021 года. Документ определяет создание минимум трех водородных кластеров: Северо-Западного, Восточного и Арктического.