Как построить единую энергетическую Россию
Будущее отечественной гидроэнергетики во многом зависит от появления объединенной национальной энергосистемы.
Андрей Сизов, председатель правления компании «Балтийский метанол»
Энергосистема России — единый технологический комплекс, раскинувшийся от Брянска до Владивостока, и управление им обеспечивается централизованно, с поддержанием общих параметров. Такое представление закреплено и в отраслевых терминах, и наименованиях инфраструктурных организаций.
Это не совсем так. Российская энергетическая система разделена на семь крупных элементов, которые называются объединенными энергосистемами (ОЭС), и технологически изолированные регионы — Камчатку, Чукотку, Сахалин и Магадан. Две из этих семи ОЭС (ОЭС Сибири и ОЭС Востока) имеют очень слабые электрические связи с соседними регионами и между собой. Перетоки энергии из Сибири на Урал ограничены величиной в 2 ГВт, а связь между ОЭС Сибири и Востока осуществляется через вставку постоянного тока на подстанции Могоча пропускной способностью всего около 100 МВт. ОЭС Востока является отдельной синхронной зоной — частота электрического тока в ней регулируется совокупностью ее энергосистем независимо от энергосистемы России.
Фактически же Сибирь и Дальний Восток — это отдельные энергосистемы, живущие своей жизнью. И эти системы растут. Пусть и не быстро, но растет нагрузка, строятся все новые промышленные, коммерческие и гражданские объекты, развивается инфраструктура, дополняются планы по развитию регионов. Гидроэлектростанции играют большую роль в энергетическом балансе этих регионов. Они могли бы снабжать своей дешевой энергией и соседние системы при наличии полноценной связи.
Последствия распада СССР больно сказались на перспективах развития Сибири. Да, были достроены несколько крупнейших ГЭС, но Сибирь и Дальний Восток страны так и оставались отрезанными от Большой земли в плане энергетики. Стройки ГЭС сильно опередили рост нагрузки в регионе, а выдать имеющуюся мощность во внешний мир было просто невозможно из-за отсутствия ЛЭП нужной мощности.
ГЭС оказались «заперты» в своей локальной энергосистеме, а сетевое строительство для ряда из них толком и не завершилось. Например, Саяно-Шушенская ГЭС до сих пор не может выдать всю свою мощность в сеть. Системный оператор ЕЭС России оценивает технологически не выпускаемый резерв мощности ОЭС Сибири на уровне не менее 6 ГВт. Резервы мощности ОЭС Востока вообще пока полностью отрезаны от внешнего мира. При этом в регионе из-за фактического и прогнозируемого роста нагрузки необходимо строить все новые и новые электростанции, не имея возможности пользоваться мощностями соседей.
Сильно страдает и КИУМ (коэффициент использования установленной мощности — отношение фактически выработанной электроэнергии к тому количеству, которое было бы выработано, если бы электростанция работала с нагрузкой, соответствующей ее установленной мощности) отечественных ГЭС, не превышающий скромный показатель 40%, в то время как хорошо связанные сетями с энергосистемой ГЭС Канады, Южной Америки и Африки тянутся к 58–60%.
Избыток генерирующих мощностей — это только часть проблемы. Надежное и бесперебойное энергоснабжение в крупных энергосистемах невозможно без мощных связей с соседями. В 2009 году после аварии на Саяно-Шушенской ГЭС потеря очень крупного генератора не могла быть быстро компенсирована перетоком извне: остро не хватало пропускной способности сетей, в том числе той самой линии 1150 кВ через Казахстан. Возникла ситуация, когда при общем избытке генерирующих мощностей в стране Красноярский край испытал острый дефицит электроэнергии. Тогда длительных ограничений для потребителей удалось избежать благодаря наличию местной тепловой генерации и других ГЭС.
В настоящее время сложилась ситуация, когда Сибирь и Дальний Восток могут оказаться перед проблемой огромного избытка генерирующей мощности, которую физически невозможно потребить или выдать во внешнюю сеть. При этом регион испытывает проблемы с выдачей «наружу» даже существующей сейчас мощности.
Казалось бы, в такой ситуации бурное развитие гидроэнергетики Сибири и Дальнего Востока выглядит совершенно излишним. Действительно, зачем достраивать Ангаро-Енисейский каскад, не имея уверенности в полезном использовании мощности? Может быть, ограничиться только строительством дополнительных ГЭС в фактически изолированной Якутии, а также на Зее и Бурее и их притоках, где они объективно необходимы для защиты от разрушительных паводков?
Тем не менее развитие гидроэнергетики на Востоке России продолжается. Не успели высохнуть чернила на новейшей Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, как началось ее бурное обсуждение. В кулуарах Красноярского экономического форума генеральный директор АО «Евросибэнерго» Михаил Хардиков заявил, что компания в текущих условиях не отказалась от проектов строительства ГЭС и рассчитывает на господдержку по трем или четырем проектам суммарной установленной мощностью более 2200 МВт (Крапивинская, Мотыгинская, Нижнебогучанская и Тельмамская ГЭС). Первый заместитель директора ПАО «Русгидро» Роман Бердников упомянул о начале проектирования Нижне-Зейской и Селемджинской ГЭС в Амурской области. Планируется строительство и крупной Канкунской ГЭС в Якутии. Есть основания полагать, что большинство из этих станций компании сумеют построить.
А вот планы по развитию сетей в Сибири и на Дальнем Востоке скромнее. «Россети» все же запускают строительство перемычки сначала 220 кВ, а после 2028 года и 500 кВ между ОЭС Сибири и ОЭС Востока. Планируется и ряд мероприятий для обеспечения полной выдачи мощности существующих ГЭС и ликвидации узких мест внутри ОЭС. И плохая новость — проект связи ОЭС Сибири с ОЭС Урала снова отложен на неопределенный срок.
Как результат, к 2035 году Россия в лучшем случае получит полноценную электрическую связь между ОЭС Востока и ОЭС Сибири и значительный рост гидрогенерирующей мощности в них. Как будет использоваться эта мощность и будет ли вообще, мы сейчас можем только предполагать.
Будущее отечественной гидроэнергетики во многом зависит от построения по-настоящему единой национальной энергосистемы и создания энергомоста Урал — Сибирь. На пути к этому есть две проблемы.
Первая — неуверенность энергетиков в самой возможности реализации проекта силами отечественной промышленности. Действительно, с развалом СССР были постепенно утрачены компетенции по производству оборудования. Из доступных и фактически единственных мировых производителей оборудования такого класса остался только Китай.
Вторая — стоимость проекта. Существует два варианта реализации энергомоста Урал — Сибирь: восстановление ЛЭП 1150 кВ до поселка городского типа Итат (Кемеровская область) с обеспечением ее связи с существующими ГЭС региона или строительство новой аналогичной ЛЭП без захода на территорию Казахстана. Оценки каждого из этих проектов колеблются у отметки 1 трлн руб. Разумеется, такая сумма требует серьезных усилий по обоснованию потребности и возможности реализации проекта.
Возможен и нестандартный вариант — реализовать советский проект развития каскадов сибирских ГЭС и угольных станций на базе разрезов КАТЭК (Канско-Ачинский топливно-энергетический комплекс), протянув энергомост изначально не на запад, а на юг, в Китай. Эта страна умеет строить длинные ЛЭП сверхвысокого напряжения и способна обеспечить спрос на почти безграничный объем мощности. К тому же на сопредельной с РФ территории КНР уже есть достаточно мощные электрические сети.
В случае реализации такого проекта гидропотенциал Сибири и Дальнего Востока будет востребован полностью и на долгие годы, появится экономический смысл для дальнейшего развития гидрогенерации Сибири. Экспортная выручка обеспечит отрасль и бюджет средствами для реализации проекта связи Сибири и Урала. И это будут потенциально окупаемые проекты, реализуемые не только за счет средств российских потребителей.
