К зиме будь готов - всегда готов!

К зиме готовятся с весны
- Как идет в объединении подготовка к осенне-зимнему периоду (ОЗП)?
- Подготовка к ОЗП – очень серьезное дело. Еще со времен РАО «ЕЭС» сложилось правило: если энергокомпания не получает паспорт готовности к ОЗП – это означает автоматическую отставку ее генерального директора. Мы серьезно усовершенствовали методику проверок, вместе со смежниками организуем перекрестные проверки. В течение года ведем промежуточные проверки – компании получают четкое представление, какие недостатки нужно устранять. Наши специалисты проверяют не только структуры Системного оператора - например, только что закончили проверку Саратовского РДУ. Они включены в состав комиссий, проверяющих все энергокомпании. В начале ноября приезжает комиссия для проверки ОДУ Средней Волги и нашего Самарского РДУ. В составе комиссии специалисты Системного оператора ЕЭС из Москвы, представители межрегионального управления Ростехнадзора из Казани.
- Как обстоят дела с запасами резервного топлива на ТЭЦ в Самарской области?
- Тепловые станции Волжской ТГК выполнили нормативные требования по резервному топливу: запасы мазута 121,8% от норматива, угля – 151,3%. В целом по девяти регионам нашей операционной зоны эти показатели несколько ниже: по мазуту - 118,4%, по углю - 131,4%.
- Энергокомпании уже завершили плановые ремонты перед началом ОЗП?
- Все ремонты по плану должны закончиться в ноябре.
- На селекторном совещании, посвященном подготовке к ОЗП, председатель правления ОАО «Системный оператор ЕЭС» Борис Аюев много внимания уделил готовности электросетевых компаний к режимам плавки гололеда на воздушных линиях. Какие места в ОЭС Средней Волги наиболее опасны с точки зрения образования льда?
- Опасны районы, прилегающие к гидростанциям – Саратовской, Жигулевской, район Сызрани, в Татарстане гололедоопасна зона Бугульминско-Белебеевской возвышенности. Для этих зон гололед – серьезная проблема. Ведь еще недавно монтерам приходилось буквально вручную сбивать гололед с проводов. Сейчас, когда у сетевых компаний появились средства, они закупают специальное оборудование для плавки гололеда большими токами – фактически эти режимы аналогичны короткому замыканию. Полностью оснащены линии напряжением 500 кВ и 220 кВ, большинство линий 110 кВ. Руководят плавкой на 500-киловольтных линиях диспетчеры ОДУ, а на 220 кВ – диспетчеры РДУ.
- Прогнозирует ли ОДУ Средней Волги рост энергопотребления на последующие годы?
- С начала октября текущего года потребление по объединенной энергосистеме по отношению к прошлому году снизилось на 7,6%, а по Самарской области - на 11%. По отношению к прошлому году выработка электроэнергии за 9 месяцев по Самарской области снизилась на 2,21%, и произошло перераспределение нагрузки: на тепловых электростанциях она снижена на 12,02%, а на Жигулевской ГЭС выработка увеличилась на 10,67% за счет более рационального использования водных ресурсов. Что касается прогнозов, то по ОЭС Средней Волги и Самарской области в 2010 году оно ожидается на уровне 2009 г. В 2011-2013 гг. по Самарской области ожидается небольшой прирост потребления на уровне 0,5-1,5%, по ОЭС - на уровне 1,8-2,1%.

Благодаря рынку
- Новые правила рынка электроэнергии работают уже три года. Срок более чем достаточный. Что изменилось во взаимоотношениях диспетчерской службы и субъектов энергетики?
- Пока существовала жесткая административная вертикаль управления энергетикой, вопросов по поводу исполнения команд диспетчера не возникало. Хотя об экономике думалось не так много. Диспетчер отвечал, прежде всего, за надежность, качество частоты. С внедрением рынка в действиях Системного оператора ЕЭС появилась прозрачность. И признание его роли со стороны сетевых компаний, генерации и сбыта. Наш авторитет вырос. Сегодня субъекты рынка знают, чем вызвана та или иная команда диспетчера, могут ее проверить. Мы получили повышение качества тех услуг, которые предоставляем. Кроме штрафных санкций, энергокомпании при
выполнении наших требований получают премиальные бонусы.
- Какие еще положительные изменения принес рынок?
- Безусловно, улучшилось качество прогнозов энергопотребления. Мы внедрили новые формы анализа, вышли через РДУ на региональные правительства, на статистические органы. Получаем эти прогнозы, что называется, «с земли». Заметно улучшилось качество ремонтов оборудования. И резко сократилось количество незапланированных «неотложных» ремонтов. Генераторам невыгодно иметь оборудование в таких ремонтах. На рынке действует такое понятие, как «плата за резерв». Держать неработающее оборудование в резерве, в готовности к работе, стало выгодно. Но это большая ответственность и для нас, Системного оператора ЕЭС. Мы отвечаем за системную надежность, за качество электроэнергии, и именно мы платим за резерв государственные деньги генерирующим компаниям.
- Кто проверяет состояние генерирующего оборудования, которое находится в резерве?
- В структуре Системного оператора ЕЭС работает специальная инспекция. Это бывшая Генеральная инспекция РАО «ЕЭС», которую передали в наше подчинение в 2008 году. Она периодически проверяет резервное оборудование, его запускают, чтобы убедиться: в момент, когда диспетчеру понадобится дополнительная мощность, по его команде это оборудование действительно ее выдаст. Эта инспекция решением Системного оператора с 1 сентября переведена в состав ОДУ и РДУ. И сейчас директор инспекции является директором по техническому контроллингу – статус наравне с другими директорами по направлениям ОДУ. Это на пользу дела.
- Конфликтов с энергокомпаниями стало больше?
- Меньше. Я не случайно сказал, что наш авторитет растет. Причем наша открытость и прозрачность заключается еще и в том, что все наши разногласия не замалчиваются, а комиссионно проверяются. Проверяются и действия генераторов, сетевиков, и действия диспетчеров. Регламенты рынка нарабатывались нами в течение нескольких лет. Стопроцентных аналогов этим документам нет и в мире, и сегодня эти регламенты дорабатываются на взаимной основе.
- Кто занимается согласованием позиций сторон, если возник какой-то конфликт?
- Это НП «Администратор торговой сети». Мы находимся под постоянным контролем. АТС постоянно имеет информацию о разногласиях и вообще о командах, которые мы даем, и ежемесячно проводит анализ. По окончании квартала нам дают аналитическую записку, которая очень внимательно рассматривается. И если есть какие-то замечания по работе нашего персонала, руководство Системного оператора ЕЭС очень жестко реагирует.

За все надо платить
- Когда заработает в полном объеме рынок генерирующей мощности?
- Сейчас сложно об этом говорить. Пока запуск запланирован на 2010 год. Будут организованы конкурентные отборы мощности (КОМ) с выставлением ценовых заявок на ОРЭМ. Предлагается проводить их ежегодно не позднее 1 сентября с периодом поставки на последующий год. Это много значит. Нам необходимо знать, где и какая мощность нужна, и гарантировать инвестиции, которые собственники будут вкладывать в развитие генерации. Собственник должен получить отдачу на вложенный капитал, а нам интересно заплатить за мощность минимальную цену. Здесь мы стоим на страже интересов конечного потребителя. Есть максимальная цена, выше которой заявки на КОМ вообще не рассматриваются.
- А когда может состояться запуск рынка системных услуг?
- Пока внедряются отдельные элементы этого рынка. Он тоже необходим нам для обеспечения надежности, безопасности, качества электроэнергии. Электростанции всегда реализуют целый комплекс системных услуг. Например, поддерживают на заданном уровне частоту, допустимые перетоки мощности, компенсируют взаимные перетоки — все это обеспечивается за счет разворота, загрузки или разгрузки энергоблоков. И эти услуги будут оплачиваться генерации из специального фонда через нас, Системный оператор ЕЭС. Не менее важно оплачивать услуги по регулированию реактивной мощности, которые обычно оказывают гидростанции. В таких режимах оборудование может не участвовать в производстве активной мощности, а ведь именно ее мы все потребляем и за нее платим.

Среднеазиатский опыт
- У вас богатый опыт работы в энергосистеме Средней Азии. Как там решались вопросы оплаты системных услуг?
- Да, я занимался вопросом системного регулирования, когда еще работал в Средней Азии. Там уже в начале 90-х годов мы предложили методику расчета компенсации затрат электростанций за участие в регулировании частоты. И этот механизм оказался работоспособным. Станции стали зарабатывать на системном регулировании. Фактически-то деньги они получали не с потребителя, а друг с друга, проводились взаиморасчеты. Но главным результатом было то, что все субъекты получали плату за оказание системных услуг, и эта плата их устраивала. Мы устранили причину для взаимного недовольства. Было подписано соответствующее межправительственное соглашение. Когда я приехал в Самару, то спросил коллег: а как у вас оплачиваются системные услуги? Никак, ответили мне. В России к решению этой проблемы мы постепенно приходим только сейчас.
- Участие в системном регулировании серьезно сказывается на финансовых результатах гидростанций?
- Конечно. Возьмите нашу Жигулевскую ГЭС. Она регулирует частоту тока Единой энергосистемы России. Чтобы иметь возможность для регулирования, станция не может постоянно работать вблизи максимума мощности. Диспетчер все время «уводит» ее на средние нагрузки, чтобы всегда была возможность регулировки в обе стороны. Фактически станция недовырабатывает электроэнергию ради того, чтобы обеспечить качество тока в энергосистеме. Пока ей за это не платят, а платить надо.
- В Средней Азии механизм взаиморасчетов работал на межстрановом уровне?
- Да, причем придумывать его пришлось буквально «на коленке». А думать было над чем. В объединенной энергосистеме Средней Азии пять энергосистем. И пять молодых независимых суверенных государств. Пять президентов. И заметьте, это Восток, который, как известно, «дело тонкое». А параметры энергосистем такие, что они могут нормально работать только вместе. В Туркмении генерация на 100% тепловая, в Казахстане – на 90%, в Узбекистане – на 80%. Это оборудование с невысокой маневренностью. Зато в Таджикистане и Киргизии 90-92% мощностей – это гидростанции. Объединенная энергосистема Средней Азии проектировалась еще во времена СССР, и тогда вопросов кому что делать не стояло. Поступил приказ диспетчера – выполняй! И система была сделана оптимально: 64% - тепловая генерация, 36% - гидрогенерация. Тепловые станции несут базовую нагрузку, гидростанции заняты системным регулированием. Было очень интересно работать.
- А после развала СССР все изменилось...
- Да, в 1991-1992 гг. после образования независимых государств у каждого появились свои интересы. Пошли первые жалобы от диспетчеров. Представляете: нам вечером нужно включать гидроагрегаты на Нурекской ГЭС, на Токтогульской ГЭС. Блоки по 300 МВт. И не для выработки энергии – а чтобы иметь под рукой резерв для регулирования. Это означает работу на холостом ходу – вода из водохранилища уходит без пользы. А в Средней Азии каждый литр считают: вода – это жизнь! Один кубометр в секунду речного стока за лето поднимает хлопок на пяти гектарах. А тут еще приходится постоянно включать-выключать высоковольтные выключатели напряжением 500 кВ. Ими вообще положено оперировать «штучно». Несколько лишних «щелчков выключателем» - и его можно отправлять на ремонт. Вмешалась экономика – все стали считать деньги. Пришел момент, когда нам сказали: или придумайте что-то, или мы отказываемся участвовать в регулировании. Частота тока начала «скакать», энергосистема под угрозой развала – а тут пять независимых государств. На энергетиков уже не собственник давит – их правительства! Представляете масштаб возможного конфликта? И одной дипломатией тут не справишься, хотя без дипломатии тоже не обходилось.
- Сегодня Китай собирается потратить $60 млрд на проект разворота рек – и это сразу вызвало резкие возражения со стороны Индии. Были в вашей практике конфликтные ситуации из-за воды?
- Мне приходилось много лет работать на реках, которые начинались в Китае. Например, река Или. Она проходит через юг Казахстана и впадает в Балхаш. На ней находится Капчагайская ГЭС – для юга Казахстана это буквально кормилица. И вдруг Китай решает поставить на этой реке плотину... Есть понятие транснациональных рек. Ни одна страна не имеет права самостоятельно менять ни направление таких рек, ни объем стока. Все это должно решаться межправительственными комиссиями.
- В прессе появилось мнение, что авария на гидроагрегате №2 Саяно-Шушенской ГЭС произошла из-за того, что он активно использовался для системного регулирования и из-за этого постоянно проходил через режим промежуточных нагрузок, не рекомендованный проектировщиками из-за повышенной вибрации. Может ли что-то подобное происходить на гидростанциях Волжского каскада?
- В Средней Азии мне довелось работать на высоконапорных гидростанциях – Токтогульской, Нурекской – высота плотины 300 метров. Они занимались системным регулированием постоянно, и проблем, как видите, это не вызывало. Но сразу скажу: для системного регулирования больше подходят низконапорные, равнинные гидростанции, как на Волге. Что же касается Волжского каскада, то на нем, как говорится, и захочешь – не сделаешь того, что случилось на «Саянке». Станции работают не за счет высокого напора, а за счет большого расхода воды. Кстати, системным регулированием по Сибири на 95% занималась Братская ГЭС, а на долю Саяно-Шушенской ГЭС приходилось всего 5%. Говорить, что именно это стало причиной аварии, сегодня нельзя – нужны очень серьезные, глубокие исследования.