Большие последствия незначительного инцидента

Энергосистема России 22 августа пережила очередной блэкаут: из-за разрушения конденсатора в системе выдачи мощности Рефтинской ГРЭС отключились сразу несколько крупных линий электропередачи. Станция снизила нагрузку с 2,3 ГВт до нуля, и далее ситуация развивалась каскадно: действием автоматики были выключены энергоблоки в Тюмени и Сургуте, а также связывающие энергомощности линии электропередачи. В результате Забайкальская, Томская, Красноярская, Хакасская, Иркутская, Бурятская и часть Кузбасской энергосистемы перешли на изолированную работу. Суммарный дефицит мощности в ЕЭС составил 5,8 ГВт.

Ситуацию осложняло то, что в энергосистеме России в эти дни фиксировались максимальные уровни потребления мощности, а из-за традиционных летних ремонтов ЕЭС работала с ослабленным составом сетевого и генерирующего оборудования.

В результате без электроснабжения остались около 600 тысяч бытовых потребителей Бурятии, Алтайского и Забайкальского краёв, Новосибирской, Кемеровской и Омской областей. По данным Минэнерго, останавливали работу предприятия нефтедобычи ЛУКОЙЛа и «Томскнефтехим» СИБУРа, был зафиксирован сбой в движении поездов.

Обратно энергосистему «собрали» быстро: уже через час энергоснабжение было восстановлено в Новосибирской области и затем, поэтапно, во всех остальных пострадавших регионах. Для снабжения потребителей использовали как электростанции центральной части России, так и мощности других стран (200 МВт было поставлено из Азербайджана). Сама Рефтинская ГРЭС возобновила работу 24 августа.

Крупные аварии в ЕЭС с отделением частей энергосистем на изолированную работу происходят достаточно часто, отмечают эксперты, хотя такие, как авария на Рефтинской ГРЭС, со значительным объёмом пострадавших потребителей, скорее редкость. Так что пока большой вопрос, каким образом один небольшой винтик сложной системы привёл к таким последствиям. Расследованием причин традиционно занимается комиссия Ростехнадзора. Работа комиссии ведётся, по закону на расследование даётся 30 дней, но при необходимости срок может быть продлён, сказали в Ростехнадзоре. Источник, близкий к комиссии, сказал «Перетоку», что основной вопрос на данный момент – корректно ли сработала автоматика на Рефтинской ГРЭС и необходимо ли было отключение всех энергоблоков на электростанции. Эксперты комиссии по ЧС при правительстве Свердловской области также высказали мнение, что каскадные отключения в ЕЭС могли возникнуть из-за некой ошибки «региональных операторов в субъектах, где возникли перебои с электроснабжением», сообщил ТАСС.

Однако до завершения расследования причин аварии любые заявления по этой теме являются некорректными и непрофессиональными, говорят в «Системном операторе ЕЭС».

Последствия на миллиарды

Энергетики, мягко говоря, не заинтересованы в авариях: неплановые остановы оборудования влекут за собой значительные штрафы. Кроме того, это приводит к недополученной выручке. Из-за отключения потребителей 22 августа всего на несколько часов производители электроэнергии и сетевые компании недополучат 12 млн рублей, подсчитала руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова.

В случае повреждения генерирующего оборудования суммы вырастают в сотни раз. Так, пожар на той же Рефтинской ГРЭС в 2006 году потребовал ремонта ценой в 2 млрд рублей. Ущерб от пожара на Березовской ГРЭС в феврале этого года оценивается в 25 млрд рублей. Полное восстановление Саяно-Шушенской ГЭС после аварии 2009 года обошлось в 41 млрд рублей.

Эти затраты генерирующие компании могут компенсировать за счёт страховок, но в большинстве случаев только частично. Прекращение энергоснабжения несёт убытки дальше по цепочке – потребителям: например, из-за аварии на Рефтинской ГРЭС сутки стояло производство на «Томскнефтехиме» СИБУРа. Потребители получают последствия и в виде роста цен на электроэнергию. Так, три дня после аварии цены на рынке на сутки вперёд в Сибири держались на 10% выше, чем до инцидента, отметила Наталья Порохова. Правда, для Сибири это сравнительно умеренное ценовое последствие, так как для этого рынка характерна очень высокая волатильность. «Например, текущие цены в Сибири всё равно ниже средних цен в августе 2015 года на 5%», – сказала она.

Инвестировать в работоспособность

Причины очередного блэкаута пока неясны, но эксперты говорят, что в отрасли давно зреет необходимость модернизации энергооборудования, иначе аварий в ЕЭС будет происходить всё больше. Основой объём энергоустановок в России стареет, и программа ДПМ привела к обновлению всего около 10% генерации. По данным Минэнерго, средний срок службы турбоагрегатов и генераторов в 2015 году составил около 35 лет, котлоагрегатов – 43 года, при этом в ОЭС Урала (где работает Рефтинская ГРЭС) более 72% энергоустановок эксплуатируется за пределами нормативного срока службы. «В отрасли существует проблема общего высокого износа и потребности в инвестициях, что были накоплены за годы недоинвестирования в 1990-е годы. За последние 7–10 лет, когда начался резкий рост инвестиций, реновации было подвержено только 10–15% мощностей», – отметила Наталья Порохова.

При этом более 60% аварий на генерирующем оборудовании происходит из-за повреждения котельного, турбинного и вспомогательного тепломеханического оборудования. Из года в год растёт количество отменённых и перенесённых плановых ремонтов: в 2015 году уже каждый четвёртый плановый ремонт не был проведён вовремя (25,5%), сообщило Минэнерго. В 2013 году таких отмен было всего около 4% от общего объёма запланированных работ, в 2014 году – 11%, сообщило министерство.

В условиях сокращающихся доходов компании зачастую оплачивают срочный аварийный ремонт за счёт сокращения бюджетов на плановое обслуживание. «Эта ситуация похожа на попытку расплатиться с ипотекой, взяв микрозаём под 700% годовых», – считает председатель совета директоров Уральского турбинного завода Михаил Лифшиц. «Мы видим чёткую взаимосвязь: ухудшение экономики станции или энергокомпании в целом приводит к экономии на всём, включая ремонтные программы. А это практически неизбежно ведёт к авариям», – сказал он в своём комментарии на сайте Rambler news.

При этом сами генерирующие компании заявляют о том, что текущая доходность рынков мощности и электроэнергии не даёт им возможности вкладываться в полноценную модернизацию и ремонты. Они говорят о том, что прибыльность оборудования, произведённого в 50–60-х годах прошлого века, находится на грани рентабельности на рынке на сутки вперёд, а зачастую вообще уходит в минус. «При снижении доходов на РСВ и рынке мощности и при достаточно сложной ситуации с долгами ожидать, что в этих условиях мы будем поддерживать на тех же уровнях объёмы ремонтных и инвестиционных программ, бессмысленно», – говорил гендиректор «Газпром энергохолдинга» Денис Фёдоров.

В «Системном операторе», в свою очередь, обращают внимание, что энергосистема страдает и от несоответствия эксплуатационного состояния оборудования тому, которое должно быть для надёжной работы в составе ЕЭС. При этом возможности влиять на это состояние у регуляторов нет, так как сейчас в отрасли нет нормативно закреплённых требований к физическим характеристикам оборудования.

Авария на Рефтинской ГРЭС показала, что в такой сложной системе, как ЕЭС, нет проходных и неважных элементов. И вне зависимости от того, что в каждый конкретный момент важнее – соответствие элементов требованиям энергосистемы или их работоспособное состояние, вопрос инвестиций в действующее оборудование в отрасли становится всё более острым. Как он будет решён, пока неясно: генераторы и машиностроители считают, что нужна государственная программа, аналогичная программе ДПМ, потребители – резко против. По мнению директора Фонда энергетического развития Сергея Пикина, к финансированию модернизации нужно подходить более вдумчиво и точечно. «Программа а-ля ДПМ, условно на триллион рублей, не нужна. Потребители и так несут высокую ценовую нагрузку. Лучше инвестировать, к примеру, несколько десятков миллиардов, но именно в те ключевые точки и узлы, которые действительно этого требуют», – сказал он.