«Тарифная выручка должна идти на поддержание фондов, а не на новое строительство»

– Как в этом году проходит подготовка к осенне-зимнему периоду? Каким вопросам уделяется основное внимание?

– Подготовка к предстоящим максимумам нагрузок в целях обеспечения надёжной работы объектов электроэнергетики и сохранения необходимых резервов проходит в штатном режиме. Сейчас этот важнейший период находится в стадии завершения. Нами совместно с энергокомпаниями был определён ряд организационных и технических мероприятий по обеспечению готовности субъектов электроэнергетики к прохождению отопительного сезона 2018–2019 годов. Их выполнение и актуальные вопросы были обсуждены на заседаниях Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (федерального штаба), которые прошли во всех 8 федеральных округах.

Отдельно хочу отметить, что оценка готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон начиная с этого года осуществляется на основе новой методики, вступившей в силу с 1 июля текущего года. Эта методика является новой не только для субъектов, но и для нас как регулятора. Министерством в соответствии с методикой проводится ежемесячный расчёт индексов готовности субъектов.

По итогам проведённого в августе расчёта большая часть субъектов соответствует оценке «Готов с условиями». Такие субъекты будут находиться на нашем контроле в течение всего отопительного периода. При этом особое внимание мы, конечно, будем уделять субъектам, чья оценка будет соответствовать уровню «Не готов», если такие субъекты по результатам итоговой оценки готовности будут. Кстати, отмечу, что итоговые расчёты индексов готовности компаний и, соответственно, решения о выдаче паспортов готовности будут опубликованы на сайте Минэнерго России до 20 ноября.

– В каких регионах вы отмечаете наибольшие сложности при подготовке к ОЗП и чем они вызваны?

– Говоря о проблемных регионах, стоит отметить несколько. В первую очередь я говорю о ТЭЦ городов Байкальск Иркутской области и Юрга Кемеровской области. Вызывает особую обеспокоенность фактическое техническое состояние основного оборудования станций, при этом запланированные минимальные ремонтные программы по поддержанию в работоспособном состоянии не выполняются по разным причинам, таким как недостаточное финансирование и отсутствие запасных частей и материалов. Кроме того, расположенные там теплоисточники который год подряд не обеспечиваются в необходимом объёме топливом, что ставит под угрозу надёжность теплоснабжения потребителей. Вот и сейчас, в самом начале отопительного сезона, эти станции работают фактически «с колёс». При этом правительством Иркутской области до сих пор не выполнено поручение Правительства РФ о строительстве замещающего теплоисточника, которое было дано ещё в 2014 году.

Ещё одним регионом, который находится в зоне особого внимания министерства, является Серовский городской округ Свердловской области. Оборудование Серовской ГРЭС (ОГК-2) по согласованию с Минэнерго России выведено из эксплуатации при условии, что регион построит замещающую котельную. Однако это мероприятие до сих пор не выполнено, котельная не введена. Котлоагрегаты станции продолжают работать в режиме выработки тепловой энергии. До момента завершения всех необходимых мероприятий по обеспечению надёжного энергоснабжения потребителей ситуация будет находиться на контроле Минэнерго России.

– Одной из значимых тем на всероссийских совещаниях по подготовке к ОЗП уже не первый год остаётся вопрос снижения аварийности в энергетическом секторе. Как вы можете охарактеризовать ситуацию в этом году?

– В целом за последние 5 лет (по итогам 2017 года) суммарное количество аварий, происходивших в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше, а также на объектах генерации 25 МВт и выше, снизилось более чем на 20%. Также по итогам последних 5 лет снизилось на 46% количество аварий, приведших к нарушению электроснабжения потребителей на величину 10 МВт и более. Положительная динамика сохраняется и в текущем году: по итогам 8 месяцев в сравнении с аналогичным периодом 2017 года на объектах генкомпаний произошло на 15% меньше аварий, а на объектах электросетевого комплекса – на 6%.

Этому способствовала проводимая министерством точечная работа с компаниями по снижению аварийности. При этом вопрос снижения аварийности – это ещё и вопрос, во сколько нам это обходится. Что у нас есть для этого? Тариф. Как тариф складывается, по естественным монополиям? Есть амортизация, которая даёт основной объём тарифа, и, по сути, всё. Есть ещё какой-то плюс на OPEX и на всё остальное. Проблема в том, что мы всю эту амортизацию вкладываем в CAPEX, в развитие новой инфраструктуры.

Мы должны актив эксплуатировать и должны его восстанавливать – это амортизация. И деньги, которые нам на поддержание актива выделены, мы их сегодня пускаем на расширение новых сетей, на техприсоединение, но не на поддержание. Мы должны брать и вкладывать всё это в поддержание существующих фондов, но только 20% идёт на поддержку и 80% тратим на новое строительство. Тем самым мы наматываем клубок проблем, который растёт, становится больше и больше.

– В последние годы крупные аварии всё чаще стали происходить из-за неправильной работы систем релейной защиты и автоматики (РЗА). В этом году правительством были утверждены Правила технологического функционирования электроэнергетических систем (ПТФ). Ожидаете ли вы снижения аварийности из-за сбоев РЗА?

– Что касается крупных аварий с системными последствиями, здесь действительно стоит отметить, что по итогам расследования и анализа мы фиксируем, что с 2013 года от 40 до 50% таких аварий происходило по причине неправильной работы устройств релейной защиты и автоматики (зачастую в условиях ослабленной, ремонтной схемы). По итогам 2017 года эта часть составила 51%. При этом необходимо отметить, что количество таких аварий неуклонно снижается: если в 2014 году их было 91, то по итогам 2017 года в 2,5 раза меньше – 36. За 7 месяцев 2018 года нами зафиксировано 20 таких аварий.

Отказы и неправильная работа устройств РЗА в первую очередь вызваны отсутствием в законодательстве обязательных требований к технологической совместимости различных устройств (в том числе самих РЗА, функционирующих в составе энергосистемы), обязательных требований к порядку ввода в работу и настройки, проведению технического обслуживания в период эксплуатации, взаимодействия различных субъектов электроэнергетики. В 2017 году сетевыми и генерирующими компаниями по поручению Минэнерго России подписан регламент взаимодействия с «Системным оператором ЕЭС» при выдаче и выполнении заданий по настройке устройств релейной защиты и автоматики.

Вместе с тем причинами верхнего уровня указанных аварий и факторами, способствовавшими их развитию и приведшими к наступлению значительных негативных последствий, явились отсутствие в отрасли обязательных требований и, как следствие, невыполнение субъектами электроэнергетики и потребителями необходимых действий.

Следует отметить, что единственным эффективным способом обеспечения их согласованного функционирования, применяемым в различных формах всеми энергосистемами мира, является нормативная регламентация технологической деятельности посредством установления системы общеобязательных требований. Мы также пошли по указанному пути: 13 августа был принят важнейший системный документ, регламентирующий основные правила функционирования в электроэнергетике, – Правила технологического функционирования электроэнергетических систем. В качестве основы для разработки Правил использовались нормативно-технические документы (национальные стандарты, стандарты организаций и т. д.), которые уже фактически применялись в отрасли, но в большей своей части носили добровольный характер. Поэтому основная часть требований, утверждённых ПТФ, не нова для субъектов и не потребует значительных затрат времени на приведение объектов в соответствие со сформулированными требованиями, а лишь позволит отрасли функционировать в одном ритме, по единым правилам.

Важно отметить, что проведение внеплановой реконструкции или модернизации ни на генерирующих объектах, ни на объектах электросетевого комплекса не потребуется, так как указанные в ПТФ требования являются технически реализуемыми на существующем электроэнергетическом оборудовании, используемом в энергосистеме, и в большинстве своём относятся только к вновь вводимому оборудованию. Поэтому принятие ПТФ не создаст дополнительных финансовых последствий для субъектов электроэнергетики и потребителей.

Кроме того, сейчас в Минэнерго России разрабатываются более 30 первоочередных нормативных правовых актов, которые проходят стадии согласования и отраслевого обсуждения и будут приняты в текущем и следующем годах. Это станет важным шагом к увеличению надёжности электроснабжения потребителей и снижению аварийности.

– Прошлым летом была чрезвычайно напряжённая ситуация с энергоснабжением Крыма. Как в этом году ЕЭС прошла летние пики потребления?

– Прошлогодние трудности в Крыму и в целом на юге страны были вызваны прежде всего аномально высокими температурами. В этом году лето оказалось попрохладнее. Прошлогодние ограничения были вызваны как перегревом проводов, так и особенностями, связанными с работой генерирующего оборудования: не секрет, что чем выше температура окружающего воздуха, тем ниже КПД по выработке мощности на электростанциях. В Крыму в этом году прошлогодний максимум потребления в 1249 МВт превышен не был. Максимальный уровень составил 1185 МВт.

В настоящий момент группировка генерации в Крыму составляет 1330 МВт с учётом МГТС, которые были своевременно развёрнуты здесь в рамках получения президента и правительства. Кроме того, уже завершено комплексное опробование первых энергоблоков Таврической (Симферополь) и Балаклавской (Севастополь) ТЭС. Пока официальные бумаги ещё не получены, но сама процедура уже проведена «Системным оператором». В частности, проверена работа, в том числе автоматики регулирования возбуждения, это самый важный элемент генератора, который позволяет ему синхронно работать с ЕЭС. Энергоблоки в рамках проведения пусконаладочных работ уже выдают мощность в сеть.

– В июне «Технопромэкспорт», строящий ТЭС в Крыму, уже получил отсрочку на ввод: правительство перенесло сроки ввода в эксплуатацию первых двух энергоблоков мощностью по 235 МВт каждый на обеих ТЭС с 19 мая на 1 сентября 2018 года. Какова вероятность начисления «Технопромэкспорту» штрафов за просрочку?

– Сейчас обсуждать эту тему преждевременно: там есть много нюансов, которые говорят о том, что не всё так просто, решение будет приниматься ассоциацией «НП «Совет рынка». «Технопромэкспорт» не отвечал за реализацию мероприятий схем выдачи мощности, строительство объектов газоснабжения станций, по объектам которых в настоящее время ведутся мероприятия по вводу в эксплуатацию и получению соответствующих документов. Поэтому здесь решение может быть коллегиально принято уже в зависимости от того, как будет выглядеть ситуация и какие материалы будут представлены «Технопромэкспортом» в рамках обсуждения вопросов о штрафах.

– Как будет обстоять ситуация с энергообеспеченностью Крыма после ввода двух станций «Технопромэкспорта»?

– Помимо ввода в этом году 940 МВт мощности Таврической и Балаклавской ТЭС, в ноябре – декабре будет запущено 120 МВт на Сакской ТЭЦ: четыре блока уже прошли пусконаладочные работы, комплексное опробование, в том числе в режиме синхронной работы с сетью. Уже сегодня станция выдаёт в сеть в тестовом режиме дополнительную мощность. В итоге суммарная мощность в Крыму составит 2070 МВт с учётом перетока 850 МВт по энергомосту из Краснодарского края. Линия Ростовская – Андреевское – Тамань, которая нам позволила увеличить максимальный переток Кубань – Крым до 850 МВт, находится под напряжением. По ней идёт транзит, пока она работает в тестовом режиме. Проводящиеся сейчас мероприятия позволят ввести её в 2019 году в эксплуатацию в штатном режиме.

– Есть ли необходимость в дальнейшем расширении генерации? В частности, если ли необходимость в дополнительных 180 МВт мощности – проект модернизации предлагает реализовать компания «КрымТЭЦ»?

– С учетом режимно-балансовой ситуации мы не прогнозируем существенного роста потребления. Поэтому отсутствует дополнительная потребность в мощностях. Кроме того, перспективы развития энергетики региона будут отображены в схеме и программе развития энергетики региона. В настоящее время СиПР разрабатывается субъектом – Республикой Крым.

– Последние четыре года энергопотребности Крыма частично закрывали мобильные блоки – МГТС. Что будет с этим оборудованием после запуска ТЭС?

– До 2019 года МГТС будут оставлены в Крыму, это решение уже принято. Практика пуска всех новых блоков показывает, что на первом году жизни станции имеют повышенные риски аварийности, поэтому пока МГТС останутся в резерве. Решение о переброске части МГТС из Крыма мы, возможно, будем принимать в 2019 году. В частности, есть соглашения, подписанные с Сахалином и Приморьем. В рамках этих соглашений МГТС могут быть установлены в районах, где они действительно нужны. Пока речь идёт о небольшом количестве блоков: в случае с Сахалином рассматривается вариант установки здесь трёх машин. Естественно, будут определяться затраты на транспортировку, монтаж, подготовительные и строительные работы, которые будут прописаны в соглашениях с администрацией Сахалинской области.

– Как продвигается процесс акционирования сетевого комплекса Крыма?

– АО «Крымэнерго», на баланс которого будет передаваться имущество одноимённого ГУП, уже зарегистрировано, избран совет директоров. Ведётся разработка распоряжения о передаче имущества для вынесения на рассмотрение в Правительство Российской Федерации. Решение по кандидату на пост генерального директора АО «Крымэнерго» советом директоров уже принято, протокол подписан. Договор с новым гендиректором находится на подписи у председателя совета директоров АО «Крымэнерго», его фамилия станет известна после официального назначения. Затем на базе АО будет зарегистрирована территориальная сетевая организация (ТСО). Это позволит установить для неё тариф и сформировать инвестиционную программу.

– В этом году «Системный оператор» согласно изменению к 35-ФЗ «Об электроэнергетике» получил право осуществлять оперативно-диспетчерское управление в изолированных энергосистемах для последующего присоединения их к ЕЭС России. Как сейчас продвигается процесс подключения к ЕЭС России Центрального и Западного энергорайонов Якутии?

– В целом мы полагаем, что в перспективе нужно интегрировать все изолированные энергосистемы, где это экономически оправдано. Техническая возможность технологического присоединения Западного энергорайона уже создана. По Центральному энергорайону планируется завершить мероприятия, обеспечивающие техническую возможность технологического присоединения к концу этого года, хотя не всё идёт гладко и у «Якутскэнерго», и у ФСК, стройка сложная. Необходимо подписание постановления Правительства Российской Федерации, которое определит конкретный срок передачи функций оперативно-диспетчерского управления от «Якутскэнерго» к «СО ЕЭС» и экономический механизм, обеспечивающий работу энергосистемы после присоединения, которое, как мы ожидаем, произойдёт в ближайшее время.

– Какая работа ведётся в Калининградской энергосистеме в связи с планами прибалтийских стран отключиться от энергокольца БРЭЛЛ?

– До мая 2019 года нам необходимо закончить все мероприятия по подготовке энергосистемы к возможности её работы в изолированном режиме. «Системный оператор» уже получил уведомление о планах Прибалтики в июне 2019 года провести собственные системные испытания по отделению от сетей ЕЭС России, в течение которых Калининградская энергосистема должна достаточно длительное время работать изолированно от ЕЭС России. Поэтому мы должны своевременно подготовиться к этому событию. Завершаются работы по вводу в эксплуатацию электростанций, которые при необходимости обеспечат устойчивую работу Калининградской энергосистемы в изолированном режиме. Уже реализованы мероприятия по сетевому строительству, компенсирующие негативные последствия разрыва энергокольца БРЭЛЛ. Таким образом, мы будем готовы к любому развитию событий и обеспечим надёжное и бесперебойное энергоснабжение Калининградской области.

5 октября 2018 в 13:45