«Мы рассчитываем, что локализация газовых турбин придёт к нам, мы этого очень хотим»

Конец лета – начало осени – традиционно ответственный период в энергетике: сектор готовится к очередному осенне-зимнему периоду (ОЗП). О ходе подготовки к зиме и текущей ситуации в Иркутской области, на Чукотке и в Крыму поговорили с директором Департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике Минэнерго РФ Евгением Грабчаком. Кроме того, обсудил с ним запрет на передачу за границу первичных данных о работе турбин и перспективы организации производства этого оборудования в России.

Евгений Грабчак

Какова текущая позиция Минэнерго по проблеме локализации газовых турбин, которая становится ключевой по мере распределения квот в рамках общероссийской программы модернизации?

Интерес к локализации производства в России проявляют несколько зарубежных производителей, среди которых Siemens, GE, Мitsubishi. СПИК (специальный инвестиционный контракт. – Прим. ред.) или не СПИК – вопрос вторичный. Первично надо понять, что они хотят локализовать. В 719-м постановлении правительства чётко прописаны параметры локализации. Необходимо отметить, что у нас уже было соглашение с Siemens, и они его, по сути, не выполнили. К 2020 году локализация у них должна составить 70%, они заявляют о текущем уровне примерно 60%, а фактически он составляет менее 40%. Уровень локализации турбин GE (77-82 МВт) и того ниже – около 20%. Минпромторг вернул заявку на СПИК 2.0, и здесь мы поддерживаем коллег. Мы не получим тех целевых значений по локализации с тем СПИКом, который был сформирован. Обязательства сторон были прописаны нечётко и неконкретно.

Но в Минэнерго рассчитывают на подписание локализационных соглашений с иностранными производителями турбин?

Мы рассчитываем, что какой-то документ будет подписан, и локализация придёт к нам, мы этого очень хотим. Но мы хотим, чтобы это была настоящая локализация: с производством горячей части, литьём корпусов, своим АСУ ТП. Мы хотим осуществлять трансфер технологий. Поэтому у нас внутри правительства пока идёт дискуссия о формате соглашений, обязательств и т. д.

Вы не разделяете позицию Минпромторга, который активно ратует за разработку турбин с нуля?

Почему? Сколько денег уже туда вложено, и не ратовать – неправильно. Здесь нужно понимать, что нам нужен разный типоряд турбин. Всё-таки локализация – это турбины большой мощности, а собственная разработка у нас максимальная пока на 110 МВт. «Силмаш» заявляет о более мощных турбинах, но дальше заявлений пока не продвинулся. Давайте посмотрим, когда будет что-то готово. ГТД-110М тоже надо доводить до ума, денег в проект вложено много и сейчас вкладывается. Другое дело, что не надо из 110 МВт пробовать сделать 170 МВт. Но доводить до ума точно надо, потому что локализация локализацией, но она касается не самых современных образцов, ни одна новая разработка нам отдана не будет. При этом понятно, что локализация будет всегда дешевле.

Какие особенности ОЗП в этом году вы могли бы отметить, за какими территориями на пороге зимы в Минэнерго следят наиболее пристально?

Говоря о подготовке к ОЗП, должен отметить, что ситуация становится с каждым годом лучше. Как вы знаете, мы изменили методику оценки готовности. Если раньше оценивали раз в год силами выездной комиссии (и здесь нередко значительную роль играл субъективный, человеческий фактор), то теперь уровень готовности к зиме оценивается на основе данных ежемесячного мониторинга. Кроме того, у компаний сектора растёт технологическая культура. Переломлена негативная тенденция в техническом состоянии: индекс перестал падать и стабилизировался. По состоянию на конец августа готовыми к ОЗП были признаны 182 субъекта электроэнергетики, или 43,8% из 416, готовыми с условиями – 129 (31%), не готовыми – 105 (25,2%). Наиболее частые нарушения касаются техсостояния объектов, несоблюдения планов ремонта, требований для участия в частотном регулировании. Ранее мониторинг охватывал 83 субъекта, сейчас приближается к 500, только в этом году под оценку стали попадать 150 новых субъектов. Это в основном блокстанции, на которых «сидят» единичные внешние потребители, и здесь есть существенные проблемы. За ними, а также за ещё одним проблемным сектором – мелкими ТСО – раньше следили региональные и муниципальные власти. Сейчас мы отмечаем явный недосмотр за этими предприятиями и предпринимаем шаги для устранения дезорганизации.

Говоря о проблемных моментах, стоит выделить регионы, пострадавшие в этом году от стихии – пожаров и наводнений. Это прежде всего Дальний Восток и Иркутская область. Из-за непогоды там очень много сил и аварийного резерва было потрачено сначала на предотвращение и минимизацию ущерба, а потом на устранение последствий. С учётом этих факторов коллеги готовились к зиме не в плановом порядке. Но в текущий момент мы смотрим на ситуацию с оптимизмом, подготовка прошла более-менее нормально.

Стоит отметить, что в последние годы климат меняется, погодные факторы начинают играть всё большую роль. Расширяется потенциально опасная зона «перехода через ноль»: если раньше в основном риски существовали для Сочинского региона, то теперь такие явления всё чаще прогнозируются в более северных регионах – Ростовской области, Поволжье. На Севере по мере освоения Северного морского пути вскрытие льда приводит к увеличению испарений, что повышает влажность и ведёт к повышенному льдообразованию на сетях. Такие проблемы мы стараемся решать вместе с коллегами по мере их появления. Так, в Центральном регионе сетевые организации уделяют значительное внимание профилактике последствий ледяных дождей. «Россети» проводят учения и чистят просеки, внедряют самоизолированные провода и т. д. В последнее время у нас не было широкомасштабных природных катаклизмов, например, когда ледяной дождь накрывал бы сразу несколько десятков регионов. Локальные происшествия случаются, но ущерб и последствия от них постепенно снижаются. Текущий показатель аварийности улучшается три года подряд: в сетях за минувший год – на 5%, в генерации – на 9%.

Подготовка к зиме каких энергокомпаний вызывает наибольшее беспокойство у Минэнерго?

К проблемным зонам можно отнести мелкие региональные ТСО, а также промгенерацию. Чаще всего это связано с невыполнением нормативных требований, а также низкой дисциплиной при предоставлении отчётности. В качестве примера можно привести иркутское «Облкоммунэнерго» (находится в областной госсобственности, контролирует 13% сетей в регионе. – Прим. ред.). В конце июня – начале июля в регионе прошёл аномальный паводок. После этого «Облкоммунэнерго» попросило выделить на ликвидацию последствий 1,5 млрд рублей. При этом компания на протяжении пяти лет ни копейки не вкладывала в техперевооружение и реконструкцию. Мы им сказали: «Ребята, нет. Давайте восстанавливать то, что пострадало от паводка, а техсостояние ваших объектов – это вопрос отдельный, и тут надо разбираться с качеством менеджмента». Сейчас они подали новую заявку на 768 млн рублей. По нашим оценкам, расходы, связанные непосредственно с восстановлением после паводка, составляют 100–150 млн рублей, причём все работы уже проведены. Поэтому от нас прозвучало предложение найти большую сетевую компанию, которая сможет решить вопрос с эффективным управлением этими активами. Минэнерго ратует за консолидацию, потому что это даёт эффект масштаба. У крупных игроков больший объём ресурсов и возможностей, чем у небольших ТСО, которые при мелких погодных неурядицах могут оставлять потребителей без света на 2–3 недели. Тут есть и вопрос законодательства, над которым мы сейчас размышляем: необходимо откорректировать систему для максимальной защиты прав конечных потребителей.

«Росатом» только что завершил ответственную операцию по доставке первого в мире плавучего атомного энергоблока в Певек, на Чукотку. Как продвигается проект замены мощностей Билибинской АЭС?

Блок доставлен, ведутся работы по установке. Остаётся пока открытым вопрос теплоснабжения одноимённого города, которое идёт от АЭС, у нас есть здесь опасения. «Росатом» хочет продлить ресурс всех трёх блоков Билибинской АЭС до 2023 года. Три блока нужны именно по теплу. Атомщики хотят иметь подстраховку на период развёртывания новой системы. Насколько нам известно, компания активно взаимодействует сейчас по этому вопросу с Ростехнадзором, который и будет принимать решение. В ведомство уже переданы необходимые документы. Новые правила продления срока эксплуатации энергоблоков вышли в 2018 году, они позволяют Ростехнадзору увеличить срок эксплуатации Билибинской АЭС.

Одновременно «Русгидро» просит перенести ввод двух ЛЭП в рамках Билибинского проекта на 2022 год, это при том, что сроки ввода по этим ЛЭП уже неоднократно переносились. Компания указывает на некачественное первоначальное проектирование и недостаточный объём финансирования (13 млрд рублей компания получила от государства в ходе допэмиссии). Сейчас ведётся корректировка стоимости проекта и определение дальнейших подходов к его реализации. Таким образом, новая энергосхема на Чукотке со всеми элементами цепи полноценно заработает к 2023 году.

Пару лет назад Минэнерго озаботилось правилами технического регулирования (ПТФ), они были разработаны и начали внедряться в прошлом году, когда на долю релейной защиты и автоматики (РЗА) пришёлся рекордный 51% системных аварий. Как проходит процесс внедрения ПТФ?

Ситуация с аварийностью РЗА меняется в лучшую сторону, пусть и не так быстро, как хотелось бы. ПТФ – важная и нужная вещь, правила частично уже работают. Мы выпустили 18 приказов, которые зарегистрированы Минюстом, вступили в силу и уже регулируют те или иные особенности технического функционирования энергосистемы. Ещё 12 приказов подписано, и сейчас они находятся на регистрации. До конца февраля мы планируем дополнить перечень ещё примерно пятью приказами. Таким образом, крайний срок к середине следующего года создание новой модели на основе ПТФ будет закончено. Уже сейчас мы можем сказать, что ПТФ очень помогают и нам, и субъектам электроэнергетики: действия персонала становятся более выверенными, в техническом функционировании энергосистемы становится больше порядка.

Какие задачи в части техрегулирования в Минэнерго ставят перед собой на перспективу?

На следующем этапе в рамках ПТФ нам предстоит большая работа по описанию особенностей функционирования ВИЭ в рамках ЕЭС. Кроме того, ПТФ предстоит адаптировать с учётом планов по цифровизации сетей. Пока это мало учитывается, но цифровые модели, единые классификаторы, требования к каналам связи, безопасности и т. д. должны быть учтены и вплетены в правила техрегулирования.

В прошлом году в энергосекторе с опасениями обсуждали инициативу Минэнерго на запрет передачи первичных данных о работе турбин за границу. Внедрено ли это требование и какова реакция генераторов, использующих турбины иностранного производства?

Новая схема заработала в августе. Она не предусматривает запрета как такового. Компании должны пройти проверку на незадекларированные возможности систем передачи данных. По сути, за рубеж нельзя передавать необработанные первичные данные, центры для их обработки должны находиться на территории РФ. Пока мы ещё ни одной проверки новых требований не проводили, но обязательно начнём в этом году. Производителей турбин эта система, похоже, устроила, они не жаловались. Мы не против, чтобы агрегированные данные передавались за рубеж, но они должны быть деперсонифицированы и деперсонализированы. При этом мы полагаем, что экспертные компетенции по прогностике должны создаваться и развиваться в России – основная идея новации была именно в этом.

Отчёты «Системного оператора» свидетельствуют, что Крым продолжает получать перетоки по энергомосту, несмотря на ввод на полуострове двух новых ТЭС. Получается, Крым остаётся энергодефицитным?

Это не так. Наличие перетоков по энергомосту происходит в обе стороны. Направление поставок энергии меняется в течение суток и зависит в том числе от ценовых факторов. Возьмём для примера 13 августа: с 5 до 9 и с 11 до 15 часов Крым поставлял энергию в ОЭС Юга, в остальное время принимал. Полуостров находится в первой ценовой зоне, и ему в зависимости от текущих цен на электроэнергию выгодно либо самостоятельно генерировать энергию, либо забирать её по энергомосту. Кроме того, в Крыму более 300 МВт дешёвой, «неДПМовской» солнечной генерации. При наличии погодных условий эти станции выгодно загружать по максимуму и передавать энергию на материк. Более того, использовать энергомост по максимуму призывает ФСК, которая получает плату за перетоки. Все технические вопросы, в том числе с новой генерацией, в Крыму сняты, перетоки – вопрос лишь экономической целесообразности.

С чем связано объявление нового конкурса на подключение работающей Симферопольской ТЭС к энергосистеме? В сентябре его вновь объявило «Крымэнерго», стартовая цена составила 551 млн рублей.

Станция работает в сети, речь идёт о втором этапе работ, повышающем надёжность схемы выдачи мощности, то есть о запасной схеме. Второй этап реализуется в рамках федеральной целевой программы, за неё отвечает Минэкономразвития. Запасная схема необходима на случай ремонтов либо проблем в имеющейся цепи.

Как продвигается процесс акционирования «Крымэнерго», которое должно будет заниматься сетями полуострова?

АО «Крымэнерго» создано, его гендиректором назначен Дмитрий Рязанцев (бывший замгендиректора по техвопросам – главный инженер «Кубаньэнерго». – Прим. ред.). Сейчас они занимаются передачей имущества – это процесс очень долгий, особенно учитывая, что в украинский период сетевое имущество там фактически не регистрировалось. Сейчас «Крымэнерго» занимается ревизией и оформлением документов на то, чем они владеют. Дальше имущество из ГУП «Крымэнерго» будет передаваться в казну, а уже оттуда – в созданное АО «Крымэнерго» (у него уже есть небольшой собственный тариф), которое впоследствии мы докапитализируем. Хоздеятельность переместится из ГУП в АО после того, как через казну будет проведено примерно 50–60% всех активов. Учитывая нормы действующего российского законодательства о запрете на совмещение сетевого и сбытового бизнеса, АО займётся сетевым хозяйством, а ГУП оставит у себя функции сбыта. Впоследствии ГУП, скорее всего, будет приватизировано.

Когда может завершиться основной этап перевода имущества из ГУП «Крымэнерго» в АО?

У нас в этом году уже выделено бюджетное финансирование для акционерного общества на проектирование модернизации распредсетей на южном побережье Крыма. Поэтому тема передачи имущества не терпит отлагательств, этим надо срочно и быстро заниматься. Пытаемся. К сожалению, законодательство наше не всегда совершенно, и есть сложные запутанные ситуации, которые приходится как-то расшивать. Проблема регистрации имущества очень тяжёлая, мы плотно работаем с Минэкономразвития, Роскартографией, Росимуществом. Надеемся завершить процесс через полгода.

Совместный проект «Перетока» и журнала «Энергия без границ».


10 Октября 2019 в 10:11