Закон сохранения энергии

Евгений Петрович, СО прогнозировал дефицит энергии лишь к 2029 году. Он случился раньше? В чем причины проблем в этом году?

Евгений Грабчак: Ни для кого уже не секрет, что у нас в особом режиме функционируют энергосистемы юга, Дальнего Востока и юго-восточной части Сибири. Здесь при определенных условиях - пиках потребления, сочетания внешних факторов, к примеру, жаркого лета и ремонтов генерирующих мощностей или электросетевого комплекса - могут возникать технологические нарушения, которые влияют на стабильность работы энергосистемы и на обеспечение энергоресурсов потребителей. Так произошло в этом году. Поэтому Министерство энергетики и СО как компания ответственная за перспективное развитие планирование и управление энергосистемой, другие энергокомпании ввели особый режим работы в этих регионах.

Тот дефицит, о котором предупреждает СО к 2029 году, это прогноз риска. Возможно, есть некоторые факты, которые сейчас усугубляют текущую ситуацию. Но то, что сейчас делается - ввод новой генерации, мероприятия, обеспечивающие стабильность энергосистемы - позволяют говорить о том, что ситуация под контролем и каких-то серьезных инцидентов мы не ожидаем. И даже при каких-то технологических нарушениях, если таковые произойдут, энергетики готовы к скорейшему восстановлению энергоснабжения.

То есть повторения проблем с энергообеспечением этой зимой или следующим летом не ожидается?

Евгений Грабчак: Любая технологическая система - это сложная система, в которой могут возникать инциденты, приводящие к отказу работы отдельных элементов. Поэтому аварии могут быть. Здесь главный вопрос по наличию резерва мощности и по сокращению времени ликвидации этих аварий. Резервов у нас, к сожалению, на юге, на Дальнем Востоке и в Юго-Восточной части Сибири маловато. При этом, именно здесь у нас возникает большой объем вынужденных ремонтов генерирующего оборудования, и здесь же часто в неудовлетворительном состоянии оказывается электросетевое оборудование.

Почему так получилось?

Евгений Грабчак: По разного рода причинам. В первую очередь, это такое тотальное недофинансирование энергетики. Оно привело к тому, что резервов мощности не так много, как хотелось бы, а достаточно большой объем оборудования имеет высокий износ. По сути, находится в неудовлетворительном состоянии. Но вместе с тем ситуация, еще раз повторю, прогнозируемая. Энергетики готовы к тому, что даже если будут какие-то аварии, то они будут в максимально короткие сроки устранены, а энергоснабжение восстановлено.

Высказывались предположения, что дефицит электроэнергии в этих регионах будут компенсировать за счет ввода новых мощностей солнечной и ветровой генерации. Это так?

Евгений Грабчак: СО отработал механизм возможности переноса уже ранее проведенных конкурсов на строительство объектов возобновляемой энергетики, в том числе с европейской части России на Дальний Восток. Да, конечно, возобновляемая энергетика - это возможность в очень короткий срок закрыть дефицит электроэнергии. Объекты солнечной и ветровой генерации строятся очень быстро. Строительство новой тепловой электростанции или ее модернизации занимает от четырех до пяти лет, гидроэлектростанции или атомной станции - еще больше, 8-10 лет.

Но это не является решением, системным решением вопроса. Потому что возобновляемая энергетика должна работать в паре с базовой генерацией, в том числе снижая общую стоимость энергии для потребителей.

Почему?

Евгений Грабчак: Из-за технологических особенностей работы солнечных и ветровых станций не всегда можно рассчитывать на заявленные объемы построенной генерации возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Они не всегда могут закрыть дефицит, в первую очередь, по мощности. Яркий пример: в этом году на юге в силу сочетания нескольких факторов, в том числе, жары, большого объема аварий и ремонтов, пришлось вводить ограничения для потребителей. При этом юг у нас один из наиболее благополучных регионов для возобновляемой энергетики. К сожалению, выработка электроэнергии ВИЭ в этот критичный период сильной жары и высокой нагрузки на энергосистему была минимальна. При установленной мощности более 2 ГВт выработка была менее 10% от этого значения.

А на Дальнем Востоке какую долю могут занять ВИЭ в генерации?

Евгений Грабчак: Мы ориентируемся на долю ВИЭ чуть более 10 % от общей установленной мощности генерации, считая ее оптимальной. Разные условия - уровень инсоляции, ветровые нагрузки - могут эти значения двигать как в большую, так и в меньшую сторону. Но это не отменяет технологические особенности работы ВИЭ, о которых я уже говорил. Для работы ВИЭ нужна базовая нагрузка традиционных мощностей, без них мы не справимся.

Чем больше объем базовой генерации мы имеем, например, гидрогенерации, тем проще будет регулировать работу энергосистемы. Возобновляемая энергетика неравномерна по выработке. Сглаживать эти неравномерности, оперативно реагировать на пики потребления возможно только, когда ВИЭ работает в паре с базовой генерацией.

На Дальнем Востоке ВИЭ очень хорошо работают в гибридных комплексах, в децентрализованных зонах энергоснабжениях, где энергоснабжение осуществляется за счет дизель-генераторных установок, привозного топлива и северных завозов. Там она позволяет существенно снизить себестоимость киловатта. И здесь она будет и дальше интенсивно развиваться.

Будут ли в России строиться новые угольные станции, электростанции?

Евгений Грабчак: Конечно. У нас как минимум сейчас прошел отбор по строительству новых мощностей генерации для покрытия дефицита в юго-восточной части Сибири. Четыре проекта отобраны, все на угле.

Активно обсуждается также проект генеральной схемы, где нам к 2042 году нужно более 91 ГВт мощностей построить, и большая часть - это тепловая генерация. При выборе типа станций, конечно же, необходимо посмотреть на конечную стоимость энергии на всем этапе жизненного цикла. И здесь для тепловой генерации уже начинается межтопливная конкуренция, между углем и газом. И, конечно же, при определенных условиях, к примеру, в регионах, где в непосредственной близости есть угольные месторождения или нет проблем с его доставкой, угольная генерация становится экономически более выгодной.

Мы рассчитываем, что доля угольной генерации в энергобалансе, как минимум, будет сохраняться, а ее объемы в зависимости от конъюнктуры рынка угля, газа, первичных топливных ресурсов, возможно, будут увеличиваться. Сейчас основные страхи по поводу угольной генерации связаны с экологией, но текущие системы улавливания, электрофильтры позволяют существенно снизить негативное влияние и сформировать выбросы на приемлемых уровнях с точки зрения воздействия на окружающую среду.

В каких регионах возможно увеличение объемов угольной генерации?

Евгений Грабчак: Сейчас у нас примерно 62-64% выработки энергии происходит на тепловых электростанциях (ТЭС). Из них чуть меньше половины приходится на угольные электростанции. Больше всего угольных ТЭС в Сибири и на Дальнем Востоке. Это объясняется очень просто: здесь хорошая ресурсная база по углю, и она более развита, чем газовая. Если учитывать, что в России в целом объемы генерации будут расти, то там, где это выгодно, будут увеличиваться и мощности на угле. При этом, в первую очередь, конечно, ожидается, что на Дальнем Востоке будет активно развиваться атомная энергетика и гидроэнергетика. Но можно сказать, что доля угольной генерации на Дальнем Востоке не будет существенно уменьшатся.

А планируется ли в России строить мини-ГЭС?

Евгений Грабчак: Конечно. Традиционно на Северном Кавказе и Северо-Западе России. Уже вышло распоряжение, где мы увеличиваем объем поддержки мини-ГЭС за счет ДПМ ВИЭ (механизм поддержки ВИЭ). Ожидаем, что это позволит дополнительно ввести более 150 МВт малых ГЭС. До этого года в рамках ДПМ ВИЭ уже было отобрано 16 проектов, из которых девять построено. Технологический потенциал и задел у нас есть.

Большая гидроэнергетика также не забыта. К 2042 году по генсхеме должно быть построено ГЭС порядка 9 ГВт мощности. И это только первичный задел. Гидроэнергетика имеет большой потенциал, как малая, так и большая. Мы надеемся на то, что инвестиционные механизмы, которые мы сейчас прорабатываем, могут обеспечить модернизацию новой генерации, развитие электросетевого комплекса, они позволят, в том числе, придать дополнительный импульс развитию гидрогенерации.

В какие сроки неценовые зоны энергосистемы России перейдут к рыночному ценообразованию? Планируется ли переход к рынку изолированных энергосистем?

Евгений Грабчак: К следующему году у нас должны перейти все неценовые зоны, кроме Калининграда, в рынок. Изолированные зоны в рынок не переходят, поскольку они изолированы технологически. Там невозможно сформировать рыночные механизмы.

Как переход повлияет на тарифы для населения и цену электроэнергии для промышленных потребителей?

Евгений Грабчак: Для населения у нас полностью регулируемый вид ценообразования. И здесь, конечно, никакого влияния от перехода не будет.

На промышленность влияние есть, но резкого роста цен мы не ожидаем. Например, на Дальнем Востоке есть проблема высокого износа сетей. Необходимы инвестиции в модернизацию и восстановление объектов генерации. Поэтому, конечно же, нагрузка какая-то будет, но больших всплесков не будет, и все это регулируется соответствующими регламентами рынка. За этим следит Федеральная антимонопольная служба (ФАС). Поэтому существенно выше каких-то инфляционных ожиданий стоимость электроэнергии для промышленности не вырастет.

Есть ли промежуточные итоги ввода дифференцированных тарифов на электроэнергию для населения? В среднем люди стали платить больше или меньше?

Евгений Грабчак: Регионы пока не очень активно пользовались этим механизмом. До второй половины 2024 года он применялся всего в нескольких регионах. Это Кузбасс, Крым, все новые регионы. Со второй половины текущего года число таких регионов существенно возросло, сейчас их более 70. Но говорить о том, что мы набрали какую-то статистику, чтобы однозначно утверждать, какой эффект, пока рановато.

Поэтому следующий наш шаг, скорее всего, будет в закреплении нормативной вилки по уровню дифференциации тарифов для того, чтобы регионы видели плюсы от их введения, в том числе понимая, что они позволят привлечь дополнительные инвестиции в реконструкцию, модернизацию изношенного сетевого комплекса.

Конечно же, вот при определении этой вилки, да, будем исходить в том числе из особенностей регионов. Есть регионы с большим летним потреблением, с большим зимним потреблением, есть регионы, например, где большая доля электроотопления и прочее.

Поэтому здесь нужно подходить, с одной стороны, аккуратно, чтобы не навредить. С другой стороны, конечно же, у нас дешевая электроэнергия для одних потребителей не должна становиться субсидируемой другими потребителями (перекрестное субсидирование - прим. "РГ"). Объем перекрестного субсидирования растет и достиг 300 миллиардов рублей. Неправильно, когда за счет ухудшения состояния сетевого комплекса, недоинвестирования в сети, развивается какой-то другой сегмент экономики, пусть и важный. Тем более неправильно, когда перекрестное субсидирование становится источником сверхдоходов не совсем законопослушных граждан, как это происходит у нас с майнингом.