Проблемы и перспективы развития электроэнергетики в восточных регионах России

Валерий СТЕННИКОВ
Директор, Институт систем энергетики
им. Л.А. Мелентьева СО РАН,
академик РАН, д. т. н.
Е-mail: sva@isem.irk.ru

Владимир ГОЛОВЩИКОВ
Главный специалист, Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН,
к. т. н., старший научный сотрудник
Е-mail: vladgo@isem.irk.ru

Алексей ОСАК
Научный сотрудник, Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН
Е-mail: osakalexey@mail.ru

Введение

Последние годы, и особенно в 2022 и начале 2023 г. активно обсуждается тема появления дефицита электрической энергии (мощности) на юге ОЭС Сибири, и прежде всего, в Иркутской области, Республике Бурятия и Забайкальском крае [1]. Еще два-три года назад его не существовало. Энергосистемы этих регионов всегда были избыточными по электрической мощности. Дефициты мощности, конечно, существовали, но они носили локальный характер и были обусловлены неразвитостью электрических сетей (прежде всего низких классов напряжения 35 кВ и ниже), к которым подключено большинство потребителей регионов.
Текущая ситуация требует проведения системного анализа сложившихся энергетических проблем и нарастающих тенденций для всей ОЭС Сибири, территориально охватывающей Сибирский федеральный округ (СФО) и частично территории Дальневосточного федерального округа (ДВФО). Он должен опираться на оценку существующего состояния, перспективные прогнозы социально-­экономического развития входящих в них регионов и возрастающие уровни спроса на энергию. Сложность такого анализа обусловлена ограниченностью доступа к статистической и корпоративной информации, закрытость которой постоянно растет.

Краткая характеристика ОЭС Сибири

ОЭС Сибири функционирует на территории 10 субъектов Сибирского федерального округа (СФО) и включает в себя 8 региональных электроэнергетических систем (РЭЭС) субъектов Федерации, в том числе: Красноярская (а также Тыва), Иркутская, Кемеровская, Алтайская (Алтайский край и Республика Алтай), Омская, Хакасская, Томская и Новосибирская. Эти регио­нальные ЭЭС, существенно отличаются по составу и мощности генерирующих источников, а также по составу потребителей и, как следствие – ​по объемам потребляемой электроэнергии. Управление технологическим режимом работы ОЭС Сибири достаточно надежно и эффективно осуществляет структурное подразделение СО ЕЭС РФ – ​Объединенное диспетчерское управление Сибири (ОДУ Сибири), которое расположено в г. Кемерово. Кроме того, в зону действия ОДУ Сибири исторически входит управление режимами энергетических систем Республики Бурятия и Забайкальского края, которые входят в состав ДВФО, но их основные электрические связи ориентированы на ОЭС Сибири.
Суммарная установленная мощность генерирующих объектов ОЭС Сибири более 52,2 ГВт. Электросетевой комплекс (ЭСК) ОЭС Сибири состоит из системообразующих ЛЭП напряжением 110–500 кВ (одна ЛЭП в габаритах 1150 кВ) и распределительных сетей с классом напряжения 35 кВ и ниже, к которым подключено большинство потребителей СФО. На территории СФО действуют крупные электросетевые компании (ЭСК): ОАО «ИЭСК» (входит в структуру Еn+); ПАО «ФСК ЕЭС»-«МЭС Сибири»; филиалы ПАО «МРСК Сибири».
ОЭС Сибири связана ЛЭП высоких классов напряжения с энергосистемами Урала (включая Тюмень) и Востока (связи с малой пропускной способностью на напряжении 220 кВ), а также с энергосистемами соседних стран: Казахстана, Монголии и Китая. Электросетевой комплекс ОЭС Сибири является технологической основой для оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ и РРЭМ соответственно). По данным на 01.01.2023 г. распределение установленной мощности по различным типам электростанций представлено следующим образом: гидроэлектростанции (ГЭС) – ​25,4 ГВт (48,5 %); тепловые электростанции (ТЭС) – ​26,5 ГВт (50,7 %), солнечные электростанции (СЭС) – ​0,4 ГВт (0,8 %). Значительная доля ГЭС (порядка 50 %), с одной стороны, является положительным фактором (как традиционный источник возобновляемой энергии – ​ВИЭ), а с другой стороны, обуславливает необходимость содержать в ОЭС Сибири резервные тепловые мощности («холодный» и «горячий» резервы), так как выработка электроэнергии на ГЭС зависит от режимов водности. Это влияние было весьма существенным несколько лет назад, когда наблюдался маловодный период.
Общая протяженность линий электропередачи составляет более 100 тыс. км (рис. 1).

Перетоки мощности в размере около 2 млн кВт по транзиту «Сибирь – ​Урал – ​Центр» (межсистемные связи) обеспечивают достаточно устойчивый режим функционирования всей ОЭС Сибири, в том числе сглаживая в значительной степени колебания режимов работы ГЭС.
В 2022 г. в ОЭС Сибири было выработано около 210 млрд кВт⋅ч электрической энергии. В тот же период потребление электроэнергии по ОЭС Сибири составило 212,4 млрд кВт⋅ч, недостающая разница (2,4 млрд кВт⋅ч) покрывалась за счет внешнего перетока из ОЭС Урала. При этом в отдельные периоды года переток меняет свое направление с западного на восточное и наоборот.
В структуре потребителей электроэнергии в ОЭС Сибири наиболее высокая доля приходится на металлургию – ​около 40 %, прежде всего, это алюминиевые заводы. Весьма значительную долю электроэнергии потребляет население – ​около 13 %, при этом она постоянно увеличивается и в ряде регионов составляет основной прирост нагрузки.
По данным АО «СО ЕЭС» максимумы нагрузки были достигнуты в декабре 2022 г., январе – ​феврале 2023 г. (таблица 1).

Согласно информации, приведенной в таблице 1, существенный непокрываемый дефицит в ОЭС Сибири отсутствует. Дефицит мощности появляется только при пиковых нагрузках в некоторые зимние месяцы. Существующие ЛЭП между энергосистемами позволяют в настоящее время обеспечивать необходимые объемы перетоков электроэнергии и мощности.
Формирующийся дефицит мощности и электроэнергии в южной части Иркутской области покрывается перетоком из системы Республики Бурятия в объеме около 100–150 МВт мощности. Анализ ситуации в СФО показывает, что имеющиеся в настоящее время в ОЭС Сибири резервы электрической мощности в целом способны покрыть прогнозируемый рост нагрузки, связанный со сдержанным социально-­экономическим развитием регионов Сибири (1,5–2 %). Существенный дефицит электрической мощности может возникнуть только в случае, если темпы роста их социально-­экономического развития составят не ниже 5–10 % в год [4]. Существующий дефицит электрической мощности в некоторых районах СФО пока имеет в основном локальный характер и обусловлен прежде всего неразвитостью электрических сетей и значительным разрывом установленной и рабочей мощностью генерирующих источников. Более сложная проблема в Иркутской области, где устранение нарастающего дефицита мощности можно решить либо строительством новых генерирующих источников, либо строительством высоковольтных ЛЭП (напряжением 220–500 кВ), а также широким применением устройств компенсации реактивной мощности в существующих сетях [1]. Дефицит мощности здесь связан с развитием «Восточного полигона» с существенным увеличением тягового электроснабжения реконструируемой Байкало-­Амурской магистрали (БАМ). Без реализации данного направления невозможно повысить пропускную способность БАМа до 180–200 млн т в год к 2024 г., даже если будут успешно выполнены общие строительные работы по железнодорожному полотну, мостам, тоннелям и т. д. Увеличение пропускной способности за счет усиления тепловозной тяги приведет к существенному удорожанию перевозок.
Следует отметить, что критически уязвимые объекты, влияющие на обеспечение надежного и качественного электроснабжения в ОЭС Сибири, которые могли бы поставить под угрозу энергетическую безопасность СФО, в настоящее время отсутствуют. Это подтверждают исследования, проведенные ИСЭМ СО РАН по анализу энергетической безопасности в СФО. Проблемы, связанные с энергобезопасностью, которые могут привести к критической ситуации, обусловлены главным образом темпами старения основных фондов электроэнергетической отрасли [5, 6].

Проблемы энергосистемы Сибири

Энергетическая система Сибири создавалась под развитие производительных сил всей страны. Энергоисточники и электрические сети развивались вокруг мощных производственных комплексов и наоборот – ​наличие мощных источников электроэнергии обуславливало сооружение энергоемких производств (например: около ГЭС), это первое. Второе, Сибирь обладает высоким гидроэнергетическим потенциалом, поэтому здесь сооружались мощные ГЭС с многолетним режимом регулирования с целью энергоснабжения будущих энергоемких производств – ​алюминиевых заводов, химических производств и лесопромышленных комплексов. Третье, большие запасы угля способствовали созданию крупных тепловых электростанций на угольных разрезах, в частности таким является Канско-­Ачинский теплоэнергетический комплекс. Для передачи мощности и энергии на мощные производственные комплексы и социальную сферу строились протяженные высокого напряжения (500, 220 кВ) линии электропередачи, которые в свою очередь формировали Единую электроэнергетическую систему Сибири, как важнейшую часть ЕЭС страны.
Электрическая нагрузка (электрическая мощность) промышленного сектора экономики страны, подключаемая к высоковольтным системообразующим сетям, преобладала в общей структуре нагрузок Сибирского региона. Электрическая нагрузка населения, сферы услуг, подключаемая к низковольтным – ​распределительным сетям, была минимальной. В настоящее время ситуация изменилась, нагрузка промышленного производства падает, а населения и сферы услуг растет. Например, в Иркутской области при одинаковом электропотреблении в 2022 г. и в 1989 г. соответственно в объеме более 64 млрд кВт·ч и 66 млрд кВт·ч, промышленное потребление электроэнергии сократилось с 74 до 56 %, а нагрузка населения увеличилась с 4 до 15 % и продолжает увеличиваться. В результате перегруженными оказались сети низкого напряжения 35 кВ и ниже. Другая структурная проблема связана с тем, что освободившиеся в результате сокращения потребления электроэнергии промышленностью, невостребованные электрические мощности оказались сосредоточенными на севере, а электрические нагрузки (прежде всего населения и социальной сферы) возрастают на юге. Это приводит к необходимости строительства либо линий электропередачи, либо новых источников генерации на юге региона [1].
Кроме того, отсутствие необходимой пропускной способности электрических сетей, соединяющих электростанции с потребителями, приводит к «запиранию мощности» – ​невозможности выдачи мощности этих электростанций в сеть.
Следующий важный вопрос возникает с большим разрывом установленной (по составу основного оборудования), располагаемой (по составу оборудования находящегося в работе) и рабочей мощности (располагаемая мощность минус мощность оборудования находящегося в ремонте). По величине в декабре 2022 г. (см. таблицу 1) это соответствует следующему соотношению 52230 / 40292 / 32562 или 100 % / 77 % / 62 %. В отдельные периоды эти разрывы достигают более глубокой величины. В ­какой-то мере это объясняется наличием большой доли ГЭС в структуре электрогенерирующей мощности. Выработка ими электроэнергии во многом определяется естественными колебаниями годового стока рек Ангаро-­Енисейского бассейна, энергетический потенциал которого составляет от 70 до 120 млрд кВт·ч. В связи с этим, в балансы электроэнергии закладывается, как правило, гарантированная выработка электроэнергии, соответствующая маловодной ситуации.
Во многих случаях разрывы между установленной и располагаемой мощностью электростанций связаны с несоответствием мощности вспомогательного и основного оборудования электростанций. Управление планами ремонтных работ также существенно влияет на уровень рабочей мощности.
Несмотря на имеющийся общий резерв электрический мощности в ОЭС Сибири (как было показано выше), в отдельных субъектах СФО таких, как Алтайский край, Омская и Томская области, Республика Тыва, существует несбалансированность нагрузки потребителей и генерирующей мощности электростанций. В сумме по перечисленным четырем регионам он составляет 874 МВт (1,7 % от суммарной нагрузки ОЭС). Этот объем недостающей мощности, для обеспечения качественного и надежного электроснабжения потребителей, покрывается за счет небольших избытков мощности в других энергосистемах СФО, а также за счёт перетоков мощности из смежных энергосистем Урала, Центра.
Рост электрической нагрузки населения связан, с одной стороны, с развитием индивидуального малоэтажного загородного жилищного строительства с электроотоплением. Особенно это актуально для сибирских регионов, где практически отсутствует газоснабжение. К ним следует отнести текущих и будущих участников федерального проекта «Чистый воздух» – ​Красноярск, Улан-­Удэ, Кызыл, Абакан, Иркутск, Улан-­Удэ, Свирск, Черемхово и др. Хорошо известно, что одной из главных проблем электроотопления (наряду с тарифами на электроэнергию) является крайне неравномерный в течение года график потребления электроэнергии, когда в периоды экстремального похолодания происходит пиковое потребление, часто приводящее к перегрузкам и авариям в распределительных электрических сетях. Проблема усугубляется отсутствием действующих механизмов управления спросом на электроэнергию у коммунально-­бытовых потребителей В результате требуется строительство избыточных электросетевых и генерирующих мощностей, которые не востребованы в теплое время года, что снижает экономическую эффективность энергосистем и приводит к росту тарифов.
Одним из ключевых факторов роста энергопотребления в настоящее время представляется стихийное, неорганизованное развитие майнинга криптовалюты, это относится, прежде всего, к южным районам Иркутской энергосистемы [7]. Пока с этим процессом энергосистема справляется. Вместе с тем, увеличение сегмента таких потребителей (по количеству и объемам потребления мощности) в общей структуре электропотребления и создание крупных дата-центров (ЦОД – ​центры по обработке данных), которые значительно быстрее возводятся, чем промышленные объекты или жилые комплексы, может привести к острой ситуации, побуждающей дефицит мощности в некоторых районах. Фактически «майнинг» (прежде всего «серый» – ​нелегальный), не имеющий ни налоговой отдачи, ни оплачивающий коммунальные услуги, включая электроэнергию, по реальной цене, сегодня противопоставляется жилищному строительству и развитию производства.

Перспективы развития ОЭС Сибири

Прирост электрических нагрузок за период 2023–2028 гг. (таблица 2) [8] в связи с развитием промышленности прогнозируется на уровне 3560 МВт (около 12 %). Более 700 МВт потребуется для алюминиевых заводов. Наибольший рост нагрузки связан с реализацией планов по расширению магистральной инфраструктуры Восточного железнодорожного полигона, освоение Ковыктинского газоконденсатного месторождения (КГКМ), разработка перспективных рудных месторождений и др. На увеличение пропускной способности БАМа и Транссиба потребуется дополнительно более 1400 МВт.

Дефицит на всем периоде 2023–2028 гг. по мощности при максимуме потребления будет наблюдаться по тем же субъектам СФО, что и в настоящее время (Алтайский край, Новосибирская область, Омская область, Томская область, Республика Тыва). Избыточная электрическая мощность может быть сосредоточена в таких регионах, как Иркутская область (около 2–3 ГВт), Красноярский край (около 8 ГВт), Республика Хакасия (около 4,5 ГВт). В целом запас мощности в энергосистеме Сибири составит 14,9 ГВт в 2028 г. по сравнению с 17,1 ГВт в 2023 г. Увеличение располагаемой мощности в результате ввода новой генерации суммарно 1514 МВт, модернизации оборудования 225 МВт и вывода изношенного оборудования из эксплуатации 220 МВт составит 1519 МВт. Кроме увеличения электрической мощности предполагается значительное развитие системообразующего электросетевого комплекса, обеспечивающего межсистемные перетоки в дефицитные регионы и устранения проблемы «запертой» мощности электростанций.
В документах перспективного развития электроэнергетики предусмотрен ряд технических мероприятий по устранению складывающего дефицита на юге энергосистемы. Например, они включают развитие электросетевой инфраструктуры в Иркутской области. К наиболее крупным можно отнести строительство воздушной линии 500 кВ Усть-­Кут – ​Нижнеангарская (первый этап по усилению энергоснабжения восточной части БАМа) и воздушной линии 500 кВ Усть-­Илимская ГЭС – ​Усть-­Кут, реконструкцию подстанции 500 кВ в Усть-­Куте.
Территория юго-восточной части ОЭС Сибири, в которую входит Иркутско-­Черемховский и Тулуно-­Зиминский энергорайоны Иркутской энергосистемы, а также южные части Республики Бурятия и Забайкальского края, отнесена к зоне технологически необходимой генерации. По предварительным оценкам в СиПР, на период 2023–2028 гг. мощность вновь вводимой генерации, для частичного покрытия дефицита электрической мощности в южной части Иркутской области, должна быть не менее 690 МВт. При этом 460 МВт планируется ввести в южной части Забайкалья и не менее 230 МВт – ​в южной части Бурятии [8].

Некоторые предложения по развитию ОЭС Сибири общесистемного характера

Предложения по устранению проблем, имеющих место в ОЭС Сибири, включают целый ряд технических и организационных мероприятий. Следует также отметить, что предлагаемые мероприятия (по крайней мере большинство из них) актуальны не только для СФО и ДВФО, но и для других регионов страны.
Необходимо устранить разрыв между установленной и располагаемой мощностью электростанций, который превышает 23 %, а относительно рабочей мощности он достигает более 37 %. Мероприятия по устранению разрыва мощности должны быть приоритетными по отношению к новому строительству генерирующей мощности.
Необходимо оптимально планировать ремонтные работы на электростанциях и сетевом комплексе для сокращения числа часов этих работ, особенно в периоды пиковых сезонных нагрузок. В период максимума нагрузок все оборудование должно быть исправным и находиться в работе либо в резерве.
Необходимо комплексно решить вопрос по ликвидации проблемы «запертой» мощности электростанций и передачи ее в энергодефицитные регионы. Важными здесь являются межсистемные связи между региональными энергосистемами с точки зрения устранения дефицитов и оптимизации межрегиональных перетоков, определяемых несовпадением пиков нагрузок из-за разницы часовых поясов. Конкретные мероприятия могут быть определены на основе системных расчетов оптимального развития и реконструкции Энергосистемы Сибири в целом, включая балансовые и режимные исследования. К сожалению, такие расчеты на основе тщательного системного анализа в настоящее время не выполняются ни при разработке СиПР электроэнергетики РФ, ни при разработке генеральной схемы развития электроэнергетики России [8, 9]. В законодательном порядке необходимо ввести процедуру согласования СиПР электроэнергетики РФ руководителями субъектов РФ.
Необходимо разработать региональные программы комплексного развития распределительного электросетевого комплекса (напряжением 35 кВ и ниже). Особенно это важно в связи вовлечением в энергоснабжение распределенной малой генерации энергии и подключения ее к энергосистеме. В настоящее время, в силу изложенных выше причин, это наиболее уязвимое место в энергоснабжении населения и других экономически и социально важных потребителей, включая малый бизнес.
Необходимо существенно активизировать работу по сооружению источников генерации энергии на основе ВИЭ малой и средней мощности в изолированных и труднодоступных районах страны, в том числе для замены морально и физически устаревших дизельных электростанций (ДЭС), требующих огромных ежегодных бюджетных расходов на закупку топлива для ДЭС и их текущей эксплуатации. Компании, сооружающие ВИЭ, стремятся реализовывать крупные проекты (до десятков МВт), в том числе и в зонах централизованного электроснабжения, где действует механизм ДПМ, поскольку это им экономически более выгодно, чем реализовывать малые ВИЭ в труднодоступных районах.
Необходимо как можно скорее вводить 4‑ю категорию надежности электроснабжения потребителей, энергоснабжение которых можно ограничивать свыше 24 часов (разовое ограничение) и свыше 3‑х суток за год (как это установлено для 3‑й категории). Введение такой категории позволит ограничивать максимум энергосистем, исходя из фактических возможностей по электроснабжению. Наиболее остро этот вопрос стоит в работе с «майнингом».
Необходимы изменения нормативно-­технической документации (НТД) в части большего стимулирования конечных потребителей (в т. ч. коммунально-­бытовых) по добровольному снижению нагрузки в периоды максимума потребления и других режимных ограничений. Существующей системы управления спросом недостаточно, так как она привязана к ценам оптового рынка без учета стоимости реконструкции/развития сетей.
Необходимы изменения НТД в части более четких критериев ограничения потребителей разных категорий надежности в периоды максимума нагрузок и пикового потребления. В частности, чтобы ограничивать «майнеров» без необходимости строительства новых ЛЭП и новых электростанций с целью обеспечения кратковременного пикового потребления.
Необходимо ввести лицензирование (или иные методы регулирования) в отношении ЦОДов и «майнинга». Возможно, необходимо ввести механизмы регулирования мощности по критерию электропотребления. При этом нужно разделять ЦОДы для государственных нужд 7х24 (государственные и корпоративные ресурсы, СМИ и т. п.) от «майнеров», у которых отсутствует потребность в непрерывной работе. В отношении ЦОДов 7х24 можно требовать лицензирования на уровне Федеральной службы по техническому и экспортному контролю (ФСТЭК России), а в отношении остальных требовать применения 4‑й категории надежности электроснабжения. Критерий обязательного лицензирования будет являться некоторым порогом величины электропотребления майнинговыми фермами, на сотрудника предприятия или на одно домохозяйство (число прописанных жителей). Необходимо запретить стихийный «майнинг» в социально-­жилищной сфере, поскольку это является нарушением требований по технической и пожарной безопасности.
Необходимо газифицировать дефицитные по электрической мощности районы, и прежде всего, пригородные районы и сельские поселения южных районов Иркутской области, Бурятии и Забайкалья, одновременно с введением мер стимулирования сокращения от электроотопления. Это позволит существенно сократить энергодефицит без дополнительного строительства дорогостоящих ЛЭП 220 и 500 кВ. Газификация позволит снизить максимум нагрузки на пике до 1 ГВт.
Одним из возможных направлений, по снижению дефицита электрической мощности, может быть сооружения газопровода «Сила Сибири 2» с Ямала через Красноярский край в южные районы Иркутской области и далее по газопроводу «Союз Восток» в Монголию. Вместе с тем, более эффективной может оказаться комплексная газификация с получением широкой гаммы продуктов с добавленной стоимостью на базе Ковыктинского месторождения, расположенного в Иркутской области.

Предложения по устранению дефицита мощности на Юге ОЭС Сибири

Поскольку реальный дефицит электрической мощности, как было показано выше, возник в юго-восточных ОЭС Сибири, то предлагаемые решения рассматриваются, прежде всего для Иркутско-­Черемховского и Тулуно-­Зиминского энергорайонов Иркутской энергосистемы, а также для южных районов Республики Бурятия и Забайкальского края.
Для частичной ликвидации дефицита мощности и обеспечения надежного электроснабжения потребителей Иркутской области, юга Республики Бурятии и Забайкальского края, необходимо устранить «узкие места» в этих регионах. С этой целью, как отмечалось выше, на уровне 2028 г. в СиПР РФ предлагается ввести новую генерацию в объеме не менее 690 МВт, а возможно и более [8]. Изучается также возможность строительства электростанции в Бодайбинском районе мощность около 550 МВт. Не закрыта тема по строительству Тельмамской ГЭС мощностью около 400 МВт (второй на реке Мамакан), планы по сооружению которой разрабатывались почти двадцать лет назад.
Наименее затратное мероприятие для уменьшения прогнозируемого дефицита мощности в Иркутской области является увеличение пропускной способности на 5–10 % существующих ЛЭП 500 кВ, идущих из района г. Братска в район г. Иркутска, за счет применения современных средств компенсации реактивной мощности в ЛЭП (КРМ) – ​без сооружения новой одноцепной ЛЭП‑500 кВ.
Частичное покрытие нагрузки Восточного полигона железной дороги становится возможным с вводом строящейся воздушной линии 500 кВ Нижнеангарская – ​Усть-­Кут и воздушной линии 500 кВ Усть-­Илимская ГЭС – ​Усть-­Кут, реконструкции подстанции 500 кВ в Усть-­Куте.
Для передачи электроэнергии из Красноярской энергосистемы необходимо усиление межсистемной связи между энергосистемами Иркутской области и Красноярским краем– сооружение третей цепи ЛЭП‑500 кВ от подстанции «НовоЗиминская» в направлении Иркутска.
Для устранения дефицита электроэнергии на Юге Иркутской области и дефицита тепловой мощности в правобережной части г. Иркутска, сдерживающего его развитие, необходимо сооружение в городе газовой теплоэлектроцентрали мощностью около 1 ГВт. В связи с этим актуальным вопросом является подача газа в Иркутск. При комплексном использовании газа, включая газохимию на существующих заводах Саянска и Ангарска, наиболее рациональным вариантом является газоснабжение с Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области. В этом случае будет достигаться синергетический эффект его использования.
Важными мероприятиями, как для Иркутской области, так и для ОЭС Сибири является модернизация существующих генерирующих мощностей электростанций и сетевых объектов сибирской энергосистемы и смежных с ней энергосистем с целью повышения возможностей по производству и передаче электроэнергии и мощности. Большая работа в этом направлении проводится структурами En+ по модернизации ГЭС ангарского каскада, которая близка к завершению.

Перспективы развития энергетики Дальневосточного федерального округа

Краткая характеристика ОЭС Востока [11]. В Объединенную энергетическую систему Востока (ОЭС Востока), входящую в состав ДВФО, включены региональные электроэнергосистемы (РЭЭС) Амурской области, Хабаровского края и Еврейской автономной области, Приморского края и Республики Саха (Якутия). Эти системы связаны ЛЭП 220 и 500 кВ, что обеспечивает единый режим их работы. ОЭС Востока имеют связи РЭЭС Иркутской области и Забайкальского края, входящих в ОЭС Сибири по ЛЭП 220 кВ с ограниченной пропускной способностью. С территории Амурской области по линиям электропередачи 110, 220 и 500 кВ осуществляется переток в северные районы Китая.
Режимом работы ОЭС Востока управляет филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ Востока. Суммарная установленная мощность электростанций ОЭС Востока (начиная от 5 МВт и выше) по данным на 01.01.2023 г. составляет 11,2 ГВт. Общая протяженность линий напряжением 110–500 кВ около 36 тыс. км. Как и в СФО основными в структуре электростанций ДВФО являются тепловые электростанции (около 60 %).
Как было отмечено выше, электросетевой комплекс ОЭС Востока представлен сетями различных классов напряжения, но к наиболее важным следует отнести все электросети 500 кВ, входящие в структуру ПАО «Россети».
Приведенные выборочные данные по основным фондам ОЭС Востока показывают, что электроэнергетика объединенной энергосистемы региона обладает достаточно мощным потенциалом, который позволяет обеспечить покрытие спроса на электроэнергию не только в настоящее время, но и в перспективе, с учетом планируемой модернизации некоторых тепловых станций. По заявлениям руководства СО ЕЭС России, прогнозируемый ежегодный рост потребления по ОЭС Востока около 4 % [11].
Как и в ОЭС Сибири, в ОЭС Востока, начиная с конца 2021 г., наблюдаются превышения «исторических максимумов электропотребления», вызванных не только холодной погодой, но и ростом промышленной нагрузки со стороны объектов «РЖД», нефтепровода «Восточная Сибирь – ​Тихий океан», Амурского газоперерабатывающего завода, угольных предприятий и т. д., а также коммунально-­бытовой сферы [12]. Потребление электроэнергии в ОЭС Востока растет с 2021г, в среднем около 4 % в год. В частности, в марте 2022 г. оно увеличилось на 4,4 % по сравнению с его уровнем в марте 2021 г. и составило 4186,6 млн кВт·ч. При этом выработка электроэнергии достигла 4564,6 млн кВт·ч, это на 7,5 % больше, чем в марте 2021 г. Избыток электроэнергии был направлен в Китай и в ОЭС Сибири.

Перспективы развития электроэнергетики ДВФО

Планы развития электроэнергетической отрасли ДВФО на среднесрочную перспективу закреплены в СиПР на 2023–2028 гг. [8].
К 2028 г. спрос на электроэнергию прогнозируется на уровне 57,3 млрд кВт·ч. Особенно высокий прирост прогнозируется в 2023 г. – ​около 10 %, который обосновывается реализацией мероприятий по увеличению пропускной способности БАМа и Транссиба. Однако, в интервале рассматриваемого в СиПР периода среднегодовой рост спроса на электроэнергию составит около 4,2 %.
Такие достаточно высокие прогнозируемые темпы роста спроса на электроэнергию опираются на прогнозы социально-­экономического развития Дальнего Востока. Эти прогнозы находят всеобъемлющую поддержку (финансовую и организационную) руководства страны, подкрепляемые конкретными планами с соответствующим финансовым и организационным обеспечением.
Современное состояние электроэнергетики ДВФО и приведенные в СиПР (и других программных документах) перспективные прогнозы электропотребления и необходимой мощности, дают основание утверждать, что острых проблем по обеспечению достаточно надежным энергоснабжением в данном регионе в среднесрочной перспективе нет. Тем более, что нет причин, которые могли бы привести к угрозам энергетической безопасности в южных, наиболее развитых регионах ДВФО. Конечно, при условии модернизации и развития основных энергетических фондов.
В данной статье нецелесообразно рассматривать планируемые масштабные мероприятия по развитию ОЭС Востока, поскольку данная информация приведена в упомянутой СиПР. По мнению авторов необходимо рассмотреть проблему, связанную с организацией коммерческих отношений и конкурентного рынка в сфере электроэнергетики в зоне функционирования ОЭС Востока, которая достаточно подробно озвучивалась в сентябре 2022 г. на сессии «Электроэнергетика Дальнего Востока» на Восточном экономическом форуме ВЭФ‑2022 [11, 12 и др.].
Функционирующий в настоящее время федеральный оптовый рынок электрической энергии и мощности (ОРЭМ) России, при всех его недостатках является конкурентным и состоит из двух ценовых зон: 1‑я – ​европейская часть страны с Уральским регионом, а также Тюменской областью; 2‑я – ​Сибирь от Омской области по Забайкальский край включительно. Причем, равновесные цены, которые складываются во второй ценовой зоне в результате конкурентных торгов на рынке на сутки вперед (РСВ), всегда меньше, чем в первой ценовой зоне. Рынок электроэнергии в зоне функционирования ОЭС Востока регулируется государственными структурами. По мнению многих участников данной сессии, переход к конкурентному рынку электроэнергии и мощности, путем интеграции существующего регулируемого рынка во вторую ценовую зону ОРЭМ (Сибирь), позволит повысить эффективность и надежность электроснабжения потребителей, сдержать рост тарифов (цен) на электроэнергию и привлечь инвесторов в электроэнергетику. Эти надежды на положительный эффект от внедрения «конкурентных отношений» в целом могут быть приняты. Однако, многолетний опыт функционирования ОРЭМ России показывает, что сдержать рост тарифов не удается, сохраняется перекрестное субсидирование, привлечение инвестиций происходит в ограниченных объемах. Развитие электрических сетей и генерирующих источников через механизмы RAB-регулирования и договоры предоставления мощности (ДПМ и ДПМмод) в конечном итоге происходит за счет конечных потребителей. Кроме того, крупные ошибки в прогнозах социально-­экономического развития страны и, как следствие, ошибки в прогнозах электропотребления привели к тому, что в стране только по официальным данным появилось не менее 40 ГВт «лишней мощности» (в том числе из-за не вывода из эксплуатации станций и блоков, отработавших свой ресурс). Аналогичная ситуация наблюдается и в электросетевом комплексе: построено большое количество электросетей высоких классов напряжения с загрузкой не более 20 %. По сути, это «замороженные» инвестиции, которые оборачиваются значительной финансовой нагрузкой на потребителей.
Перечисленные выше проблемы должны учитываться при разработке планов развития электроэнергетики Дальнего Востока, построенных на конкурентных отношениях. Ключевую роль в этом должны иметь тщательно проработанные на основе системного похода сценарии последствий принимаемых решений на социально-­экономическое развитие ДВФО с учетом всех факторов, в том числе негативных, существенно усиливающихся в последнее время. Только такой подход позволит избежать крупных ошибок, которые были допущены ранее в других регионах страны. Достаточно прагматичный подход к внедрению конкурентных отношений в электроэнергетике ДВФО высказал заместитель министра энергетики РФ П. Сниккарс 5 апреля 2023 г. на конференции «Российская энергетика, новые грани развития» Поддержав направление по созданию конкурентных отношений, он справедливо отметил, что как в Сибири, так и на Дальнем Востоке необходимо уточнить инвестиционные проекты. Такой подход, по его словам, обеспечит выбор эффективных решений в электроэнергетике.
Что касается утверждения о готовности начать этот поэтапный процесс уже в конце 2022 г. с окончанием к 2025 г., то оно вызывает множество вопросов. Дело в том, что, как отмечалось выше, технологической основой рынка электрической энергии и мощности является развитая электрическая сеть, обеспечивающая связи между поставщиками электроэнергии и её потребителями. Если существующая внутренняя электросеть ОЭС Востока достаточно развита (включая сети 500 кВ), то внешние связи с ОЭС Сибири состоят только из нескольких ЛЭП 220 кВ с низкой пропускной способностью.. Строящаяся ЛЭП‑500 кВ от г. Усть-­Кута в Иркутской области не решит проблему межсистемных связей, так как ее сооружение планируется только до п. Нижнеангарск на севере озера Байкал. В утвержденном СиПР [8], на период с 2023 по 2028 гг. не предусмотрено сооружение ЛЭП‑500 кВ, которые бы обеспечили создание полноценной связи между ОЭС Сибири и ОЭС Востока. Вызывает также вопрос, почему не переводится на напряжение 500 кВ существующая ЛЭП, построенная более пятнадцати лет назад от г. Шелехов (фактически пригород г. Иркутска) в сторону Гусино-­Озерский ГРЭС (Республика Бурятия). Эта ЛЭП, работает с минимальной загрузкой под напряжением 220 кВ, а сооружалась она именно для будущего объединения ОЭС Сибири с ОЭС Дальнего Востока.
На основании вышеизложенного, можно констатировать, что без сооружения развитой электрической сети, и прежде всего на напряжении 500 кВ (а лучше на 750 кВ), создать полноценный конкурентный рынок на основе объединения ОЭС Сибири и ОЭС Востока ни к 2025 г., ни к 2028 г. не представляется возможным.
Отдельно необходимо выделить инициативы, связанные с принятием в последнее время некоторых нормативно-­правовых документов, которые могут существенно повлиять на обоснованность принятия решений по развитию энергетических систем.
К таким документам следует отнести упомянутый выше федеральный закон № 174, который закрепил право по разработке СиПР и генеральной схемы развития электроэнергетики России для всех регионов страны за СО ЕЭС РФ. Основная цель этого федерального закона формулируется как стандартизация процесса разработки и утверждения СиПР, результатом которой должны стать качественные программные и стратегические документы развития электроэнергетики страны и ее регионов. За субъектами РФ оставили только необходимость предоставления системному оператору информации для разработки СиПР, а также участие в так называемом «общественном обсуждении проекта СиПР». Это монополизирует фактически весь процесс планирования и прогнозирования электроэнергетики России и ее регионов, и не соответствует действующей в стране схеме стратегического планирования. С таким подходом можно согласиться только для субъектов РФ с малым сегментом энергетики в их экономике и отсутствием высококвалифицированного научно-­технического персонала. Утвержденная СиПР на период 2023–2028 гг. показала, что многочисленные обоснованные предложения субъектов не были приняты, «общественные обсуждения» свелись к формальному процессу, без всякой обратной связи и ­каких-либо объяснений. Такой подход к разработке важнейшего документа, как СиПР, неизбежно приведет к принятию не оптимальных субъективных решений в сфере электроэнергетики.
В основе концепций, стратегий, программ и планов развития энергетики в стране должна лежать обоснованная стратегия и соответствующие программы социально-­экономического развития России. Причем, таких сценариев должно быть, как минимум два: оптимистический, основанный на положительных тенденциях и факторах, и консервативный, учитывающий все риски и угрозы. К сожалению, уже не раз принимались некорректно обоснованные стратегии (например, Энергетическая стратегия до 2030 г., которая к 2020 г. потребовала актуализации). Нередко в такие документы включаются мало значимые направления развития и упускаются главные. Подтверждением этому служит процесс разработки и принятия Стратегии социально-­экономического развития СФО до 2035 г. (стратегия СФО). Научно-­техническое сообщество, региональные власти активно включились в январе-­феврале 2023 г. в процесс подготовки предложений, которые были направленны в установленные сроки в аппарат полномочного представителя Президента РФ в СФО, комиссию по энергетике Совета безопасности РФ. Однако, как оказалось, стратегия была уже утверждена и в ней, естественно не были учтены большинство замечаний и предложений. Следует особо отметить, что принятый вариант стратегии СФО был наихудшим документом, принятым в последние годы среди документов аналогичного масштаба. В частности, в стратегии СФО практически не представлена ни промышленность, ни энергетика, ни инфраструктурное развитие округа, вместе с тем, в ней много детализированной второстепенной информации по развитию туризма, дорог и т. д. Такая стратегия не может служить механизмом и базой социально-­экономического развития территорий СФО, в ней отсутствует основа для разработки стратегических и программных документов по развитию регионов СФО.

Заключение

Состояние энергетики восточных регионов России в целом можно признать удовлетворительным. Электроэнергетический комплекс СФО и ДВФО в настоящее время обеспечивает электроэнергией в полном объеме и приемлемого качества все группы потребителей этих территорий. Накопленный потенциал электроэнергетики СФО и ДВФО может покрыть спрос на электроэнергию в среднесрочной перспективе (3–5 лет).
Возникающий дефицит электрической мощности в некоторых регионах Сибирского федерального округа носит относительно локальный характер. Он в основном определяется имеющимся разрывом установленной и рабочей генерирующей мощности в среднем не менее 40 %, неразвитостью распределительных электрических сетей низких классов напряжения. В связи с этим необходимо оптимизировать регламенты проведения ремонтных работ, изменить политику по развитию электросетевого комплекса не только в восточных регионах, но и во всей России, отдав приоритет электросетевому комплексу средних и низких классов напряжения 35 кВ и ниже. Предложенные выше некоторые организационно-­технические мероприятия будут способствовать устранению сложившихся узких мест.
Остро стоящие вопросы с энергетической безопасностью СФО и ДВФО в настоящее время и в среднесрочной перспективе не наблюдаются. Вместе с тем, критическая ситуация может возникнуть, если не будут своевременно выполняться основные мероприятия, предусмотренные в СиПР, а также в случае задержки выполнения работ по реконструкции изношенных основных фондов электроэнергетики.
Положительный эффект по организации конкурентных отношений в ОЭС Востока за счет интеграции со второй ценовой зоной ОРЭМ возможен только при значительном усилении межсистемных связей между ОЭС Сибири и ОЭС Востока, при наличии позитивного результата тщательно выполненного анализа и устранения недостатков существующего ОРЭМ, который по многим признакам является только формально конкурентным.
На основе тщательно разработанной стратегии социально-­экономического развития России, содержащей обоснованный прогноз потребности экономики и социальной сферы в мощности, необходимо разработать взаимодополняющие энергетические стратегии федеральных округов и субъектов РФ. Только на основании этих стратегий необходимо разрабатывать программы и планы развития энергетики. Невыполнение этих условий неизбежно приведет к принятию неэффективных решений по организации успешного функционирования и развития энергетики страны и её регионов.

Работа выполняется в рамках государственного задания (№ FWEU-2021-0001) программы фундаментальных исследований Российской Федерации на 2021-2030 гг. и при поддержке Российского фонда фундаментальных исследований, грант №019-018-00183.