Андрей Большаков: «Рост потребления энергии в Татарстане больше, чем по всей ЕЭС России»

«Динамика потребления электроэнергии положительная, прирост 3,6%»

Андрей Викторович, «Системный оператор» осенью принял решение закрыть публикацию ежемесячных данных о динамике потребления и выработке в Единой энергетической системе (ЕЭС) в целом и в региональных энергосистемах в частности. Раскройте же тайну – с какими показателями Татарстан закончил 2022 год?

Прежде всего, «Системный оператор» выступает за достоверность публикуемых выводов о функционировании ЕЭС России, диспетчером которой он и является. К сожалению, осенью 2022 года были случаи некорректного использования оперативных данных о работе ЕЭС, которые в режиме автоматической трансляции отображались на официальном сайте АО «СО ЕЭС». Неправильное использование данных в собственных расчетах величины потребления создает риски получения недостоверных выводов о режиме работы энергосистемы, которые впоследствии публикуются еще и со ссылками на АО «СО ЕЭС» как на источник информации. Поэтому «Системным оператором» и было принято решение скорректировать объем информации, предоставляемой в открытом доступе. Именно в публичной сфере – органы исполнительной власти регионов, хочу подчеркнуть, эту информацию периодически получают в полном, даже в более расширенном объеме. Также продолжается и публикация информации, раскрытие которой предусмотрено действующими нормативно-правовыми актами.

Что касается динамики потребления электроэнергии в энергосистеме Татарстана за 2022 год, то мы идем с приростом в 3,6%. Это объяснимо и обусловлено ростом производства на предприятиях нефтедобычи и нефтепереработки. Частично дает определенную долю прироста и транспорт.

Если углубляться в детали, то могу сказать, что «Татнефть» за 2022 год в плане электропотребления приросла на 14%. А самый большой прирост в процентном соотношении дали производства комплекса ТАНЕКО – порядка 23%. Достаточно хорошо, стабильно чувствует себя и КАМАЗ, его электропотребление шло с приростом порядка 2,5-2,6%. Что касается нефтехимии, у «Нижнекамскнефтехима» и «Казаньоргсинтеза» динамика немного разная. В первом случае – минус 2,7%, во втором – в пределах погрешности, но порядка 0,5% плюса. Что касается транспорта, «Транснефть Прикамье» тоже приросло, и РЖД тоже идет в районе плюс 3%. Все это суммарно и определило рост электропотребления в Татарстане по итогам только что завершившегося года.

Если посмотреть на ежемесячную статистику в течение 2022 года, то потребление в Татарстане росло практически весь прошлый год, в отличие от соседних энергосистем. С чем это было связано?

Я помесячно, даже понедельно этим занимаюсь и могу сказать, что мы где-то к февралю 2022 года имели прирост чуть более 6% по отношению к аналогичному периоду прошлого года. Но, наверное, с марта, мы стали потихонечку сокращать этот гандикап и в результате пришли к озвученной цифре – плюс 3,6%. Могу сказать, что такой плюс по году – это тоже очень хороший показатель. Это больше, чем по всей ЕЭС России. Но я бы не стал сравнивать показатели энергосистемы Татарстана с соседними энергосистемами в ОЭС Средней Волги, тут много тонкостей.

«Энергосистема республики условно поделена на три энергорайона»

Хорошо, тогда расскажите, какие факторы определяют динамику потребления в Татарстане.

Вообще энергосистема республики условно поделена на три энергорайона. Есть район, в котором сосредоточены электроприемники предприятий «Татнефти», мы его называем балансирующим. Максимальное потребление этого района зимой составляет порядка 1,5 ГВт, а летом – 1,3 ГВт. Там прирост потребления по году составил порядка 13,5%. Это в основном восток, юг и юго-восток республики, нефтеносные районы Татарстана, где преобладающие, основные потребители – это нефтедобыча. Там, конечно, есть и коммунально-бытовая нагрузка, но преобладает все-таки промышленная. Собственно, и рост там объясняется как раз ростом нефтедобычи.

И есть Казанский и Нижнекамский энергорайоны. В Казанском максимум потребления – примерно 1,5 ГВт зимой, летом – порядка 1-1,1 ГВт, и вот здесь как раз преобладает в основном коммунально-бытовая нагрузка. Прирост потребления этого энергорайона за 2022 год составил 2,2%, главным образом за счет ввода нового жилья и коммерческой недвижимости. Для сравнения – на промышленность в потреблении здесь приходится 350-400 МВт; это «Казаньоргсинтез», авиационный кластер, пороховой завод. То есть промышленные потребители занимают где-то 20-25%, не больше. Остальное – это быт и мелкомоторная нагрузка.

В Нижнекамском энергорайоне ситуация прямо противоположная, там величина промышленного производства составляет порядка 70-80%, все остальное – это бытовая нагрузка. Максимум потребления там – порядка 1,9 ГВт зимой и около 1,5 ГВт летом. Суммарно по 2022 году там получилось минус 1,6%, объясняется это снижением потребления самого крупного потребителя в энергорайоне – «Нижнекамскнефтехима», который работает в соответствии с собственными производственными планами. Как я выше сказал, у комбината снижение относительно прошлого года составило 2,7%.

Исходя из этих вводных, вырисовывается и ответ на ваш вопрос. Потребление энергосистемы имеет нелинейную зависимость от температуры наружного воздуха и при прохождении определенного положительного значения температуры начинает расти. Почему – есть так называемые метеозависимые потребители: это население, мелкомоторная и коммунально-бытовая нагрузка. При высоких температурах наружного воздуха в таких энергоузлах включается эффект кондиционирования. Кстати, в этом году этот эффект мы в Татарстане ощутили в полной мере: в начале августа три раза превышали установленный летом 2021 года летний максимум потребления периода высоких температур. Если в 2021 году мы впервые вышли за 4 ГВт (точнее, 4007 МВт), то в прошлом три раза били и эту величину. И теперь летний максимум потребления энергосистемы составляет 4132 МВт. Это достаточно много. И такое состояние дел объяснимо как раз ростом потребления метеозависимыми потребителями. Тут важный момент отмечу – если сравнивать показатели максимумов, то в 2021-м температура наружного воздуха была чуть выше, чем в 2022-м. То есть если цифры привести к одинаковым температурам, то в прошлом году величина потребления вышла бы еще больше.

Зимний максимум нагрузок тоже был достигнут буквально в декабре. С чем этот рекорд был связан и будут ли еще рекорды?

Как уже сказал, летние максимумы главным образом зависят от поведения метеозависимых потребителей. Что касается зимнего максимума – это рост нагрузки промышленных потребителей. Здесь никаких хитростей нет: растут ТАНЕКО, «Татнефть», КАМАЗ, ТАИФ-НК, развивается особая экономическая зона «Алабуга», где основные резиденты – это предприятия по производству автокомпонентов, крупноузловой сборке автомобилей, предприятия легкой промышленности. Частично растет РЖД, расширяется завод транспортного электрооборудования, который находится в Набережных Челнах. И ряд других энергоемких потребителей. Суммарно, в совокупности, постепенный рост потребления этих промышленных потребителей и дает прирост по всей энергосистеме.

Могу добавить, что превышение исторического максимума потребления, которое было зафиксировано 6 декабря на уровне 4821 МВт, состоялось при более теплой температуре наружного воздуха. Опять же, если привести цифру к температуре 2021 года, то величина была бы гораздо больше. Так что если этой зимой температура наружного воздуха в Татарстане будет ниже условно минус 20 градусов по Цельсию, при всех прочих равных условиях мы уже установленный максимум перебьем.

Еще отмечу, что помимо промышленности в республике есть и другие потребители, которые тоже дают определенный прирост. Просто определяющими в динамике потребления являются именно промышленники, особенно зимой (летом более определяющим является коммунально-бытовая нагрузка). И тут надо понимать, что хотя такие потребители имеют в основном базовую нагрузку, которая стабильна вне зависимости от времени года, но ведь сама по себе эта нагрузка растет. Я приехал в Татарстан в 2016 году, у ТАНЕКО тогда нагрузка была порядка 80 МВт, сейчас – более 200 МВт. «Нижнекамскнефтехим» занимается вводом нового этиленового комплекса, в республике в целом вводятся новые предприятия, а значит, появляются и новые электроустановки. Все это отражается и на динамике потребления.

Навскидку кажется, что разница между летним и зимним максимумами сокращается. Татарстан по специфике потребления тоже приближается к южным энергосистемам?

Категорически нет. Энергосистема республики не является «южной», где действительно летние максимумы, как правило, выше, чем зимние. У нас совсем не так, и такой тенденции на самом деле нет. Особенно если все эти рекорды, еще раз подчеркну, привести к аналогичным температурам, то описанный вами тренд вообще разбивается. Я бы ответил на вопрос так: есть тенденция увеличения потребления по энергосистеме суммарно. Кстати, в соответствии со схемой и программой развития электроэнергетических систем, которая сейчас разрабатывается, среднегодовые темпы прироста потребления электроэнергии в республиканской энергосистеме на период 2023-2028 годов составят 1,6%.

Подытожу: в структуре потребления энергосистемы Республики Татарстан крупные потребители в основном являются метеонезависимыми, иными словами, их график потребления в меньшей степени зависит от погодных условий, а в большей – от собственных производственных планов. Соответственно, график потребления в течение года у них более равномерный, нежели у населения и предприятий среднего и малого бизнеса. Кстати, увеличение доли малых потребителей в структуре потребления приводит к «метеозависимости» всей энергосистемы в целом, вот это, кстати, и характерно для южных регионов. Но не для Татарстана.

«Само слово “энергодефицит” предполагает наличие некой аварийности»

Не могу не задать вопрос, которым вас наверняка мучают постоянно: и зимние, и летние максимумы все равно существенно меньше установленной мощности всей энергосистемы. Но при этом Татарстан вынужден закупать электроэнергию из смежных регионов. Почему республика остается энергодефицитной?

Мне и правда часто приходится отвечать на этот вопрос. Действительно, установленная мощность энергосистемы Татарстана составляет порядка 8,6 ГВт. И эта установленная мощность в последние годы растет, потому что в республике вводится новое генерирующее оборудование. А исторический максимум потребления, как уже было сказано выше, сейчас достиг всего 4821 МВт. Если сравнивать эти две цифры, видно, что у нас есть достаточно большой запас мощности. Сальдо-переток – это арифметическая разница между величиной потребления в энергосистеме Татарстана и величиной генерации (выработки) электростанциями в республике. Так вот, с 2012 по 2017 год этот показатель стремительно рос. В 2017-м мы доходили до 7,3 млрд кВт·ч внешних перетоков. Затем в энергосистеме благодаря усилиям генерирующих компаний стало вводится новое эффективное оборудование – парогазовые установки на всех трех ТЭЦ в Казани. За счет этого объемы внешних перетоков стали сокращаться. Этот спад наблюдался в течение 2018-2019-х, потом был ковидный год, сальдо-переток снова увеличился, но это отдельная история. Сейчас мы идем чуть с меньшей величиной по сравнению с 2020-м и 2021-м годом, но все равно это около 5 млрд кВт·ч. Объясняется это неэффективностью части генерирующего оборудования внутри энергосистемы и ценовыми стратегиями энергокомпаний Татарстана на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Что вы подразумеваете под неэффективностью?

Смотрите, потребление электроэнергии не зависит от ценовых параметров, и эта величина лучше поддается прогнозированию, чем выработка электростанций, поскольку выработка зависит от ценовой политики генерирующих компаний. Ведь каждая генкомпания в отношении каждой единицы или группы генерирующего оборудования на своих электростанциях ежедневно формирует и подает свою ценовую заявку на ОРЭМ. Эта заявка либо отбирается, либо не отбирается рынком – здесь важен критерий минимальной цены (плюс наличие сетевых ограничений) на данный период. Вот и всё. В результате именно политика формирования цены каждой генкомпании приводит к наличию сальдо-перетока. Наличие положительного сальдо в энергосистему Татарстана говорит о том, что часть генерации электростанций в нашей энергосистеме неконкурентноспособна на опте.

Но совершенно очевидно, что в этой связи применять термин «дефицит энергосистемы» не совсем правильно. Само слово «дефицит» предполагает наличие некой аварийности, и необходимости принимать какие-то срочные решения. В энергосистеме Татарстана ничего из этого делать не нужно, сетевая инфраструктура, которая есть в республике, достаточно развитая и эффективная. Мы извне можем получить до 1,5 ГВт мощности. Но это вообще крайний вариант. Генерирующего оборудования, которое у нас есть, даже с учетом того, что его располагаемая мощность чуть поменьше установленной, тоже будет достаточно для покрытия потребления. Вопрос, сколько это стоит, но это не вопрос «Системного оператора».

«Лемаевская ПГУ – энергообъект хороший и важный»

Перейдем тогда к выработке. Она в Татарстане тоже в 2022 году росла. За счет чего в большей степени?

Да, выработка электростанций в Татарстане по итогам 2022 года выросла на 5,2%. Главным образом это произошло благодаря вводу в эксплуатацию с июля Лемаевской ПГУ на «Нижнекамскнефтехиме». Это новый объект генерации мощностью 495 МВт принадлежит СИБУРу и предназначен для покрытия нагрузки именно «Нижнекамскнефтехима». Там две газовых и одна паровая турбина. С лета эта станция работает в сети, и достаточно уверенно.

Дополнительно на рост генерации внутри энергосистемы повлияла и хорошая приточность по Нижнекамской ГЭС «Татэнерго», там выработка приросла на 13% к показателям предыдущего года. На тепловых электростанциях, которые принадлежат как «Татэнерго», так и ТГК-16 и «Татнефти», тоже был определенный рост – от 4,8% на Казанской ТЭЦ-3 до 8,9% на Нижнекамской ТЭЦ (ПТК-2). Это все в совокупности и определило то, что по выработке республика получила достаточно хороший плюс по отношению к предыдущему году.

Ввод Лемаевской ПГУ-ТЭЦ – это самый крупный ввод новой генерации не только в Татарстане, но и по всей стране. Как РДУ Татарстана будет управлять этим объектом?

В структуре выработки электроэнергии во всей энергосистеме Республики Татарстан на долю Лемаевской ПГУ за 11 месяцев 2022 года пришлось около 6,5%, а в структуре одного Нижнекамского энергорайона – 14,6%. Поскольку станция проектировалась для покрытия нужд в электроэнергии самого «Нижнекамскнефтехима», режим ее работы обоснован режимом работы самого предприятия.

В настоящий момент еще не принято основное решение – о выводе электростанции на оптовый или на розничный рынок. Поэтому оборудование станции не учтено в расчетной модели, то есть в формировании электроэнергетических режимов станция формально не участвует. Но по факту управления режимами на них распространяются требования федерального закона об электроэнергетике. При работе станции на розничном рынке у «Системного оператора» возможностей влиять на ее работу будет меньше, только при ликвидации аварийных ситуаций в энергосистеме. Но пока вопрос не решен, я бы не хотел его комментировать.

Ввод этого объекта по всем канонам, которые прописаны, – от организации схемы выдачи мощности до отсутствия негативного влияния на других потребителей, которые работают в Нижнекамском энергорайоне, – фактически произошел. Построен большой распределительный пункт напряжением 110 кВ на 27 присоединений, по сути, это новая мощная узловая подстанция. Построены новые и переустроены действующие линии электропередачи, организована работа автоматики. Энергообъект хороший и важный. Вопрос – как мы будем с ним работать? В Татарстане никто никому врагом не является, мы все равно найдем какое-то решение. Надо просто интересы различных компаний как-то взаимоувязать. Уверен, мы договоримся и будем нормально работать на благо всех потребителей.

Еще один проблемный вопрос – это судьба парогазовых установок на казанских ТЭЦ, на турбинах американской General Electric. Из-за санкций компания ушла из России. Могут ли возникнуть проблемы в Казанском энергоузле?

Во-первых, напомню, что ввод ПГУ и ГТУ на трех ТЭЦ в Казани, особенно машины на Казанской ТЭЦ-3 мощностью 405,6 МВт, которая была построена вне программы ДПМ (договора предоставления мощности, по которым компании получали возврат инвестиций в новые объекты генерации за счет гарантированных патежей потребителей ОРЭМ), обеспечил полное покрытие потребления Казанского энергорайона. До 2014 года там был настоящий провал, внутренняя генерация не обеспечивала потребителей, но эту проблему «Татэнерго» и ТАИФ решили.

Во-вторых, только ПГУ и ГТУ сейчас обеспечивают порядка 50-55% генерации в Казанском энергоузле. И это очень эффективное генерирующее оборудование. Могут ли возникнуть проблемы? Еще в феврале 2022 года мы такой анализ проводили и сделали для себя вывод, что Казани, где как раз и сосредоточены действующие в Татарстане газовые турбины иностранного производства, бояться нечего. Если вдруг по какой-то причине эти установки выйдут одномоментно, даже в ремонтной схеме, даже в случае нормативного возмущения, никаких проблем с точки зрения управления электроэнергетическими режимами в Казанском энергоузле не возникнет.

За счет чего можно спать спокойно?

Вопрос нужно рассматривать в комплексе. Во-первых, на казанских ТЭЦ кроме новых ПГУ и ГТУ есть еще традиционное, паросиловое оборудование, которое частично и сейчас работает, частично находится в резерве. Оно будет использовано в случае выхода из строя газовых турбин. Во-вторых, надо понимать, что вероятность того, что они выйдут из строя одновременно, крайне низкая. Я не говорю, что такой вероятности вообще нет, но она стремится к нулю. Но, условно, если выйдет из строя одна ПГУ, тут же будет включена из резерва другая единица генерирующего оборудования.

В-третьих, как я уже говорил, за последнее 10-летие «Сетевая компания» также провела огромную работу, в итоге энергосистема Татарстана получила в том числе большие резервы сетевой мощности, порядка 1 ГВт только для Казани. Введен третий источник питания класса напряжения 500кВ – ПС «Щелоков», введены две новые линии 220 кВ «Щелоков – Центральная» протяженностью чуть больше 200 км, которые связали Нижнекамский и Казанский энергоузлы. Ранее, в преддверии Универсиады, был развязан «тройник», который соединял эти два энергоузла – из тройной ЛЭП сделали полноценные две линии. За счет этого пропускная способность электрической сети также увеличилась. Так что в еще более крайнем случае все можно будет решить за счет сети.

«Татэнерго» в 2022 году по известным причинам была вынуждена заморозить проект модернизации Заинской ГРЭС. Понятно, зачем этот проект был нужен компании. Но зачем он нужен энергосистеме?

Отвечу так: явный плюс от реализации проекта модернизации этой ГРЭС – это реновация устаревшего оборудования почти в полтора раза более энергоэффективным и маневренным блоком. Что плюсом должно было привести к снижению стоимости электроэнергии для конечного потребителя за счет более высокого КИУМ (коэффициент использования установленной мощности) и меньшего удельного расхода топлива.

«Программа развития электроэнергетических систем до 2028 года появится после 1 марта»

Схема и программа развития энергосистемы сейчас у Татарстана существует в закрытом формате, что нетипично для регионов страны. Но с Нового года функции по разработке таких документов переходят к «Системному оператору». В чем преимущества?

В прошлом году было принято решение, что единым центром компетенции для перспективного планирования развития ЕЭС России в целом и электроэнергетических систем регионов в частности станет «Системный оператор». Из-за этого существенно меняются правила разработки таких документов. До сих пор каждый регион за деньги, которые нужно было заложить в бюджете, нанимал проектную организацию и ежегодно разрабатывал схему и программу развития электроэнергетики на пять лет вперед. Возникала масса проблем, так как правила разработки таких документов не были единообразны. Приходилось примирять между собой генерацию, сети и потребителей, бывало и так, что «Системный оператор» просто не согласовывал эти документы. И из-за этого каждый год формировать такие схемы было достаточно сложно.

С 2023 года вопросы перспективного планирования в электроэнергетике переходят «Системному оператору». Если раньше это была трехуровневая история, то теперь будет двухуровневая. Будет разрабатываться Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики для всей страны на 18 лет, каждые 6 лет она будет актуализироваться. И одновременно будет разрабатываться схема и программа развития электроэнергетических систем (регионального уровня). В рамках переходного периода к новой системе будет разработана некая промежуточная схема развития, на сегодняшний момент она практически уже готова. В начале года пройдет ее общественное обсуждение, в котором смогут принять участие органы исполнительной власти, потребители, генерирующие и сетевые компании, научно-исследовательские институты, граждане. Все они смогут высказать свои замечания и предложения. И тогда «Системный оператор» разработает единый документ, который внутри уже будет содержать и данные в отношении каждой региональной энергосистемы. Являясь государственной организацией, мы отстаиваем только одни интересы – это интересы государства. Других интересов у нас нет.

И эту работу по разработке региональной части будет вести РДУ Татарстана?

Нет, но мы будем участвовать в этой работе. Заниматься разработками будет напрямую «Системный оператор», там в исполнительном аппарате для этого создано специальное подразделение. Наша (РДУ) задача – собрать информацию со всех интересантов внутри Татарстана и максимально понятно довести суть произошедших изменений в процессе, а также разъяснить действия субъектам электроэнергетики и органам исполнительной власти республики. Утвержденная Схема и программа развития электроэнергетических систем на период 2023-2028 годы появится после 1 марта.