Андрей Большаков, РДУ Татарстана: «Такого падения энергопотребления не было с 2008 года»

Когда Татарстан преодолеет энергодефицит, какой энергетический потенциал у МСЗ и кто нацелился оседлать ветер республики

«В Альметьевском районе снижение электропотребления в мае самое сильное, и оно до сих пор не отыграно», — говорит Андрей Большаков, директор регионального диспетчерского управления Татарстана. Причина — не только локдаун, но и сделка ОПЕК+. В интервью «БИЗНЕС Online» Большаков рассказал, почему республика — «как хорошо удобренная грядка», насколько ему комфортно работается среди местных генералов энергетики и зачем РТ закупает энергию извне, хотя может производить вдвое потребности.

«Мы планируем режим энергосистемы по математической модели»

— Андрей Викторович, расскажите, пожалуйста, что такое «Системный оператор»? Чем занимается?

— АО «Системный оператор Единой энергетической системы» — специализированная организация (со 100% госучастием), которая единолично управляет электроэнергетическими режимами на территории России. В начале 2000-х, когда происходило реформирование энергетики, выделялись отдельно генерация, электросетевой комплекс, сбыт, ремонт и так далее, было важно сохранить независимое, объективное и прозрачное оперативно-диспетчерское управление всеми этими секторами. Для этого и была выделена отдельная структура. На сегодняшний день Системный оператор состоит из главного диспетчерского центра, расположенного в Москве, 7 объединенных диспетчерских управлений в разных федеральных округах,  49 РДУ — филиалов регионального уровня, а также 16 представительств. Границы деятельности РДУ Татарстана совпадают с территорией республики, но так не везде, например, в операционную зону Нижегородского РДУ входят энергосистемы Республик Марий Эл и Чувашии).

Что это значит в прикладном выражении? Мы ежесекундно контролируем соблюдение основных параметров режима (это частота, напряжение, токовые нагрузки по элементам сети, перетоки мощности в контролируемых сечениях) в области допустимых значений в любом состоянии энергосистемы. А когда требуется, оперативно регулируем эти параметры. Прогнозируем объемы генерации и потребления, проводя расчеты на  математических моделях, формируем резерв необходимых мощностей на станциях, который нужен на случаи плановых и не плановых изменений в энергосистеме.

Кроме того, мы согласовываем вывод объектов в ремонт и из эксплуатации, с постоянной готовностью к самому тяжелому развитию событий, чтобы, например, аварийное отключение генератора или вывод из строя важной ЛЭП, не сказалось на надежности электроснабжения.  Мы разрабатываем и контролируем выполнение суточных графиков работы электростанций и сетей, а также выдаем техтребования при присоединении субъектов электроэнергетики к электрической сети.

— То есть вы в том числе ставите задачу по выработке генкомпаниям? ТГК-16, «Татэнерго»?

— Не совсем так. Все крупные станции работают на оптовом рынке и величина их генерации зависит от складывающейся там цены. При этом учитывается множество экономических и технических факторов, включая фактическое состояние электросети (с учетом крупных ремонтов). Оптимальный график генерации на каждый час для каждой станции рассчитывает суперкомпьютер, а наши диспетчеры контролируют выполнение этого графика и при необходимости, регулируют нагрузку станций.

С генкомпаниями у нас заключены договоры возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению, с сетевыми организациями и потребителями — безвозмездные соглашения. Основными объектами генерации территории являются 5 крупных электростанций АО «Татэнерго» (Заинская ГРЭС, Нижнекамская ГЭС, Казанская ТЭЦ-1, Казанская ТЭЦ-2, Набережночелнинская ТЭЦ), 2 электроцентрали АО «ТГК-16» (Казанская ТЭЦ-3, Нижнекамская ТЭЦ-1) и принадлежащая ПАО «Татнефть» Нижнекамская ТЭЦ-2. Суммарно это чуть более 8 ГВт. Кроме того, в Татарстане работают еще 15 электростанций сегмента распределенной генерации (мощностью до 25 МВт) — так называемых объектов компактной генерации, расположенной в непосредственной близости от потребителей. Их суммарная установленная мощность — 264 МВт.

Сетевая инфраструктура энергосистемы представлена в основном АО «Сетевая компания». Это энергоподстанции и, связывающие их и генерацию, линии электропередач 0.4 — 500кВ. Нашими объектами диспетчеризации являются те элементы энергосистемы, которые оказывают влияние на параметры ее режима, поэтому ЛЭП и оборудование подстанций напряжением ниже 110кВ или теплосеть в них не входит. Всего в ведении РДУ Татарстана 204 ЛЭП 110кВ и выше, а также оборудование и устройства на 303 энергообъектах. 

— Получается, теплоснабжение вы не курируете? Есть же еще комбинированная выработка и одно от другого напрямую зависит…

— Раньше диспетчеры энергосистем занимались вопросами теплоснабжения, но структура отрасли поменялась и этот функционал был передан предприятиям тепловых сетей и оперативному персоналу источников теплоснабжения потребителей. Это правильно — поддержание параметров теплосети учитывается при формировании плановых графиков генерации станций.

— А сколько человек работает в вашем диспетчерском центре?

— В РДУ Татарстана работают 116 человек, из них 27 — это сменный персонал — диспетчеры, дежурные по ИТ и другие дежурные работники.

— Как вы пережили пандемию? Была возможность всех перевести на удаленку?

— В снижении потребления для нас не было ничего необычного, такое происходит регулярно, например, на Новый год. Разница в том, что в праздники этот процесс краткосрочный и прогнозируемый, и все, что нам нужно — своевременно принять меры по разгрузке или отключению генерирующего оборудования. Здесь же потребление оставалось на низком уровне довольно долго, и у нас не было статистики, необходимой для качественного прогнозирования параметров работы энергосистемы в таких условиях. Но и в этих беспрецедентных обстоятельствах нашим специалистам удалось довольно точно спрогнозировать ситуацию.

«Дистанционка» для сотрудников РДУ стала более неожиданной, чем реакция энергосистемы — на нее перешло более 80% сотрудников. В здании остались только те специалисты, чье присутствие было обязательно для непосредственного управления энергосистемой —диспетчерские смены, дежурные специалисты по ИТ и ряд других сотрудников.

Одной из главных задач было сохранить в строю диспетчеров. Это «штучные» профессионалы с уникальной квалификацией, которые обучаются годами. Они работают сменами, так что если заразился один, то на карантин должна уйти не только его смена, но и сдающая, и принимающая. Мы впервые в истории рассадили сменный персонал в разные кабинеты. Передача смены — только «заочная», по телефону. Добираться до работы — только личным транспортом или на служебной машине. Также на случай крайних обстоятельств провели ротацию смен и графиков дежурств, создали резервные смены, которые в течение двух недель вообще не работали на щите (работали дома с документацией, играли противоаварийные тренировки). Все эти меры полностью себя оправдали, потому что в этот период возникала реальная необходимость вывода сменного персонала на домашний карантин — тогда нам и пригодилась резервная смена.

«Такого падения потребления не было давно»

— А как коронакризис сказался на энергосистеме? Изменилось ли потребление?

— Уровень потребления ощутимо снизился. Если в начале года мы шли даже с некоторым увеличением потребления относительно 19-го, то в апреле был спад по отношению к прошлому году на целых 7%. Мы думали, это провал, но май, с его праздниками и соглашением ОПЕК+ дали минус 13,3%, июнь — минус 9,1%, в июле — минус 4,6%, в августе — минус 8,3%. На конец сентября фиксируем снижение потребления энергосистемы за прошедшие 9 месяцев на 5,3% по отношению к аналогичному периоду 2019 года. 

РИСУНОК 7. Динамика потребления электроэнергии в 2020 году относительно 2019 года

— А цифра потребления июля показывает, что что-то наладилось?

— Это не показатель. Сравниваем же с аналогичным месяцем прошлого года, а КАМАЗ в июле 2019-го уходил в корпоративный отпуск, это вместе с некоторыми другими потребителями дало общее снижение энергопотребления июля прошлого года. Учитывая, что в этом году КАМАЗ в июле работал и весь месяц был жарким, цифра июльского снижения потребления выглядит совершенно по-иному.

— А вы отслеживали, как эпидемия и ОПЕК+ повлияли на бизнес? Чье потребление электроэнергии падало сильнее всего?

— Наибольший провал был в сфере добычи и транспортировки полезных ископаемых. Предприятия отрасли и так снизили объемы из-за теплой зимы и весны, а тут еще вступило в силу соглашение ОПЕК+. В итоге, в среднем с апреля по август 2020 года снижение по ним составило 31,1% (к аналогичному периоду прошлого года). Как следствие, предприятия нефтехимии просели на 5,5%. Снизили потребление промышленность, сельское хозяйство, транспорт и связь. Зато в сфере производства кокса и нефтепродуктов наблюдался рост на 18,7%.

При этом по энергорайонам картина совершенно разная. В Нижнекамском фиксировалось снижение потребления, когда ввели «антиковидные» мероприятия, к тому же КАМАЗ и завод транспортного электрооборудования сократили объем производства. К середине апреля наметился тренд на восстановление, но в мае НКНХ снизил потребление примерно на 200 МВт. К июню вернулось к прошлогодним цифрам.

В Казанском районе провалились примерно на 100 МВт с апреля по июль из-за ввода ограничительных мер, плюс КОС в это же время снизил объемы. Сделка ОПЕК+ здесь практически не отразилась. Сейчас по Казани минусовую дельту относительно 19-го года оцениваю примерно в 50 МВт.

Самое сильное снижение пришлось на третий энергорайон, где сосредоточена нефтедобыча (Альметьевск, Ромашкино, Лениногорск). С мая проседание сохраняется на уровне около 200 МВт.  Именно этот район и дает основную долю снижения потребления по всей энергосистеме РТ, которое составляет минус 300–400 МВт от величины прошлогоднего потребления.

 РИСУНОК 8. Снижение потребления по отраслям с 1 апреля по 31 августа относительно аналогичного период 2019 года.

— По вашим оценкам, какую картину будем иметь по итогам года?

— Такого падения не было с 2008 года. По нашим прогнозам, на уровень потребления прошлого года мы выйдем только в следующем году. Вопрос восстановления показателей напрямую зависит от возвращения промышленности на прежний уровень, предварительно оцениваю, что год закончим в районе минус 4 — 5,5%. 

РИСУНОК 10. Снижение потребления по крупным потребителям в июле и августе 2020 года относительно аналогичного период 2019 года

— А есть у вас статистика в целом по России, насколько упало потребление?

— Да, по итогам 9 месяцев минус 2,9%.

— То есть мы сильнее упали, чем в России?

— Да, однозначно. Смотрите, у нас нефть и добывается, и перерабатывается, и транспортируется — и в каждом секторе фиксируется снижение. Наши же сильные позиции в данном случае ударили по нам.

— А если говорить о выработке, там еще более удивительные цифры. Например, по итогам августа снижение генерации в Татарстане произошло сразу на 42,8%. С чем связано такое падение?

— Секретов никаких нет. Повлияло падение спроса на электроэнергию по всей стране и плановый ремонт в течение всего августа крупнейшего агрегата нашей энергосистемы — ТГ-7 Казанской ТЭЦ-3. Снижение выработки наших электростанций не столь критичное, как может показаться. Ведь мы сравниваем показатели 2020-го года с рекордным по выработке 2019 годом, который в свою очередь сравнивали с рекордным 2018 годом. И если сравнение вести не в горизонтах года, то мы сейчас идем по уровню генерации 2017 года.

 «Первыми в России переводим подстанции на дистанционное управление»

— Вы возглавляете РДУ Татарстана с 2016 года. Как изменилась энергосистема за это время? Или это не тот срок, за который что-то существенное может произойти?

— 4 года — это правда небольшой срок, но в Татарстане энергетика развивается очень активно. Приходят новые потребители, которые требуют создания инфраструктуры для техприсоединения, растут мощности действующих предприятий, энергокомпании обновляют свои производственные активы. Суммарная величина годового потребления за три года (с 2016 по 2019) выросла на 7,6%.  

За этот период были закончены масштабные программы повышения надежности электроснабжения потребителей Казанского и Нижнекамского энергорайонов, введена новая подстанция (ПС) 220 кВ Бегишево, построена энергетическая артерия, связавшая Нижнекамский и Казанский энергорайоны —  высоковольтная линия 220 кВ Щелоков-Центральная 1,2 цепь, длиной более 200 километров, произведена комплексная реконструкция ПС 110кВ Портовая с применением самых передовых технологий.

В 2017 году на Казанской ТЭЦ-3 ввели уникальную для страны газотурбинную установку мощностью 394,4 МВт. Машина выделяется многими параметрами. Вы знаете, что у нее даже есть имя?

— Как корабль?

— Да, у производителя (GE) есть классное правило — большим машинам давать имена. Та, что на Казанской ТЭЦ-3, имеет имя «Альберта». Предполагаю, что машины в составе ПГУ, которые через 5 лет будет введены в работу на Заинской ГРЭС, тоже дадут имена. 

Спустя год ввели две ПГУ на Казанской ТЭЦ-1 суммарной мощностью 246 МВт. Все это эффективная генерация, имеющая прекрасные показатели надежности и маневренности, а также очень высокий КИУМ (коэффициент использования установленной мощности, — прим.ред). Так что с 2016 года установленная мощность электростанций Татарстана увеличилась почти на 700 МВт. И это несмотря на вывод из эксплуатации Уруссинской ГРЭС мощностью 161 МВт. 

В результате этих изменений Казанский энергоузел перестал быть «головной болью» для энергетиков, Казань стала энергонезависимой и хорошо подготовленной к различным неблагоприятным событиям. 

РИСУНОК 5. Динамика выработки электроэнергии в период 2010–2019 годов. 

В этом году был завершен еще один амбициозный проект —  АО «Сетевая компания» совместно с АО «СО ЕЭС» полностью модернизировала подстанцию 220кВ Зеленодольская. На ней не просто заменили оборудование на новейшие российские образцы, но и реализовали дистанционное управление. Причем не только оборудованием, но и — впервые в России — устройствами РЗА (РЗА — комплекс устройств, предназначенных для быстрого, автоматического выявления и отделения от электроэнергетической системы поврежденных элементов в аварийных ситуациях — прим.ред.).

— Дистанционное управление удобнее?

— И быстрее, и безопаснее. На объектах сейчас переключения традиционным способом проходят так —  диспетчер отдает команду на проведение операции, персонал на объекте ее полностью повторяет и идет выполнять, после чего докладывает диспетчеру и уже диспетчер повторяет полученный отчет о выполнении команды. Это длительный, но обязательный процесс, который зависит от класса напряжения и вида оборудования. Например, для ЛЭП —  это занимает минут 40 — час (может и больше). При этом персонал может выполнять переключения на оборудовании, находящемся под напряжением, что создает опасность поражения электрическим током как при повреждении оборудования, так и при ошибках самих работников.

Чтобы в разы сократить время выполнения переключений и максимально обезопасить персонал при выводе в ремонт и вводе в работу оборудования, применяется дистанционное управление. Время переключений по ЛЭП сокращается до 2,5 минут, т. е. минимум в 10 раз!  А говоря о безопасности персонала —  дистанционное управление полностью исключает «человеческий фактор».

Диспетчер запускает автоматизированную программу переключений и все операции проходят на объекте, находящемся за несколько десятков-сотен километров за считанные минуты без участия персонала. Максимально быстро и безопасно.

Отдельно отмечу, что дистанционного управления только оборудованием недостаточно, нужны еще операции с РЗА. Дистанционное управление комплексами релейной защиты в России еще никто никогда не делал, мы впервые реализовали это в Зеленодольске.

— А почему именно там? До этого же тоже элементы дистанционного управления встречались и на других подстанциях.

— Да, в Татарстане еще в 2016 году на двух объектах «Сетевой компании» (ПС 500кВ Щелоков и ПС 220кВ Центральная) — было внедрено дистанционное управление — впервые в стране на энергообъекте высшего класса напряжения. Но оно затрагивало только выключатели. Еще через два года мы стали дистанционно управлять разъединителями и заземляющими ножами, что позволило автоматически проводить переключения, правда без манипуляций с РЗА. Поэтому на начальном этапе проекта в Зеленодольске «Сетевая компания» сразу заложила возможность ДУ устройствами РЗА, хотя на тот момент ни один производитель устройств и АСУТП не имел готовых решений, железа, которые позволяли бы дистанционно управлять устройствами. И вот в такой связке с АО «Сетевая компания», ООО НПП «ЭКРА» и ООО «Прософт-системы» были выработаны решения, благодаря которым проект состоялся.

— То есть вы Зеленодольской подстанцией можете полностью управлять отсюда — из офиса в Казани?

— Частично из РДУ, частично из центров управления сетями АО «Сетевая компания» и с рабочего места ПС 220кВ Зеленодольская. Это открывает возможность перехода на необслуживаемые объекты, что важно и с точки зрения безопасности.

Пока у нас так работают три объекта, у АО «Сетевая компания» есть планы продолжения истории с внедрением дистанционного управления на ПС 500 кВ Бугульма, ПС 220 кВ Тойма-2.

— Наверное, в Татарстане стоит цель перейти на «беспилотные» подстанции еще раньше 2035 года?

— Сформулирую по — другому: Оптимизировать работу энергообъектов с внедрением полезных передовых технологий. 

«Татарстан как хорошо удобренная грядка…»

— А как вы оцениваете состояние татарстанской энергосистемы на сегодняшний день? По сравнению, например, с другими системами хотя бы в Поволжье?

— У нас крупнейшая из 9 региональных энергосистем в зоне ответственности ОДУ Средней Волги. Здесь, в Татарстане, удачно сложились несколько факторов. Генерация — в большом количестве, она разнообразна. Электросетевой комплекс — современный, разветвленный, по многим параметрам — передовой (при этом надо понимать, что «Сетевая компания» хоть и занимает лидирующую долю рынка, является одной из 30 территориальных сетевых организаций в республике). Важный фактор — наличие энергетического вуза и колледжа (совместная программа с КГЭУ исправно поставляет нам молодых, перспективных  ребят, мы обучаем студентов по магистерской программе). Наконец, множество крупных ответственных потребителей со своими особенностями. Татарстан как хорошо удобренная грядка: активно развиваются технопарки, ТОСЭРы, промышленные предприятия, объем потребления за последние 10 лет рос примерно на 2,3% в год. Такое сочетание факторов в одном месте обречено на технологический успех. 

Выработка в нашей энергосистеме в основном тепловая (ТЭС в структуре выработки энергосистемы составляет 87% от общего объема), чуть менее 10% — ГЭС. За последние 10 лет величина установленной мощности электростанций операционной зоны увеличилась на 17%.

РИСУНОК 1. Структура установленной мощности и электропотребления энергосистем ОДУ Средней Волги 

— Кто крупнейшие энергопотребители?

— 57% от общего потребления приходится на промышленность. Основная тройка — ПАО «Татнефть», ПАО «Нижнекамскнефтехим» и ПАО «Казаньоргсинтез» дают 32,2% от общего объема потребления. Если прибавить к ним ПАО «КАМАЗ», АО «ТАНЕКО», ПАО «Нижнекамскшина», ЗАО «ПТФК «Завод транспортного электрооборудования» и ОЭЗ Алабуга получим суммарно 42,4% от всего объема потребления энергосистемы;

РИСУНОК 3. Структура потребления электроэнергии за 2019 год.

— Каково состояние сетей? Следите за процентом износа, аварийностью?

— Мониторинг деятельности энергокомпаний в течение всего года ведёт минэнерго, оценивая их готовность к отопительному сезону. Если говорить о Сетевой компании, какое-либо невыполнение показателей в предыдущие годы не фиксировалось, не вижу причин сомневаться, что в этом году будет другой результат. 

Аварийность — это одна лишь одна из категорий оценки. Сказать, что у нас в энергосистеме нет аварий, нельзя, но за последние три года их количество неуклонно снижается. 

— Какая самая серьезная авария на вашей памяти здесь в Татарстане?

— Серьезного, конечно, не было (и не надо). Инциденты были. Помните, в начале 2018 году в Казани произошел частичный блэкаут (тогда без света остались почти 100 тысяч человек, — прим.ред.)? Тогда, строительная компания при прокладке коммуникаций перебила кабельные линии 110 киловольт. События приобрели большой общественный резонанс. Тогда все было не просто и в той ситуации спасло только наличие нетипового схемного решения, которое позволило вывести из схемы поврежденный участок линии, и оперативно запитать отключенных потребителей. Тогда мы выступили с инициативой разработать постоянный механизм организации любых ремонтных работ в сетях, который позволит с определенной степенью компенсации оперативно восстановить надежную схему, или хотя бы снизить время его восстановления. Инициативу поддержало министерство промышленности и торговли РТ.

— И в чем заключался этот новый механизм? 

— Идея была в том, что при подготовке и проведении каждого планового ремонта тупиковой линии или трансформатора в крупном городе сразу ориентироваться на другое отключение, которое точно приведет к обесточению потребителей. И заранее перевести наиболее ответственных потребителей на другие источники или дизели, знать какие масштабы возможных ограничения потребителей, привести в готовность аварийно-восстановительные бригады, оповестить заинтересованных лиц о рисках и т. д. Был разработан соответствующий регламент и во всех крупным городам республики начали по нему работать. 

— А есть ещё какие-то принципиальные новации, тенденции, которые повлияют на развитие электроэнергетического комплекса в ближайшие несколько лет?

—Есть ряд инициатив федерального масштаба, которые в пилотном режиме отрабатываются сейчас в Татарстане. Например, активный энергетический комплекс промышленного типа (АЭК). Это микроэнергоячейка, которая объединяет розничную генерацию и присоединенных к ней промышленных потребителей, имеющих между собой электрические связи на одной территории («острове») в единый комплекс, который при этом работает синхронно с ЕЭС России через единую точку присоединения и управляется с помощью современных технических решений и программных средств.  Ожидаемый результат для потребителей этого «острова» — существенное снижение стоимости электроэнергии. А для энергосистемы это расширение сетевых резервов для техприсоединения новых потребителей, снижение потерь, повышение надежности за счет контролируемого развития объектов распределенной генерации.

 — И много уже желающих войти в АЭК?

— Пока есть вполне объяснимая инертность: все хотят посмотреть, как это работает. Но это совершенно новая технология, которая еще нигде в стране не применялась, старт ей был дан только в марте этого года. Сейчас разработана дорожная карта по пилоту проекта АЭК на базе технополиса «Химград». Технической реализацией проекта занимается смежная сетевая компания ООО «Интеграция» в сотрудничестве с АО «Химград», консультационную поддержку осуществляет АО «НТЦ ЕЭС Управление энергоснабжением». Сроки реализации проекта — 2021 год.

Кроме того, у нас  «пилотируется» ещё одна технология— ценозависимое снижение потребления (ЦЗСП). Традиционно электростанции загружаются в пиковые часы электропотребления и разгружаются в часы минимума. Технология ЦЗСП функционирует с точностью до наоборот —  группа потребителей обязуется снижать свое потребление в пиковые часы нагрузки, за что получают выплаты. Потребителей на оптовом рынке представляют агрегаторы управления спросом розничных потребителей. 

На 3 квартал 2020 года в Татарстане три таких агрегатора: ООО «Русэнергосбыт», ООО «ЭСК Независимость» и АО «Мосэнергосбыт», которые представляют интересы промышленников (ПАО «КАМАЗ», АО «АБ ИнБев Эфес», ООО «Эр Ликид Алабуга», АО «ПОЗиС».) общей мощностью 47.7 МВт. Это почти 15% от общего объема по стране.

 «В ближайшую пятилетку победим энергодефицит и будем активно продавать энергию»

— Если все так относительно хорошо, почему Татарстан до сих пор остается энергодефицитным регионом? 

— Установленная мощность энергосистемы чуть более 8 ГВт, потребление в Татарстане почти в два раза меньше —4,4 ГВт в максимуме. Казалось бы, какой может быть дефицит? Не так все просто. Потребность Татарстана (как и других субъектов РФ) в электроэнергии покрывается за счет выработки наиболее экономически эффективных, «дешевых» электростанций всей России. А величина генерации каждой электростанции определяется с учетом минимизации цен и уровня тарифов на электроэнергию для каждого региона.  Ежедневно по результатам конкурентного отбора, который проходит по поданным каждым субъектом генерации ценовым заявкам, формируется включенный состав генерирующего оборудования. Так что в случае невозможности покрытия потребления Татарстана «нашими» электростанциями, недостатки электроэнергии поступят из соседних энергосистем по ЛЭП, алгебраическая сумма их называется сальдо-переток.

Так что его наличие связано не с тем, что Системный оператор не дает генкомпаниям вырабатывать столько, сколько они хотят и могут генерировать. Многие станции готовы производить гораздо больше, но рынок их заявки просто не отбирает, потому что они дорогие. 

— Какой объем энергии мы сейчас закупаем извне?

— Прямо сейчас? В эту секунду (смотрит на монитор компьютера) мы принимаем 700 МВт. Потребление — 3300 МВт, генерация — 2600 МВт.

В 2016 году, величина сальдо-перетока в среднем была в районе 1 ГВт. Ввод эффективной генерации позволил республиканским «генераторам» стать более конкурентными на рынке, больше загружать свои мощности. В итоге в прошлом году цифра сальдо-перетока была в среднем около 200 МВт, то есть за три года она снизилась в три раза.

РИСУНОК 6. Динамика сальдо-перетока в период 2010–2019 годов

— То есть все равно «энергодефицит» есть?

Вопрос об «энергодефиците» ни по сути, ни по определению в энергосистеме Татарстана не стоит. Такая позиция подвергается критике, но наличие сальдо-перетока на прием, с технической точки зрения, не является проблемой. У нас нет технологических ограничений, например, в виде слабых связей (по ЛЭП) с «соседями». Структура сетевого комплекса в Татарстане хорошая, мы имеем достаточные сетевые резервы.

— Но это же индикатор, что наши мощности неэффективны и мы недополучаем деньги в экономику республики?

— Да, в такой подаче соглашусь. Задача снижения величины внешнего перетока в республиканскую энергосистему актуальна только в контексте повышения эффективности и экономичности работы «наших» генераторов и их ценовой стратегии. Как следствие, бОльшая загрузка «нашей» генерации и зарабатывание денег на оптовом рынке «нашими» участниками рынка.

— Недавно был дан старт строительству крупного объекта — ПГУ на 850 МВт на Заинской ГРЭС. «Татэнерго» предполагает, что модернизация позволит снизить цены для потребителей чуть ли не во всей первой ценовой зоне. С вводом ПГУ мы обнулим сальдо-передок?

— С инженерной точки зрения, Заинская ГРЭС вообще подарок. Машина фирмы GE, меньшей мощности установлена на Казанской ТЭЦ-3. После короткого начального периода отладки, она почти постоянно работает (вижу у диспетчера значок с цифрой, какую мощность она выдает — это почти всегда около 400 МВт). Значит, она на рынке успешна, все ее заявки являются конкурентными. Технологические параметры, которые обещают Татэнерго на Заинской ГРЭС очень высокие. У нас в стране такого КПД (64.6%) еще не было.

Поэтому ожидать, что ее ввод изменит состояние дел, однозначно можно. Однако нужно учитывать, что этот проект по программе КОММод будет вводиться в 2025 году, а до этого у нас еще ряд других генерирующих установок планируется ввести и сальдирование энергосистемы к этому времени  изменится.

— Какие новые установки появятся в ближайшее время?

— Уже в этом году вводится ГТУ на КМПО мощностью 17,3 МВт, в 2021 году за счет перемаркировки действующих турбоагрегатов — увеличится мощность на КТЭЦ-1 и КТЭЦ-3, будет введена электростанция  «Татнефти» мощностью16 МВт для нужд Миннибаевского ГПЗ.

В следующем же году запланирован ввод 495 МВт мощности на «Нижнекамскнефтехиме», там уже высокая степень готовности. В планах строительство к 2023 году новой генерации для ПАО «Казаньоргсинтез», мощностью 295 МВт. Есть еще проект электростанции мусоросжигательного завода в Казани, который идет по программе ДПМ ВИЭ со сроком ввода в 2022 году. Несмотря на экзотичность названия, это обычная тепловая электростанция с подготовительной установкой, которая позволяет сжигать в котле отсортированный мусор. Энергосистема получит еще 55 МВт установленной мощности.  

Кроме того, как Вы знаете, по итогам проведения 2-го отбора КОММод по республике отобрано 7 проектов (1 — «Татнефть», 2 — «Татэнерго», 4 — «ТГК-16») — это очень хороший результат.

— Они дадут существенное увеличение мощности?

— Прирост мощности по ним составит 67,1 МВт. Это немного — меньше процента от у