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 выше потребности.

 

Андрей Большаков: «Мы разрабатываем и контролируем выполнение суточных графиков работы электростанций и сетей, а также выдаем техтребования при присоединении субъектов электроэнергетики к электрической сети»

Фото: Сергей Елагин

«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-процентным 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 данными 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 Республики 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 случай плановых и неплановых 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 сказались 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 является пять крупных электростанций АО «Татэнерго» (Заинская ГРЭС, Нижнекамская ГЭС, Казанская ТЭЦ-1, Казанская ТЭЦ-2, Набережночелнинская ТЭЦ), две 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 работает 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 электропередачи 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 входят. 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 работают в вашем диспетчерском центре?

— В РДУ Татарстана работают 116 человек, из них 27 — это сменный персонал: диспетчеры, дежурные по IT 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 перешли более 80 процентов сотрудников. В здании остались только те специалисты, чье присутствие было обязательно для непосредственного управления энергосистемой, — диспетчерские смены, дежурные специалисты по IT 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 — лишь «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 данный период возникала реальная необходимость вывода сменного персонала на домашний карантин — тогда нам и пригодилась резервная смена.

«По нашим прогнозам, на уровень потребления прошлого года мы выйдем только в следующем. Вопрос восстановления показателей напрямую зависит от возвращения промышленности на прежний уровень»

Фото: Сергей Елагин

«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 2019-го, то в апреле был спад по отношению к прошлому году на целых 7 процентов. Мы думали, это провал, но май с его праздниками и соглашением ОПЕК+ дал минус 13,3 процента, июнь — минус 9,1 процента, в июле — минус 4,6 процента, в августе — минус 8,3 процента. На конец сентября фиксируем снижение потребления энергосистемы за прошедшие 9 месяцев на 5,3 процента по отношению к аналогичному периоду 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 2020-м 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 процента (к аналогичному периоду прошлого года). Как следствие, предприятия нефтехимии просели на 5,5 процента. Снизили потребление промышленность, сельское хозяйство, транспорт и связь. Зато в сфере производства кокса и нефтепродуктов наблюдался рост на 18,7 процента.

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 2019 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.

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

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

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

— Да, по итогам 9 месяцев минус 2,9 процента.

— 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 процента. 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 года с рекордным по выработке 2019-м, который в свою очередь сравнивали с рекордным 2018-м. И если сравнение вести не в горизонтах года, то мы сейчас идем по уровню генерации 2017-го.

«Чтобы в разы сократить время выполнения переключений и максимально обезопасить персонал при выводе в ремонт и вводе в работу оборудования, применяется дистанционное управление»

Фото: Сергей Елагин

«ПЕРВЫМИ В РОССИИ ПЕРЕВОДИМ ПОДСТАНЦИИ НА ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ»

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

— Четыре 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-го по 2019-й) выросла на 7,6 процента.

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 длиною 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 у корабля?

— Да, у производителя (GE) есть классное правило — большим машинам давать имена. Та, что на Казанской ТЭЦ-3, имеет имя Альберта. Предполагаю, что машинам в составе ПГУ, которые через пять лет будут 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.

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 последний 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 минуты, то есть 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 работает 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.

«Есть ряд инициатив федерального масштаба, которые в пилотном режиме отрабатываются сейчас в Татарстане. Например, активный энергетический комплекс промышленного типа (АЭК)»

Фото: tatarstan.ru

«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 сложилось 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 процента в год. Такое сочетание факторов в одном месте обречено на технологический успех.

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

— Кто крупнейшие энергопотребители?

— 57 процентов от общего потребления приходится на промышленность. Основная тройка — ПАО «Татнефть», ПАО «Нижнекамскнефтехим» и ПАО «Казаньоргсинтез» — дает 32,2 процента 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 процента от всего объема потребления энергосистемы.

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

— Мониторинг деятельности энергокомпаний в течение всего года ведет 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 2020-м будет другой результат.

Аварийность — это 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 случались. Помните, в начале 2018 года в Казани произошел частичный блэкаут (тогда без света остались почти 100 тыс. человек — прим. ред.)? Тогда строительная компания при прокладке коммуникаций перебила кабельные линии 110 киловольт. События приобрели большой общественный резонанс. Тогда все было непросто, и в той ситуации спасло только наличие нетипового схемного решения, которое позволило вывести из схемы поврежденный участок линии и оперативно запитать отключенных потребителей. В тот момент 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 ее 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 обесточиванию потребителей. И заранее перевести наиболее ответственных потребителей на другие источники или дизели, знать, какие масштабы возможных ограничений потребителей, привести в готовность аварийно-восстановительные бригады, оповестить заинтересованных лиц о рисках и так далее. Был разработан соответствующий регламент, и во всех крупных городах республики начали по нему работать.

— А есть еще 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 данного «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 подобное работает. Но это совершенно новая технология, которая еще нигде в стране не применялась, старт ей был дан только в марте 2020 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» еще 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 обязуются снижать свое потребление в пиковые часы нагрузки, за что получают выплаты. Потребителей на оптовом рынке представляют агрегаторы управления спросом розничных потребителей.

На третий 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 процентов от общего объема по стране.

 

«Вопрос об «энергодефиците» ни по сути, ни по определению в энергосистеме Татарстана не стоит. Наличие сальдо-перетока на прием, с технической точки зрения, не является проблемой»

Фото: Сергей Елагин

«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 2 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-перетоком.

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 — 3,3 тысячи МВт, генерация — 2,6 тысячи 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 2019-м цифра сальдо-перетока была в среднем около 200 МВт, то есть за три года она снизилась в 3 раза.

— 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, бо́льшая 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 процента) 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 тому времени изменится.

— Какие новые установки появятся в ближайшее время?

— Уже в этом году вводится ГТУ на КМПО мощностью 17,3 МВт, в 2021-м 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-му 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 второго 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 установленной мощности системы, однако мы получим в составе энергосистемы высокоэффективное, современное оборудование с увеличенным рабочим ресурсом и более высокими экономическими показателями, что повлияет на величину выработки электроэнергии в Татарстане.

«В следующем году запланирован ввод 495 МВт мощности на «Нижнекамскнефтехиме», там уже высокая степень готовности»

Фото: «БИЗНЕС Online»

«НОВАВИНД» И ENEL ПОСТРОЯТ ВЕТРОПАРКИ В ТАТАРСТАНЕ

— Известно, что несколько компаний рассматривало возможность строительства ветропарков в Татарстане — КГЭУ даже проводил ветромониторинг. Насколько проекты ВИЭ вообще реальны?

— Действительно, «Фортум» еще в 2017 году по программе ДПМ ВИЭ выиграл две площадки по 50 МВт в Татарстане с датой начала поставки мощности в 2022-м. Но с тех пор пока они активность не проявляли.

В конце прошлого – начале этого года зашли еще две крупные компании, которые хотят построить ВЭС в республике — в общей сложности примерно на 500 МВт. Это подразделение «Росатома» — «НоваВинд» и компания Enel. Они сейчас прорабатывают схемы выдачи мощности, земельные вопросы. Интересуются тремя районами: Чистопольским, Буинским, Арским. Но готовых проектов пока нет.

Цифры мощностей пусть вас не смущают. В традиционной генерации разница между установленной мощностью и рабочей, которую может выдавать станция, как правило, невелика, а ветер и солнце в этом смысле — совсем другая история.

— Они нестабильные?

— Они сложнопрогнозируемые. Нам для планирования режимов энергосистемы нужен прогноз выработки таких станций на час и на сутки вперед. А поскольку сделать такой, по сути, метеорологический прогноз можно только с ограниченной точностью, то на случай, если вдруг пропал ветер, нужно держать дополнительные резервы мощности традиционной генерации. Да, и коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) по программе ДПМ — для ВЭС — 27 процентов, для СЭС — 14 процентов. То есть надбавку к платежам за мощность по ДПМ они получают, только если имеют КИУМ больше этих значений по итогам года. В результате можете себе представить: если даже вдруг все условные 500 МВт ветра построят, 130–135 МВт рабочих — это не так много.

К тому же для таких станций вопросы технологического присоединения не являются определяющими. Многое зависит от наличия коммуникаций в местах планируемых ветропарков, свободных земель, благо в этом отношении республиканские власти очень сильно помогают.

— Как вообще, на ваш взгляд, есть в России и Татарстане потенциал развития «зеленой» энергетики? Солнца нет…

— Ключевое — наличие коммерческого ветра, а для этого нужны ветроизмерения. У нас данную работу выполняет КГЭУ, и результаты их работы подтверждают, что в республике коммерческий ветер есть.

А по солнцу… В конце концов, северные районы Германии по широте расположены лишь немногим южнее Татарстана.

— В июле Германия отчиталась о том, что на ВИЭ пришлось 50,2 процента выработки электричества по итогам первого полугодия 2020-го.

— Была информация и про нулевую стоимость электроэнергии, выработанной ВЭС, но это временные явления, происходящие при удачном стечении обстоятельств, которые массово подхватывают СМИ. Большой объем выработки обусловлен тем, что та же Германия зашла в ВИЭ с 1980-х, при этом стоимость «зеленой» энергии примерно сравнялась с «традиционной» только в последние годы. У нас же начальные условия другие. Сейчас экономика ВИЭ опирается на возврат инвестиций по ДПМ. Но это правильно: чтобы запустить большую махину, с чего-то надо начать, а чтобы начать, нужно заинтересовать.

«Однажды увидел «Электроэнергетические системы и сети», что-то внутри щелкнуло, и я подумал, что это интересно. Оказалось, не просто интересно, но и стало выбором на всю жизнь»

Фото: Сергей Елагин

«ЗДЕСЬ НАХОДИТЬ КОМПРОМИССЫ ПОЛУЧАЕТСЯ ХОРОШО»

— Андрей Викторович, расскажите, пожалуйста, о себе. Где вы родились, учились?

— Родился я в Иваново. И, если честно, никуда уезжать из него не собирался. Окончил школу, готовился поступать на юрфак. Но, оканчивая подготовительные курсы, понял, что адвокатура — это не мое. Ну не смогу я защищать виноватого (чувство справедливости сидит во мне глубоко и серьезно). Поэтому вопрос о выборе будущей профессии в какой-то момент оказался для меня открытым.

Все свое детство и юность занимался спортом: сначала конькобежным, позже футболом. Но сделать спорт своей профессией я не смог. Вмешалось…. сильное чувство. Когда меня пригласили играть в команду мастеров, моя девушка была против. «Бог дал тебе мозги не для того, чтобы отбивать ими мяч», — сказала она мне тогда. Понимал ли, что в тот момент могла решиться моя судьба? Наверное, нет. Но именно тогда я оставил футбол лишь в качестве хобби и всерьез занялся учебой.

— Как вы пришли в эту профессию?

— В моей семье не было энергетиков, да и в школе я являлся чистым гуманитарием. Поэтому поступление в технический вуз стало неожиданным виражом судьбы. Просто однажды увидел «Электроэнергетические системы и сети», что-то внутри щелкнуло, и я подумал, что это интересно. Оказалось, не просто интересно, но и стало выбором на всю жизнь, источником сил, вдохновения и нужности в этой жизни.

— Немного о вашей семье.

— Если коротко, то мы с моей будущей женой познакомились еще в школьные годы. Вместе работали вожатыми, воспитателями в пионерском лагере. Вместе переехали по моему распределению в Рязань. И тогда нас очень пугало расстояние в 400 километров от дома. Но мы со всем справились. Вместе. В Рязани родились наши дети (у нас двое сыновей и дочка), завязались крепкие дружеские и профессиональные связи длиною в 15 лет. Потом — Казань. И сейчас с родными и близкими нас разделяет почти 800 километров, которых мы практически не замечаем в пути. Потому что сегодня мы уже не одни, у нас большая дружная семья. Дети быстро нашли друзей в Казани, легко влились в новые коллективы и восстановились во всех сферах своих увлечений. Старший сын учится в 10-м классе, с отличием окончил музыкальную школу, получил черный пояс по тхэквондо. Дочка увлеклась конькобежным спортом и уже делает первые успехи. А младший сын недавно пошел в школу и, глядя на брата, учится играть на фортепиано. Супруга занимается детьми и активно поддерживает любую их внешкольную деятельность. Она хранительница семейного счастья и безусловный лидер нашего дома.

— Как вы любите проводить свободное время?

— К сожалению, его почти нет. Поэтому любую свою свободною минуту я стараюсь отдать родным. И, когда нам хочется сбежать от городской суеты, мы садимся с семьей в машину и едем к воде, где Кама впадает в Волгу. Там нет никого. Только мы и чайки.

Также в свободное время стараюсь заниматься спортом. Зимой — коньки и сноуборд, летом — велосипед, сапсерф. А недавно вспомнил юность, купил себе ролики, теперь утром 4–6 кремлевских набережных «в посадке» дают колоссальное удовольствие и заряд на весь день.

— Почему вы решили переехать в Казань, если до этого много лет работали в качестве одного из руководителей Рязанского РДУ?

— Ключевым фактором для меня была возможность сделать шаг вперед, попытаться применить себя, свои знания и умения в большой, более сложной, динамично развивающейся энергосистеме, где было бы много разной сложной, а значит, интересной работы. В этом смысле энергосистема Татарстана с нескольких углов зрения является идеальным вариантом. Интересная, крупная, прогрессивная, с большим количеством преимуществ, и все это помноженное на высокий потенциал развития. Кроме того, специалисты РДУ Татарстана хорошо известны в отраслевых кругах, и это также повлияло на решение о переезде в Казань. Я не сомневался ни минуты, а уже после того как увидел Казань, я просто пропал (смеется). Как недавно в своем послании метко сказал Рустам Нургалиевич: «Неважно, где родился, — в Татарстане пригодился».

Прошло четыре года, я ни разу не усомнился в своем решении. Надеюсь, что своей работой, деятельностью высококлассного коллектива РДУ Татарстана способствую сохранению и преумножению лидирующих позиций республиканской энергосистемы.

— А как отношения с генерирующими и сетевой компаниями? С кем проще выстроить диалог? С какими сложностями здесь столкнулись? Или, наоборот, было легче?

— Сложностей — нет, не имелось. Наоборот, был удивлен гостеприимству и помощи по разным социальным вопросам от органов власти как на начальном этапе, так и по настоящее время. Энергетическое сообщество республики и коллектив РДУ тоже приняли хорошо, и я им благодарен за то, что период притирки был непродолжителен. Кто-то вначале настороженно отнесся к варягу — и это объяснимо, кто-то, наоборот, прямо по-отечески принял с самых первых дней, и это несмотря на наличие своей, часто «ершистой» позиции системного оператора по разным вопросам. После полугода работы, применяя слово «домой», я уже говорил о Казани.

— Чем принципиальное отличие Рязанского РДУ от РДУ Татарстана? Как в рязанском регионе, к примеру, решаются на уровне правительства какие-либо споры и конфликты интересов? В чем особенности нашего региона?

— Принципиальных отличий в вопросе взаимодействия с органами власти нет. С коллегами из профильного МПТ у нас хорошие, доверительные отношения, построенные на уважении и взаимопомощи по большому спектру вопросов совместной деятельности. Благодаря авторитету и результатам работы коллектива РДУ Татарстана мнение РДУ, как одного из главных экспертов в вопросах электроэнергетики, министерством принимается за основу для решений по многим вопросам. Особенности в Татарстане, конечно, есть, но они связаны с особенностями энергосистемы, наличием конкретных проблем и задач. Здесь как-то удивительно хорошо получается находить компромиссы и договариваться. Но, наверное, главной особенностью является то, что в республике создан уникальный сплав, общность энергокомпаний, органов власти, потребителей, профильных учебных заведений, что в итоге дает синергетический положительный эффект потенциала решения любого вопроса для развития региона. Все это понимают и, даже имея разногласия, двигаются к необходимому результату для республики и страны. И вот эта заряженность на результат и результативность удивляет, вдохновляет и заставляет соответствовать.

— И наш классический заключительный вопрос: три секрета успешного бизнеса — с точки зрения эксперта-наблюдателя и регулятора.

— Первое — это честность во всем. В словах, делах. Перед людьми, руководством, которое доверило важный участок работы, перед самим собой. Второе — не стоять на месте, стремиться постоянно что-то делать полезное и нужное, «заводить» себя, совершенствовать результаты работы, ставить новые цели и их достигать, то есть в определенном смысле пассионарность. Это не только результативно, но и крайне полезно для профессионального и личностного развития. Ну и верить в то, что делаешь.

Визитная карточка компании

Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Татарстан» (РДУ Татарстана).

Год основания: 2008.

Руководитель: Большаков Андрей Викторович.

Направления работы: оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике на территории Республики Татарстан.

Визитная карточка руководителя:

Большаков Андрей Викторович

Родился 13 июля 1979 года в городе Иваново.

Образование:

Ивановский государственный энергетический университет (ИГЭУ), специальность «электроэнергетические системы и сети» (2001) .

Трудовая деятельность:

2001–2003 — диспетчер центральной диспетчерской службы, диспетчер регионального диспетчерского управления ОАО «Рязаньэнерго».

2003–2016 — диспетчер оперативно-диспетчерской службы, старший диспетчер оперативно-диспетчерской службы, заместитель начальника оперативно-диспетчерской службы, первый заместитель директора — главный диспетчер филиала АО «СО ЕЭС» Рязанского РДУ.

С 2016 года по настоящее время — директор филиала АО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана.

Семейное положение:

Женат, воспитывает троих детей.

Награды:

Почетная грамота министерства топливно-энергетического комплекса и жилищно-коммунального хозяйства Рязанской области (2010), памятный знак губернатора Рязанской области «Благодарность от Земли Рязанской» (2014), благодарность президента Российской Федерации (2019).

Ксения Соколова

Фото на анонсе: Сергей Елагин