На пути реформирования энергосистемы Беларуси есть свои подводные камни
Энергосистемы бывших республик Советского Союза до сих пор тесно взаимодействуют и влияют на работу друг друга. Например, перспектива строительства и ввода к 2018 году в Беларуси собственной АЭС уже сегодня принимается в расчет экспертами. Недавно в Таллине специалисты стран электрокольца БРЭЛЛ, которое по международному соглашению образуют Беларусь, Россия, Эстония, Латвия и Литва, обменялись оценками возможности сечения "Беларусь-Литва" по поставкам электроэнергии в страны Балтии и прогнозировали, как будут работать через пять лет. В энергетической сфере Беларусь также сотрудничает со странами СНГ в составе Электроэнергетического совета Содружества. Поскольку сегодня практически все наши соседи развивают свои энергосистемы по рыночным принципам, то для конструктивного взаимодействия с ними и в интересах повышения экономической эффективности своей энергетики Беларусь должна определиться с моделью ее организации. Мнением относительно возможных путей оптимизации и развития белорусской энергосистемы с корреспондентом БЕЛТА поделился и.о. генерального директора Республиканского унитарного предприятия электроэнергетики "ОДУ" Денис Ковалев.
- Внешне кажется, что, несмотря на отсутствие СССР, в работе энергосистем Беларуси, России и стран Балтии наблюдается удивительная слаженность, словно ничего и не изменилось. Но на деле легко ли увязать между собой энергосистемы разных стран так, чтобы они работали как одно целое?
- Технологически мало что изменилось после распада Советского Союза, но развитие национальных законодательств в сфере энергетики идет в разных направлениях.
Например, очень непросто совместить различные правила рынков, чтобы можно было определять режим работы на очередной период, на завтрашние сутки. Поэтому одна из актуальных проблем - это совмещение регламентов работы российского рынка и биржи электроэнергии Норд пул спот (Nord Pool Spot), на которой осуществляются сделки купли-продажи электроэнергии для стран Балтии. Сейчас регламенты работы двух этих рынков отличаются.
Довольно острой проблемой является распределение пропускных способностей в межгосударственных сечениях, на межгосударственных линиях электропередачи. Постоянно возникают вопросы, чему отдать приоритеты - транзиту электроэнергии или покрытию собственных потребностей.
- В настоящее время Беларусь, Россия и Казахстан уже работают в Едином экономическом пространстве. Ведутся разговоры о том, что через какое-то время наши страны придут к общему рынку электроэнергии. Насколько быстро это может произойти?
- Есть подводные камни - это различный уровень развития и направленности законодательной базы, различная структура энергетики. В Беларуси вертикально интегрированная компания. В России же есть сетевой оператор, который владеет системообразующей сетью, есть компания - системный оператор, есть оптовые генерирующие компании, каждая из которых состоит из нескольких источников генерации, атомные станции являются отдельным субъектом хозяйствования, есть коммерческий агент, еще один субъект. Говоря короче, организационная структура у нас очень разная. И здесь неизбежно придется реализовать мероприятия взаимодействия этих различных субъектов в разных национальных энергосистемах. Сейчас мы еще только на этапе формирован?я основных принципов, в соответствии с которыми этот рынок может строиться. Это самое начало пути.
- А может, и нам заимствовать чей-либо опыт, тоже сделать много разных субъектов, отойти от вертикальной интеграции энергосистемы?
- Основным документом, который должен предопределить дальнейшее развитие энергосистемы, должен стать закон об электроэнергетике. То, о чем вы говорите, уже существует в виде проектов решений по отделению естественно монопольных видов деятельности от конкурентоспособных. Есть на первом этапе предпосылки и идеи о создании на базе системного оператора еще и сетевого оператора. Оба этих вида - естественная монополия. Следующим этапом должно стать создание субъекта хозяйствования под рабочим названием "Белгенерация". В эту структуру войдут генерирующие источники.
При этом необходимо учитывать, что структура генерации белорусской энергосистемы не столь разнообразна, чтобы ее дробить слишком мелко. Иначе мы придем к созданию неравных условий для разных источников генерации и их функционирования. У нас есть новые станции, а есть возрастные. У них разные стартовые условия. Наша особенность - наличие централизованного теплоснабжения. Основу белорусской энергосистемы составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), уже из названия которых видно, что они ориентированы на отпуск тепла, а производство электричества для них вторичная задача. Поэтому и у данного направления развития есть подводные камни.
- Для энергосистемы лучше, когда используются энергоисточники одного типа или когда они разные? В Беларуси модернизируются ТЭЦ и ГРЭС, добавляются ГЭС, реализуется проект строительства АЭС…
- Когда осуществляется диверсификация разных видов топлива в энергосистеме, это хорошо, потому что у нас сейчас на 95% в балансе природный газ, при этом значительная часть оборудования энергосистемы при необходимости может работать и на резервном топливе. Постепенно развиваются возобновляемые виды энергии, источники на местных видах топлива, они не большой мощности, но развиваются повсеместно. Активно используется щепа, торф, лигнин, в прошлом году ввели гидроэлектростанцию мощностью 17 МВт. До того у нас были только микро- и мини-ГЭС на десятки и сотни кВт. Наиболее крупная ГЭС имела мощность около 2 МВт. Введенная в прошлом году Гродненская ГЭС - пример удачно работающей электростанции.
В 2018-2020 годах запланирован ввод Белорусской АЭС, что требует проведения определенных мероприятий по созданию необходимого режима работы с учетом нового крупного источника. Чтобы удачно интегрировать островецкую станцию в баланс белорусской энергосистемы, необходимо учесть ее особенности. Это электростанция, которая предназначена для работы с постоянной нагрузкой в течение суток, а потребление в энергосистеме неравномерно - то растет, то падает - график генерации должен ему соответствовать. Поэтому нужно так составить план работы всех остальных источников, чтобы энергосистема могла обеспечивать потребление в пиковые периоды и периоды минимальных ночных нагрузок максимально эффективно.
- С точки зрения эффективности что лучше - много мелких источников или несколько крупных?
- Чем больше источников, тем труднее организовать их работу - усложняется управляемость. Управлять меньшим количеством крупных источников легче. Практически всегда у мелких источников выше удельная стоимость инфраструктуры, больше задействуется персонала на 1 МВт установленной мощности. Однако для строительства малых источников есть своя ниша, они успешно могут функционировать в местах образования топлива, например, отходов деревообработки. А вот когда промышленные предприятия строят собственные источники генерации, то у этого явления есть негативные последствия. В этом случае усугубляются сложности с регулированием суточного графика нагрузки исходя из того, что предприятия используют свою производимую электроэнергию только тогда, когда производство работает, а когда производство стоит, ночью например, предприятия все эти излишки электроэнергии выдают в энергосистему, которая вынуждена изменять режимы работы своего оборудования. Так можем прийти и к остановкам на ночные часы оборудования крупных энергоисточников, что крайне негативно повлияет на его техническое состояние.
- Получается, что предприятия создают своего рода дублирующую энергосистему, работающую по своим правилам и законам?
- Пытаемся добиваться, чтобы работали по единым правилам и принципам. Но большое количество источников делает сложной в управлении энергосистему страны. В настоящее время установленная мощность блок-станций составляет 558 МВт, их уже более 160. Но есть такой постулат: чем крупнее энергоблок, тем он экономически более эффективен. Сегодня промышленные потребители платят за электроэнергию по более высоким тарифам, чем население. Но когда тарифы выравняются, а это предусмотрено соответствующей госпрограммой, то строительство энергоустановок промышленных потребителей утратит экономическую целесообразность.
- Как, на ваш взгляд, должен складываться тариф на передачу электроэнергии?
- Тариф на передачу электроэнергию должен строиться на технологической основе. Для того чтобы понять эту основу, нужно представлять технологию производства и передачи электроэнергии до потребителя. Вначале она производится на энергоисточниках, затем происходит преобразование электроэнергии в высокий класс напряжения для экономичной передачи по сетям на большие расстояния, затем производится трансформация - понижение до низкого класса напряжения, и затем уже осуществляется распределение потребителям. Чем ниже номинальное напряжение потребителя, тем длиннее технологическая цепочка задействованного оборудования. Поэтому если промышленный потребитель, к примеру БМЗ (это самый крупный потребитель электроэнергии), приобретает электроэнергию прямо из системообразующей сети 330 кВ, то это одни технологические затраты доставки электроэнергии в эту точку. Если же цепочка продляется за счет установки еще нескольких ступеней трансформации и доходит к розетке бытового потребителя, где 220 В, то задействуются более протяженные линии связи, участвует дополнительное оборудование. В таком случае прохождение электроэнергии вызывает более высокие технологические расходы электроэнергии, а значит и себестоимость доставки электроэнергии до этой точки выше, поэтому и тариф должен быть выше.
- А как вы относитесь к дифференциации тарифов по времени суток?
- Электроэнергия как товар имеет особенность: ее невозможно накопить или складировать. Он производится и потребляется сиюминутно, спрос и предложение жестко идут бок обок. И в ночные часы, когда спрос на электроэнергию резко снижается, предложение превышает спрос, что приводит к росту издержек, связанных с остановкой или разгрузкой оборудования. В странах, где работают биржи электроэнергии, генерирующие источники, начинают предлагать для продажи электроэнергию по очень низкой цене, а в определенные часы эта цена вообще бывает нулевая. Это делается для того, чтобы сохранить минимум нагрузки и не отключать свое оборудование на несколько часов, а потом опять нести расходы на его запуск. В пиковые часы, когда спрос на электроэнергию высокий и используются все включенные генерирующие мощности, в том числе и менее эффективные, цена, наоборот, резко возрастает.
- Из ваших слов можно сделать вывод, что дифференцированные тарифы, и особенно дифференцированные по временным промежуткам, это наиболее рыночная модель?
- Да, конечно, и необходимо отметить их важную стимулирующую роль в перспективе, особенно для того, чтобы атомная электростанция наиболее удачно интегрировалась в наш баланс, чтобы процесс потребления имел тенденцию к выравниванию. У нас сейчас соотношение ночного потребления к пиковому 0,65. Желательно, чтобы было больше. От этого будет зависеть эффективность работы энергосистемы.
Анатолий ШИРВЕЛЬ.