Пётр Своик: «Что такое электроэнергетика Казахстана в штатном режиме?»

Orda.kz представляет авторский материал экономиста Петра Своика на тему настоящего и будущего электроэнергетики Казахстана.

На заседании правительства министр энергетики доложил, что в целом единая электроэнергетическая система Казахстана «работает в штатном режиме», параллельно с энергосистемами России и стран Центральной Азии. Однако к 2030 году имеющихся мощностей будет не хватать. Так, согласно утверждённому балансу, к 2030 году потребность электрической мощности составит 28,2 ГВт, при этом располагаемая мощность с учётом ввода новых мощностей составит 22 ГВт. 

Объём дефицита электрической мощности даже с учётом ввода порядка четырёх ГВт новых мощностей превышает шесть ГВт. Министерство для покрытия дефицита в стране и увеличения экспортного потенциала разработало план мероприятий по вводу дополнительно порядка 26 ГВт новой генерации.

К этим опубликованным данным добавим кое-что ещё — из того же утверждённого Минэнерго «Баланса электрической энергии и мощности до 2035 года», а также из текущих диспетчерских реалий.

Итак, установленная мощность на 2023 год, то есть как раз на нынешнюю зиму, показана в балансах величиной 25,9 МВт, в том числе возобновляемые источники энергии (ВИЭ) — 3,1 МВт. Располагаемая мощность, то есть за минусом плановых ремонтов и различных ограничений, — 19,3 МВт, в том числе ВИЭ — 0,3 МВт.

В качестве иллюстрации: разница 3,1—0,3=2,8 ГВт, это и есть те самые ограничения — вечером солнышко не светит, ветер к вечеру тоже обычно стихает.

Подробнее про пиковую нагрузку

Если же на самом деле, то фактическая генерация всей казахстанской энергосистемы в текущую зиму по ежедневной диспетчерской сводке на 19.00 вечера — начала пиковой нагрузки — составляет от 15 до 15,3 ГВт, и то при условии отсутствия аварийных отказов на электростанциях. Больше выдавать не получается, в основном как раз из-за «ограничений» ВИЭ.

Между тем, располагаемая мощность должна быть хотя бы на 10–15 % выше фактической нагрузки, для подхвата на случай аварийных отказов оборудования. А также для того — и это самое главное, — чтобы всегда была возможность обеспечить подключение любых новых производственных и иных потребительских мощностей по планам социально-экономического развития. В частности, для решения поставленной президентом задачи удвоения ВВП к 2029 году потребуется не просто удвоение электроэнергетики, но и опережающее удвоение — к 2028 году хотя бы.

Однако, как видим, фактическая нагрузка, наоборот, превышает располагаемую мощность — уже почти на те же 10–15 %. Для иллюстрации: в предыдущий зимний сезон разрыв между потребительской нагрузкой и выдаваемой национальной энергосистемой располагаемой мощностью в вечерний пик достигал 1 ГВт, а декабрьский рекорд этой зимы — уже 1,5 ГВт.

А в таких условиях по строжайшей необходимости поддерживать неизменную частоту 50 Гц в энергосистеме — ключевое условие её устойчивости, система аварийного отключения нагрузки должна безжалостно отрубать какие-то крупные производственные мощности, заранее включённые в специальную автоматику отключения нагрузки (САОН). А задача системы автоматической частотной нагрузки — вырубать свет по расписанному в АЧР графику, в городских микрорайонах или по городам в целом. Либо диспетчер в ручном режиме должен запускать веерные отключения.

Если же автоматика почему-то не срабатывает, а диспетчер отчего-то медлит, система начинает распадаться на региональные части, а если и их генерация не справляется с нагрузкой, гаснут и они. Так, в январе 2022 года из-за аварии на Сырдарьинской ГРЭС в Узбекистане мы уже имели разделение северной и южной зон энергоснабжения в Казахстане и выделение на изолированную работу алматинского, шымкентского, таразского и кзылординского энергоузлов. Дальше, слава богу, не пошло. Тогда же «погасли» половина Узбекистана и почти весь Кыргызстан.

Причины — сохранение в «железе» связанности энергетики Казахстана и всей Центральной Азии при отсутствии общей диспетчеризации и общей САОН при общей исчерпанности как генерирующих, так и передающих сетевых мощностей. Профицит мощности сохраняется только в России, но и её можно передавать не дальше северной зоны Казахстана.

Про аварии

Однако то была как бы случайная, хотя и межгосударственного общесистемного масштаба авария. Системных выводов из неё не сделано, да и зачем они, если с тех пор больше ничего масштабно пугающего не случается. При том, что разрыв между располагаемой мощностью и фактической нагрузкой от зимы к зиме быстро растёт.

Выручает как раз упомянутый министром «штатный режим» — штатное исполнение РАО ЕС функции поддержания частоты и устойчивости в национальной энергосистеме Казахстана. 

Так, если в прошлую зиму «штатные» перетоки из РАО ЕС для покрытия наших собственных пиковых дисбалансов доходили, как мы уже сказали, до тысячи мегаватт, то в эту зиму это уже полторы тысячи.

Ну а Казахстан в своей южной зоне «штатно» помогает соседям по кыргызско-казахско-узбекскому энергетическому кольцу. Хотя помощь весьма ограничена и отнюдь не в пиковые часы: собственная генерация в южной зоне покрывает лишь половину нагрузки, а все три ЛЭП-500 от северной зоны работают с перегрузкой даже в штатных режимах.

Фактически казахстанцы платят за бесперебойность электроснабжения через повышение тарифов. Здесь сослаться на конкретные официальные данные не получится, информация на этот счёт не то чтобы засекречена, но, скажем так, не афишируется.

Может быть, это было бы терпимо, тем более что меры по увеличению собственной генерации, особенно на юге, предпринимаются — об этом тоже говорилось на правительственном заседании. Однако выплачиваемый России тарифный оброк — это копейки по сравнению с теми поборами, которые нам устраивают наши собственные... ВИЭ.

Вечер и день

Напряжёнными зимними вечерами, когда нас выручает РАО ЕС, ВИЭ, как следует из энергобалансов, отдыхают. Зато солнечным зимним днём, тем более летним, когда энергосистема имеет запасы традиционной генерации, диспетчер, по установленному казахстанским законодательством «праву первой ночи» для ВИЭ, приоритетно принимает именно их выработку, отодвигая те же ГРЭС и ГЭС. И тогда ВИЭ сполна берут своё: их средний вклад в диспетчерский график уже на 300 МВт, как в пиковые часы, а все 700–800 МВт каждые сутки в среднем. Если же солнышко в середине дня нажарит на в тот момент избыточную тысячу МВт, а ветер надует на две тысячи, всё равно примут и оплатят всю выработку.

Кто примет, понятно — диспетчер KEGOC. Оплата же ляжет на так называемых «условных потребителей», в качестве которых вынужденно выступают, во-первых, те самые традиционные ГРЭС и ГЭС. Они, допустим, в данный момент имеют запас мощности для выработки в разы более дешёвой энергии, но её диспетчер не берёт, отдавая предпочтение зелёной. Во-вторых, условными покупателями принуждают быть отдельных крупных промышленных потребителей — тем приходится перекладывать удорожание на стоимость своей продукции. А что касается ГРЭС и ТЭЦ, их затраты всё равно оказываются в тарифах, и за зелёную выработку фактически платим мы.

Стоимость же зелёной энергии меняется по месяцам, в диапазоне от двойного по сравнению с традиционной выработкой тарифа до четырёх-пяти средних тарифов. И всё это ложится на конечный потребительский тариф. В среднем принудительная поддержка альтернативной энергетики обходится потребителям, по нашей оценке, в добавочные 2,2 тенге за каждый кВт*ч. Умножим на 120 млрд кВт*ч годовой выработки и поймём, какое это выгодное дело для его лоббистов и бенефициаров.

Это что касается уже сложившихся переплат, но гораздо серьёзнее проблема на перспективу. Вернёмся к планам на 2030 год: если дефицит прогнозируется величиной 6 ГВт, то зачем оглашаются намерения ввести новые мощности на 26 ГВт?

То, что это совершенно невероятная, недостижимо фантастическая величина, — понятно, но на что-то же такие планы опираются, коль скоро провозглашаются на правительственном уровне? Президент, кстати, в Послании 2023 года сказал о вводе 14 ГВт до 2029 года. Тоже фантастика, но это, по крайней мере, корреспондируется с фантастической задачей удвоения ВВП к этому сроку, откуда же сверхъестественные 26 ГВт?

А всё оттуда же — из зелёной парадигмы, из задачи доведения к 2030 году альтернативной выработки до 15 %. Разработчики балансов идут двойным путём: сначала решают внешне вменённую политическую задачу, наталкивая столько новой зелёной генерации, чтобы в среднем за сутки и за год она «намолотила» заданные проценты. А своим хозяевам — богатые дивиденды. Затем по-диспетчерски грамотно составляют балансы пиковой мощности и, соответственно, наталкивают в них тоже в разы более дорогую маневренную газотурбинную генерацию, заменяющую «отдыхающие» в самые напряжённые часы ВИЭ.

Не зря президент говорит о радикальном изменении этой модели. В результате чего, кстати сказать, могут приблизится к реальности планы удвоение как ВВП, так и энергетики.

Посмотрим на реалии: по темпам предыдущих лет нагрузка ежегодно растёт на 500–600 МВт. Итого, успевая за этим и убирая имеющийся дефицит, нам надо бы ввести к 2030 году хотя бы 5 ГВт — задача почти запредельная, но всё же реальная.

Порядок её решения и особенно финансирования без убийственного роста тарифов — отдельный разговор. Сейчас же закончим мыслью, что попытка угнаться сразу за зелёной и за нормальной энергетикой нас погубит. С солнечной и ветровой выработкой надо поступить просто и справедливо: поставить её в общий строй.

То есть отменить приоритетный закуп — пусть ВИЭ соревнуются в системе Единого закупщика на общих основаниях. Будут предлагать более дешёвую генерацию в спокойные часы диспетчерских суток — пожалуйста. А обзаведутся системами аккумулирования для переноса выработки на пиковые часы или проинвестируют создание гидроаккумулирующих или маневренных мощностей для всей энергосистемы — тоже милости просим.

Автор: Пётр Своик