Сеть на полную катушку

Андрей Виньков, Владимир Горлов

Монопольное энергосетевое хозяйство страны претерпевает реформы. Задача, которая встанет перед новыми управленцами в этой отрасли, - выстроить работу таким образом, чтобы сети стали еще более эффективными и надежными. Если браться за это всерьез, придется достраивать то, что не достроили в СССР

Фото: photoxpress.ru

Согласно планам реформирования РАО "ЕЭС России", во второй половине 2008 года энергохолдинг прекратит свое существование. Как указывают аналитики инвесткомпании "Энергокапитал", единственной компанией сектора, которая сможет отчасти заменить монопольные функции РАО ЕЭС, а также станет новой "голубой фишкой" на бирже, будет Федеральная сетевая компания (ФСК). Другим возможным претендентом на эту роль можно считать создаваемый сейчас МРСК-холдинг. Но его место и роль до сих пор не определены.

В ФСК сосредоточены магистральные сети, передача электроэнергии по которым является монопольным бизнесом и должна находиться под контролем государства. Судьба распределительных сетевых активов пока обсуждается, решение в отношении конфигурации межрегиональных сетевых компаний и структуры их собственности, скорее всего, будет принято не раньше чем в 2008 году. Тем не менее уже с этого момента будут очевидны противоречия разных точек зрения на функционирование сети. Сейчас ФСК - владелец магистральных сетей, линий высокого напряжения. Единая энергосистема (ЕЭС), которую ФСК контролирует, объединяет электроэнергетику России, обеспечивая параллельную работу основных электростанций и узлов нагрузки, а также осуществляет связь ЕЭС страны с энергосистемами других государств. Система едина, правда, в пределах определенных параметров напряжения: она включает в себя сети напряжением 330-750 кВ и в соответствии с утвержденными критериями часть линий электропередачи 220 кВ. Сети напряжением 220 кВ и выше, по сути, контролируются и будут содержаться за счет государства. Оно после ликвидации РАО "ЕЭС России" получит около 76% акций ФСК.

Однако в настоящее время ФСК управляет на доверительной основе акциями распределительных сетевых компаний, то есть сетями низкого напряжения (это 110 кВ и ниже). Эти низовые сети подвязаны к понижающим трансформаторам и работают непосредственно с потребителями. Очевидно, что здесь помимо бюджета уже есть иные источники финансирования. Выделившись из бывших АО-энерго , распредсетевые компании сейчас консолидируются в 11 межрегиональных сетевых компаний - от Ленинградской области до Западной Сибири. В рамках реорганизации РАО эти МРСК, в свою очередь, должны войти в МРСК-холдинг. Владельцами МРСК-холдинга будут акционеры РАО, он и получит контроль в большинстве этих компаний. Исключение - сети Москвы, где у МРСК-холдинга будет около 40% акций.

Таким образом, формально в рамках реформирования все сети будут поделены по структуре напряжения по двум типам собственников (государство и частный капитал). Но как увязать все интересы? Как сделать так, чтобы электрическая сеть работала надежно и получала должный капитал для развития? Где должны строиться новые сети? Об этом и пойдет речь в данном обзоре.

Латать дыры

Общая протяженность электрических сетей напряжением 0,4-1150 кВ в России на 2000 год составляла более 2,5 млн км. Огромное хозяйство. Тем не менее необходимо строить еще больше. Из-за недостаточной пропускной способности электрических сетей, в частности, остаются неиспользованными энергетические мощности. Максимальные избытки этих мощностей (за вычетом резервных мощностей для технологических и ремонтных нужд) в 2005 году имелись в объединенной энергосистеме Сибири (14,2 ГВт), Средней Волги (9,4 ГВт) и Центра (8 ГВт). В 2006 году этот резерв сократился на 7-9%. Неравномерность размещения электростанций по отношению к размещению потребителей вызывает необходимость развития основной электрической сети для обменов электроэнергией и мощностью, для взаимного резервирования ТГК и ОГК.

Неравномерность размещения электростанций по отношению к размещению потребителей вызывает необходимость развития основной электрической сети для обменов электроэнергией.

В СССР существовала стратегия развития сетей высокого напряжения. В европейской части России, к примеру, начинали со строительства опорного каркаса сетей напряжением 500 кВ, а затем, с появлением нескольких атомных станций, - сетей 750 кВ. Это были межрайонные сети. Смысл их в том, что ЛЭП в 500 кВ пропускает через себя не менее 1 млн кВт мощности, в зависимости от расстояния, а ЛЭП-750 - грубо говоря, вдвое больше. В европейской части страны эту систему 500-750 кВ не выстроили. Кончилась советская власть. В результате в российской энергоэнергетике сложилась недостаточная пропускная способность межсистемных и системообразующих электрических сетей, из-за чего в ряде регионов перетоки мощности близки к предельным значениям или достигают их, а ряд энергетических генерирующих мощностей остаются недоиспользованными.

Так, если есть два крупных узла производства и потребления энергии, то сети 750 кВ позволяли бы резервировать эти узлы и в больших масштабах обмениваться электроэнергией. Сейчас, если будет серьезно расти нагрузка в европейской части России, неизбежно будет необходима подвязка всех атомных станций и самых крупных топливных ГРЭС к сетям 750 кВ. Нужно будет выстраивать эту конфигурацию (см. картосхему). Поскольку состояние сетей статичное, мы не можем перевезти их с одного места на другое, приходится постоянно строить где-то новые подстанции, прокидывать новые линии электропередачи.

Фото: photoxpress.ru

"Главная отличительная особенность нашего сетевого хозяйства от того же европейского, - говорит технический директор компании "Энера Инжиниринг" (входит в состав группы компаний "Оптима") Валерий Жаркин, - это огромные территории, из-за чего мы не имеем возможности получить сложнозамкнутую кольцеобразную сеть. В такой сети выход из строя одной линии ничего не означает - по другим контурам энергия добавляется. В Европе сплошь и рядом все закольцовано. У них редко возникают проблемы с сетями. С точки зрения передачи на определенные расстояния у нас в стране возникает много дополнительных задач с устойчивостью из-за длинных протяженных линий и, соответственно, ограничений на передачу мощности по этим линиям". Сегодня технически возможно передать электроэнергию на максимальное расстояние 2500-2700 км (по линии 1150 кВ). Это расстояние от Москвы до Парижа.

Кто-то может возразить: мол, зачем заниматься этой советской ерундой. Ведь неизбежно паритет производства и потребления энергии в европейской части России со временем будет меняться - от региона к региону. Скажем, мало кто из энергетиков предполагал стремительное развитие автомобильной промышленности под Санкт-Петербургом. Несмотря на то что это не энергоемкие производства, за счет большого количества проектов в этом отдельно взятом месте будет потребляться много электроэнергии, чего, естественно, не было в планах развития сетевого хозяйства. Никто не предполагал также, что под Калугой появится автосборочное производство Volkswagen - между тем это тоже крупный потребитель электроэнергии. Эти примеры показывают, что какие-то изменения в конфигурации сети будут. И схему размещения электросетей надо будет менять. Но все-таки кроме этих низовых энергосетевых систем придется достраивать и федеральную магистральную сеть. Идея связать узлы производства и потребления линиями в 750 кВ разумна. Эти сети будут дирижировать всеми перетоками. По ним же пойдут и все основные дальние потоки электроэнергии. По-видимому , в течение семи-десяти лет такую сеть просто неизбежно придется достраивать. Иначе система будет все менее и менее устойчивой. Взаимное резервирование для предотвращения аварий - самая главная функция таких сетей. А вторая функция, в тех редких местах, где сложился избыток генерирующих мощностей, - передача их в другие районы.

Кроме того, в рамках объединения разрозненных на сегодня энергосистем Сибири, европейской части России и Дальнего Востока необходимо усиление электрической связи напряжением 500 кВ. Необходимо также восстановление действовавшей до начала 1990−х годов связи ОЭС Центральной Сибири и ОЭС Урала с ОЭС Северного Казахстана. Надо и вернуться к рассмотрению проекта создания мощной связи между ОЭС Сибири и ОЭС Урала, проходящей по территории России, в том числе возможного варианта на постоянном токе.

Основные тенденции в развитии распространенных в большей части энергосистем сетей меньшего напряжения (220 кВ) состоят в усилении их распределительных функций, сокращении длины участков, повышении плотности электрических сетей с целью повышения надежности электроснабжения потребителей и выдачи мощности небольших электростанций. Для сетей 110 кВ основным направлением будет дальнейший охват территории с целью повышения надежности электроснабжения.

Таким образом, современное состояние электрических сетей РАО "ЕЭС России" пока что можно считать неудовлетворительным. В предыдущие десятилетия капитальные вложения Минэнерго и РАО "ЕЭС России" в электрические сети были заведомо заниженными по сравнению с требуемыми. Это привело к хроническому отставанию электрических сетей от развития электроэнергетики в целом. Модернизация электросетевого хозяйства - на сегодня первейшая проблема отрасли. К примеру, нужно менять масляные трансформаторы на элегазовые. У последних выше производительность, они компактнее, безопаснее. Замена устаревшего оборудования предполагает огромные инвестиции. До недавней аварии в мае 2005 года в Москве денег на это не было.

Откуда деньги

До 2005 года РАО, конечно, было серьезно озабочено поиском дополнительных средств на модернизацию сетевого хозяйства. Но лишь после аварии энергосистемы в Москве команде Чубайса дали полный карт-бланш. Единственным источником доходов сетевых компаний на тот момент были деньги, получаемые за передачу электроэнергии. Но новый порядок тарифообразования на последующие три-пять лет добавил к выручке сетевиков еще один довольно мощный поток - плату за присоединение (см. график 1).

Необходимость введения платы за технологическое присоединение энергетики объясняли проблемой износа сетевого хозяйства. Тариф на производство, передачу и сбыт электроэнергии не содержал в себе инвестиционной составляющей. Единственным источником дополнительных средств были амортизационные отчисления, которые направлялись на восполнение производственных фондов. Но из-за физического и морального износа оборудования эти отчисления с каждым годом уменьшались. Выхода из этой ситуации виделось два: либо повышать плату за электроснабжение для всего населения, либо вводить тариф за технологическое подключение. Выбрано было второе. Тем более что каждое подключение требовало серьезного расширения энергообъектов или строительства новых подстанций и сетей.

Как говорили в РАО "ЕЭС России", к 2006 году 85% столичных подстанций напряжением 110-220 кВ были закрыты для новых клиентов как раз из-за технической невозможности присоединения. В 2006 году присоединиться к сети было невозможно практически на 90% территории города.

Между тем судьба платы за технологическое подключение к энергетическим сетям уже несколько месяцев неоднократно обсуждалась в нескольких арбитражных судах. А обоснованность введения энергетиками нового тарифа на технологическое присоединение оспаривали региональные антимонопольные комитеты. Правда, по оценке ФСК, тариф на техприсоединение просуществует в России недолго - от трех до пяти лет. За это время РАО обещало разрешить кризис в сетях. В энергомонополии оценили, что тарифы на перекачку энергии за этот срок могли бы стать "справедливыми", они должны вырасти на 40-50%, хотя бы до уровня восточноевропейских стран (см. график 2).

Пока же за счет этой платы и за счет продажи генерирующих активов РАО ЕЭС сетевики получили весомые средства на новое строительство. Так, за период с 2007−го по 2010 год ФСК планирует построить 63 новых и реконструировать 37 действующих подстанций (примерно пятую часть всех имеющихся по мощности). ФСК собирается также построить более 11 тыс. км так называемых воздушных ЛЭП (в настоящее время на балансе ФСК более 46 тыс. км высоковольтных ЛЭП). На всё про всё в ФСК за этот период собираются потратить около 20 млрд долларов. Причем лишь треть этих средств должна прийти из федерального бюджета (см. таблицу 3). Примерно около 19 тыс. км воздушных линий электропередачи и 19 тыс. МВА трансформаторных мощностей должны еще построить региональные сетевые компании. Сумма их инвестиций сопоставима с инвестпрограммой ФСК (см. таблица 4) - то есть тоже превысит 20 млрд долларов.

В дальнейшем компенсировать затраты распредсетевых компаний (РСК) также будет возможно за счет новой системы регулирования тарифообразования. В ноябре 2006 года правительство приняло принципиальное решение перевести российские распредсетевые компании (РСК) на международную систему так называемого RAB-регулирования ("возврата на вложенный капитал"), отказавшись от используемого в настоящее время примитивного метода "затраты плюс". Сроки перехода пока официально не утверждены. Известно только, что с января 2008 года тарифообразование по такому принципу будет запущено в нескольких пилотных регионах.

"RAB-регулирование не является российским изобретением, - пишут аналитики инвестбанка UBS. - Это стандартный способ регулирования инфраструктурных компаний как на развитых, так и на развивающихся рынках. Компании, осуществляющие деятельность в рамках RAB-регулирования , обеспечивают как водо- , так и газоснабжение". Здесь видны очевидные стимулы для повышения эффективности сетевых компаний. Ведь в течение регулируемого периода если операционные расходы сетевой компании оказываются ниже запланированных регулятором, то компания может оставлять доход от повышения эффективности себе.

"На мой взгляд, российские распредсетевые компании обладают высоким потенциалом повышения эффективности, - считает Игорь Гончаров, аналитик по энергетике инвестбанка UBS. - Это обусловлено невысокой эффективностью отрасли в настоящее время (см. график 3), высоким спросом на базу активов (см. график 4 и график 5), а также существенным потенциалом, позволяющим повысить установленный норматив доходности, например за счет привлечения заемного капитала".

Фото: ИТАР-ТАСС

Вместе с запуском пилотных проектов введения системы тарифного регулирования на основе RAB-методики на территории всех субъектов РФ с 1 января 2008 года будет введен единый ("котловой") метод тарификации услуг по передаче электроэнергии. Особенностью "котла" является то, что абсолютно для всех потребителей (энергосбытовых компаний и гарантирующих поставщиков) одного класса напряжения передача электроэнергии будет осуществляться по единому тарифу, независимо от того, к сетям какой организации они присоединены. Вместе с тем на основе принятых котловых тарифов на передачу потребителям электроэнергии для каждой пары сетевых организаций определяются индивидуальные тарифы в целях взаиморасчетов, чтобы каждая сетевая организация получила свою необходимую валовую выручку.

Сегодня тарифы на услугу передачи электроэнергии в каждом регионе Российской Федерации устанавливаются региональной электроэнергетической комиссией (РЭК) отдельно для каждой сетевой организации. Определение тарифа происходит следующим образом. Составляется смета расходов сетевой организации, которая затем представляется в региональную энергетическую комиссию, где проводится экспертиза экономической обоснованности расходов. Исходя из этих цифр, а также с учетом конкретного объема услуг по передаче электроэнергии, который предприятие должно оказать в течение регулируемого периода, вычисляется размер тарифа. При этом потребители распределительной сетевой компании зачастую платят за электроэнергию меньше, нежели клиенты коммунальных сетей (разница в тарифах этих организаций может достигать 20-25%). Переход с 2008 года на единую систему тарификации позволит устранить разницу в тарифах для потребителей как коммунальных сетей, так и распределительных сетевых компаний и территориальных сетевых организаций, а значит, снова увеличит доходы сетевых компаний.

Похоже, проблемы передачи и распределения энергии - одни из самых ключевых в элетроэнергетической отрасли. Стоит лишь обратить внимание на систему тарифообразования: доля транзита и передачи электроэнергии в тарифе составляет около 46% (см. график 6).

Чего всегда не хватает

Впрочем, денег всегда не хватает. Тем более что стандарты жизни растут. Равно как и совершенствуются технологии. Сегодня установлен стандартный набор Федеральной сетевой компании по оснащению подстанций. Вторичные системы управления, защиты, обеспечения, связи также входят в эти нормы строительства ФСК. И в структуре проекта соотношение цены оборудования и цены этих самых вторичных систем - 1:1. Раньше, во времена СССР, применялось аналоговое оборудование, а сейчас уже используется цифровое.

"Если раньше все операции на подстанции выполнялись вручную, - говорит Валерий Жаркин, то сейчас практически все новые подстанции обслуживаются дистанционно. Ясно, что необходимость замены блока, любые переключения, любые вводы-выводы легко определяются на расстоянии, и, соответственно, принятие решений происходит оперативнее и правильнее, чем было до сих пор. Интеллектуальный режим в определенной степени сказывается на повышении пропускной способности электрических сетей, потому что, когда вы имеете достаточно информации для принятия решения по возможности дополнительной нагрузки конкретного трансформатора этой конкретной линии, то, конечно же, вы принимаете и взвешенное решение пропустить дополнительные 50 мегаватт по этой ЛЭП. Раньше вы бы делать это опасались, не имея полной картины. А теперь интеллектуальное управление, по сути, помогает повышению пропускной способности электросетей".

Эффективное диспетчерское и автоматическое противоаварийное управление, возможно, позволит ослабить требования к уровню запасов пропускной способности, что увеличивает реальную пропускную способность электрической сети и ее допустимую загрузку во всех режимах, а значит, даст ощутимую экономию в дальнейшем.

Тем не менее, объясняет Валерий Жаркин, "реконструкция подстанции напряжением 330 киловольт стоит не меньше 30 миллионов долларов, но реально доходит до 50 миллионов долларов. Еще бы: подстанция занимает площадь в несколько гектаров. Там создается очень сложный современный комплекс, куда входит все, от охраны периметра до систем пожаротушения, систем охлаждения и прочего".

Кто будет управлять такими капиталоемкими проектами, неясно до сих пор. Более того, до недавнего времени было непонятно, когда все-таки начнется инвестиционная деятельность. Сложность процесса консолидации магистральных сетевых компаний в ФСК сказывалась на неопределенности этих процессов. Недавние действия РАО ЕЭС значительно снизили неопределенность в отношении реформирования МСК. Изначально предполагалось провести реорганизацию МСК в два этапа через технические структуры - межрегиональные сетевые компании (МРСК), что существенно усложнило бы оценку МСК и могло сдвинуть сроки их включения в ФСК. Но недавно РАО ЕЭС провело оценку МСК для целей конвертации их акций в бумаги МРСК. Однако в конце марта совет директоров РАО одобрил вариант непосредственной конвертации акций МСК в акции ФСК. Это решение не только упрощает оценку будущих долей МСК в ФСК, появилась возможность рассчитывать на то, уже 1 июля 2008 года нынешние акционеры МСК станут миноритариями национальной сетевой монополии - крупнейшей компании, выделяемой в результате реформирования РАО ЕЭС.

В подготовке статьи были использованы материалы Ирика Имамутдинова

Keywords: