От производителя до потребителя

Генсхема-2042: задачи по развитию сетевой инфраструктуры и меры по оптимизации затрат на строительство

Генеральная схема размещения объектов энергетики до 2042 года направлена на формирование рациональной перспективной структуры генерирующих мощностей и объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих долгосрочный баланс производства и потребления электрической энергии и мощности в Единой энергетической системе (ЕЭС) России. С учетом определения наилучших доступных технологий в области производства и передачи электроэнергии (включая АЭС малой мощности и АЭС с реакторами на быстрых нейтронах, гидроаккумулирующие электростанции, линии передачи постоянного тока) и их технико-экономических характеристик, в дальнейшем на базе Генеральной схемы формируются долгосрочные производственные планы по выпуску энергетического оборудования, а также проводится оценка объемов необходимых инвестиций в новое строительство.

Екатерина Артеменкова

Эксперт в области электроэнергетики

Важнейшим условием эффективной интеграции новых генерирующих мощностей, совокупный объем которых, согласно Генсхеме, превышает 88 ГВт (это треть установленной мощности всех станций ЕЭС, составляющей 263 ГВт), является их синхронизация с развитием электросетевой инфраструктуры. Так, в части сетевого комплекса в Генсхеме предусмотрены мероприятия по строительству магистральных сетей 330 кВ и выше для ЕЭС и 220 кВ и выше для территориально изолированных технологических энергосистем [1]. Кроме того, проработаны схемы выдачи мощности (СВМ) вновь вводимых станций мощностью свыше 100 МВт.

Однако список строительства сетевой инфраструктуры является далеко не окончательным. Более того, для каждого нового генерирующего объекта будет разрабатываться собственный проект с повторной проработкой СВМ на уточненные условия, соответствующие периоду ввода в работу, актуализируя решения Генеральной схемы.

Планы и масштабы

Согласно Генсхеме, суммарная протяженность ЛЭП 330–750 кВ, планируемых к строительству до 2036 года, составляет более 12 000 км, а совокупная трансформаторная мощность подстанций — более 26 000 МВА. Для сравнения: за аналогичный период с 2007 года в России было введено в эксплуатацию свыше 15 000 км ЛЭП 330 кВ и выше и трансформаторного оборудования общей мощностью более 86 000 МВА. При этом наиболее интенсивный период ввода оборудования пришелся именно на последние 10 лет. Исходя из этого, с точки зрения масштабов строительства магистральной сети предстоящие задачи оцениваются как вполне реалистичные в условиях достаточно эффективно выстроенного процесса строительства сетевой инфраструктуры, подтвержденного многолетней практикой. Это важный фактор, поскольку темпы развития сетевой инфраструктуры должны опережать ввод новых генерирующих мощностей, обеспечивая их своевременное подключение и выдачу проектной мощности в момент ввода объектов генерации.

Однако сохраняются вопросы, касающиеся готовности производственных мощностей в части некоторого оборудования, в первую очередь выпуска комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (КРУЭ) 500–750 кВ, а также производства микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики.

Отдельным направлением, оставшимся за рамками Генсхемы, осталась оценка мероприятий по строительству, техническому перевооружению и реконструкции распределительного комплекса 220–110 кВ и ниже, без реализации которых прием новых мощностей потребителями становится невозможным, а необходимый объем финансирования может быть сопоставим с затратами на строительство магистральных сетей.

Межсистемные связи

Среди наиболее технологически сложных проектов, предусмотренных Генсхемой, особое место занимают линии передачи постоянного тока (ППТ), которые не строились в России в последние десятилетия (последним проектом с применением постоянного тока была вставка на подстанции 220 кВ «Могоча» мощностью 200 МВт, введена в эксплуатацию в 2014 году для обеспечения параллельной работы ОЭС Сибири и Дальнего Востока). К таким проектам относится строительство ППТ Итатская – Ключи – Чита – Мокская ГЭС – Даурия суммарной протяженностью более 4000 км. Задача данных проектов — передача избытков мощности из Восточной Сибири, а также выдача мощности вновь строящейся Мокской ГЭС (1100 МВт) для покрытия дефицита в юго-восточной части Сибири и западных районах Амурской области. Реализация указанных проектов обеспечит как усиление межсистемных связей между ОЭС Сибири и Востока, окончательно решив вопрос их параллельной работы, так и окажет комплексный эффект на шунтирующие связи 220–110 кВ за счет их разгрузки от транзитных перетоков, повышая надежность режимов работы и облегчая проведение ремонтных кампаний в условиях роста железнодорожных нагрузок Восточного полигона.

Еще один проект — строительство ППТ от Нововоронежской АЭС до Москвы. Его задача, наряду со строительством генерации и ЛЭП 750 кВ, — покрытие дефицита мощности в южной части Московского региона в долгосрочной перспективе.

Генеральной схемой также определена конфигурация усиления межсистемных связей Урал — Сибирь за счет строительства линий передачи 500 кВ Курган — Таврическая — Алтай. Реализация данных проектов направлена на решение многолетнего вопроса ограниченной пропускной способности связи между двумя ОЭС, а также на повышение энергетической безопасности за счет сокращения транзитных перетоков по линиям, проходящим по территории соседних государств. Помимо этого, строительство дополнительного транзита повысит эффективность работы сибирских ГЭС и позволит снизить дефицит мощности в восточных регионах страны в периоды маловодья, особенно на фоне устойчивого роста электропотребления.

Вопросы финансирования

Все капитальное сетевое строительство условно подразделяется на две группы. Первая — это СВМ, необходимые для ввода новых генерирующих объектов (без СВМ подключение любой новой станции невозможно, и затраты на нее относятся на соответствующий проект генерации). Вторая группа — мероприятия по развитию сетевого комплекса, направленные на увеличение пропускной способности сечений в связи с дефицитом мощности энергорайонов как в нормальных, так и в ремонтных режимах.

Оцененный объем инвестиций в развитие магистрального электросетевого комплекса превышает 2,5 трлн рублей, из которых около одной пятой части предусмотрено на строительство СВМ. И эта цифра, как ранее отмечалось, не является окончательной, к тому же оценка строительства новых ЛЭП выполнена только до 2036 года. Требуемый объем строительства и инвестиций после 2036 года будет определяться в рамках актуализации Генеральной схемы, проводимой один раз в три года при подготовке отчета по ее реализации.

В период 2025–2042 годов совокупная потребность в капвложениях на развитие генерирующих мощностей и электросетевой инфраструктуры оценивается более чем в 42,5 трлн рублей. При этом проведенный анализ ценовых и тарифных последствий показывает, что совокупная выручка, формируемая во всех сегментах отрасли (как в генерации, так и в сетях), недостаточна для покрытия этих потребностей. Дефицит выручки за указанный период оценивается в размере 41,4 трлн рублей. В этих условиях традиционные механизмы, основанные на последовательном увеличении тарифной и ценовой нагрузки, утрачивают эффективность и не позволяют обеспечить устойчивую финансовую основу развития электроэнергетики в долгосрочной перспективе.

В настоящее время обсуждаются подходы и механизмы привлечения инвестиций в отрасль для реализации обозначенных планов. Однако энергетика в последнее время не входит в число наиболее привлекательных с точки зрения инвестиций отраслей экономики: по данным McKinsey & Company, рентабельность инвестированного капитала (ROIC) после налогообложения в энергетическом секторе составляет 6–9%. При этом в условиях текущей макроэкономической ситуации и высокой стоимости заемного финансирования, что влечет сокращение инвестиционных программ энергетических компаний, создаются риски для реализации решений Генеральной схемы, требующих ежегодных вложений на уровне 2,5 трлн рублей.

Если рассматривать пример Китая, то опыт этой страны демонстрирует масштабные программы энергетического строительства, поддерживаемые доступными финансовыми ресурсами. Базовая кредитная ставка для промышленного сектора, включая энергетические компании, в Китае составляет 3–3,4% годовых, что существенно облегчает привлечение инвестиций. Для сравнения, согласно данным Генеральной схемы, прогнозируемая средняя процентная ставка по заемным средствам составляет: 18% — в 2025 году, 13% — в 2026 году, 10,5% — в 2027 году, а начиная с 2027 года ставка по всем сегментам отрасли принята на уровне 10% годовых.

Альтернативный пример устойчивого роста и масштабного развития на фоне уже бюджетной поддержки — жилищное строительство, и финансирование этой сферы существенно превышало объемы инвестиций, необходимых для реализации проектов в электроэнергетике. В текущих же экономических и геополитических условиях, когда надежность энергоснабжения становится фактором технологической и социальной безопасности, приоритетное развитие энергетической инфраструктуры приобретает критически важное значение, требуя расстановку приоритетов. Решения о финансировании проектов Генсхемы нуждаются в оперативном принятии, в противном случае реализация таких мероприятий, как строительство ППТ (требующее не только восстановления компетенций в этой области, но и разворачивания отечественных производств), рискует остаться только в планах на бумаге.

Направления оптимизации

Наряду с ключевыми вопросами — от поиска инвестиций и совершенствования механизмов поддержки до пересмотра подходов к обоснованию стоимости строительства АЭС (это уже произошло: в 2024 году правительством утверждены предельный CAPEX и другие ключевые параметры расчета цены на мощности новых атомных блоков) и ГЭС, капитальные затраты которых по ряду причин не могут быть покрыты исключительно за счет доходов от продажи электроэнергии, — все более проявляются тенденции, потенциально способствующие оптимизации мероприятий и затрат на новое строительство.

Одним из направлений является регулирование майнинга. Показательным примером служит временный запрет майнинговой деятельности, введенный на территории Иркутской области, Забайкальского края и Республики Бурятии в период прохождения осенне-зимнего максимума нагрузок. По информации Системного оператора ЕЭС, данная мера уже позволила пересмотреть ранее сформированные оценки потребности в строительстве новых генерирующих мощностей в сторону их сокращения, а возможно, и переориентировать планы на развитие сетевой инфраструктуры, включая увеличение пропускной способности связей Братск — Иркутск и Сибирского транзита 500 кВ от Итатской до Читы.

С другой стороны, гибкость размещения «мобильных» майнинговых центров целесообразно рассматривать не только как инструмент предотвращения локальных дефицитов мощности. По данным Минэнерго, в период 2010–2016 годов по заявкам на технологическое присоединение потребителей было введено 65 ГВт сетевой мощности, из которых фактически было востребовано лишь около 12%, а общий объем невостребованной мощности оценивался на уровне 60% от всей мощности сетевой инфраструктуры. При этом затраты на строительство и обслуживание сетевых объектов полностью возлагаются на сетевые компании и учитываются в тарифе на передачу электроэнергии. С учетом этого факта гибкое управление размещением «мобильных» потребителей может способствовать повышению эффективности использования уже построенной инфраструктуры и достижению ее экономической окупаемости.

Адаптация нормативного регулирования становится также направлением оптимизации проектных решений в электроэнергетике. Одним из таких шагов является новая редакция Методических указаний Минэнерго России по обеспечению устойчивости энергосистем. Внесенные изменения направлены как на учет активно внедряемой системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ) при управлении режимами работы энергосистем, так и на исключение ряда нормативных групп возмущений. Учет этих факторов снижает требования как к резервам мощности, так и к инфраструктуре, а также создает предпосылки для более эффективного использования пропускной способности существующих сетей и одновременного снижения капиталоемкости новых инвестиционных проектов.

Механизмы управления спросом способствуют снижению пиковых нагрузок, что позволяет оптимизировать потребность в строительстве новых генерирующих и сетевых мощностей. Например, пилотный проект, реализованный в Пекине в 2013–2015 годах, наглядно подтвердил эффективность данного подхода. В рамках проекта была усилена дифференциация тарифов по времени потребления (увеличение разницы между дневными пиковыми и ночными тарифами) и привлечены к управлению нагрузкой крупные промышленные потребители. В результате удалось снизить пиковое значение потребления почти на 800 МВт, что соответствовало 4–5% нагрузки города. Достигнутый эффект позволил отсрочить строительство новых пиковых генерирующих мощностей и необходимость усиления внешней схемы электроснабжения столицы.

Разработка механизмов стимулирования безаварийной работы оборудования приобретает все большее значение в контексте планирования развития электроэнергетики. Аварийность оказывает прямое влияние на формирование потребности в строительстве новых сетевых и генерирующих мощностей. Максимальная аварийность на электростанциях ЕЭС за последние пять отопительных сезонов увеличилась с 5,6 до 12 ГВт, что соответствует росту в 2,1 раза, а в период экстремально высоких температур, начиная с 2020 года, рост увеличился в 3,2 раза.

Согласно СИПР ЕЭС, для обеспечения надежной работы ОЭС Юга требуется ввод более 2,8 ГВт новой генерации. Однако, по оценкам Системного оператора, при условии отсутствия аварийности необходимость в данном строительстве могла бы быть устранена. Аналогичным образом снижение аварийности в ОЭС Сибири и Востока позволило бы сократить потребность в строительстве новой генерации либо заменить ее на менее капиталоемкие сетевые решения. Эти обстоятельства подчеркивают целесообразность создания инструмента, стимулирующего поддержание субъектами электроэнергетики оборудования в техническом состоянии, не допускающем превышения среднестатистических уровней аварийности.

Фокус — на качестве проектирования

Российская электроэнергетика вступает в новый инвестиционный цикл, требующий комплексного подхода к развитию как генерирующих мощностей, так и сетевой инфраструктуры. В этой связи создание нового департамента в Минэнерго РФ и штаба по мониторингу строительства — важные шаги.

Однако ключевым фактором, определяющим сроки, эффективность и стоимость реализации проектов, остается качество проектирования. В настоящее время проектные институты функционируют разрозненно, отличаются уровнем квалификации, что по ряду причин увеличивает риски задержек сроков по проектам на всех этапах: от разработки проектной документации до ввода объектов в эксплуатацию, а увеличение сроков всегда ведет к удорожанию проектов. В том числе вопрос проектирования становится более актуальным для масштабных энергетических проектов в Сибири и на Дальнем Востоке, где необходим системный и скоординированный подход, требующий понимания региональных особенностей функционирования энергосистем, а также высокой квалификации кадров.

Одним из возможных решений могло бы стать создание регионального единого центра проектирования на базе ведущих энергетических компаний. Такая структура позволит повысить качество проектных решений, минимизировать технологические и организационные риски, а также существенно сократить сроки и издержки на реализацию крупных инвестиционных проектов, предусмотренных Генеральной схемой.

——————-

1. Энергосистемы Камчатского края, Чукотского автономного округа, Магаданской и Сахалинской областей, а также Норильско-Таймырская энергосистема в Красноярском крае.