Переменные погоды

Жаркая погода в центральной части России означает не только заполненные пляжи у водоемов и дефицит кондиционеров в магазинах, но и повышенную нагрузку на энергетическую систему. О том, как погодные факторы влияют на работу генерирующих электричество и передающих его предприятий и почему у каждого загородного дома в нашей стране не стоит ветрогенератор, рассказал председатель правления "Системный оператор Единой энергетической системы" (СО ЕЭС) Федор Опадчий. 

Недавно в Испании произошла крупная авария в энергосистеме, из-за чего многомиллионные города остались без света. Насколько надежна российская энергосистема? Есть ли риск подобных блэкаутов у нас?

Федор Опадчий: Из-за аварии в Испании без электроэнергии в странах Юго-Западной Европы остались приблизительно 60 млн человек. Можно еще вспомнить недавнюю аварию в Индии, тогда без света оказались около 120 млн человек. Наша энергосистема, учитывая огромную территорию, на которой она располагается, исторически создавалась с большим запасом прочности, с применением большого числа устройств и комплексов противоаварийного управления. Их основная задача - максимально локализовать последствия технологических нарушений, которые происходят в любой технически сложной системе, и противодействовать развитию аварийных ситуаций. Благодаря этому вероятность аналогичных массовых нарушений в нашей энергосистеме низка.

При планировании режимов работы в Единой энергосистеме (ЕЭС) России, как и в большинстве развитых энергосистем, применяется базовый принцип "N 1" - отключение любого элемента системы не должно приводить к возникновению аварийной ситуации. Такие потенциальные события заранее моделируются, и исходя из этих расчетов в системе поддерживается необходимый резерв.

Конечно, отдельные отключения случаются - где-то гроза повредила линию, где-то оборудование вышло из строя, - но это не влияет на работу энергосистемы в целом. Аварий, соизмеримых по масштабам произошедшему в Испании, нам удается избегать уже много лет.

Но летом прошлого года на юге России также происходили отключения электроэнергии. Чем это отличается от аварии в Испании?

Федор Опадчий: В случае испанского блэкаута (отключение электричества. - "РГ") энергосистема физически потеряла работоспособность. На всей территории, затронутой аварией, за несколько секунд все потребители были полностью обесточены. Энергосистема юга России летом прошлого года продолжала функционировать даже в самые сложные периоды. Июль 2024 года выдался необычайно жарким, температура местами длительно превышала 40 градусов.

Электросети и подстанции оказались под колоссальной нагрузкой из-за общего роста потребления, обусловленного прежде всего работой кондиционеров и холодильного оборудования. Одновременно с этим доступная мощность электростанций значительно снизилась из-за внеплановых ремонтов части оборудования.

Именно для того, чтобы энергосистема продолжала работать, чтобы предотвратить неконтролируемое развитие аварии и массовые отключения потребителей, в пиковые часы нагрузки в дневное время предпринимались штатные действия по ограничению режимов электропотребления отдельных потребителей. Проще говоря, управляемо отключались некоторые потребители для того, чтобы сохранить устойчивость работы энергосистемы в целом и обеспечить работу всех остальных потребителей.

Отключения были временными и плановыми. Для таких случаев существуют специальные регламентные процедуры, заранее составляются списки потребителей, попадающих под временные ограничения, когда это необходимо для предотвращения развития аварии. Приоритет при отключении отдавался промышленным потребителям, отключение которых не несет технологических рисков - с тем чтобы максимально защитить население, социально значимые объекты и критически важные производственные процессы. Без таких шагов могли бы произойти масштабные неконтролируемые отключения с риском перерастания в системную аварию.

Жара на юге - едва ли неожиданность, известны причины, почему именно в прошлом году возник риск масштабной аварии?

Федор Опадчий: В отличие от остальной части ЕЭС России, где годовой пик нагрузки мы проходим зимой, в энергосистеме юга России последние годы наблюдаем два максимума: зимний - при прохождении периода наиболее низких температур и летний - при прохождении максимума температур.

При этом в последние годы мы видим устойчивую картину - каждый следующий максимум перекрывает предыдущий. А именно: летний максимум перекрывает предшествующий зимний, а следующий зимний вновь оказывается историческим - самым большим за всю историю энергосистемы. Поэтому прохождение максимума летом на юге, конечно же, не является неожиданным.

Но в прошлом году мы столкнулись с несколькими факторами. Во-первых, с аномально высокой температурой, сохранявшейся длительное время. Для энергосистемы важен фактор времени, не просто сильная жара или холод, но и как долго они продолжаются. Здания и сооружения имеют большую аккумулирующую способность - они не разогреваются и не остывают за один день. Но если жара стоит неделю и днем, и ночью, загрузка климатического оборудования становится максимальной, что мы и наблюдали в июле прошлого года. Вторая причина - чисто физическое свойство оборудования. С повышением температуры пропускная способность сети и располагаемая мощность тепловых электростанций тоже снижаются.

И, в-третьих, было существенное снижение мощности генерации в целом по энергосистеме из-за большего количества аварийных и неплановых ремонтов старого, изношенного генерирующего оборудования на электростанциях.

В результате совпадения всех этих факторов в прошлом году у нас получился "идеальный шторм". Но энергосистема продолжала работать.

Принципиальное отличие ситуации на юге России от, например, произошедшего в Испании в том, что там за несколько секунд без электроэнергии осталась треть или даже половина потребителей. У нас же это были превентивные управляемые действия по снижению нагрузки небольшого в масштабах энергосистемы числа заранее определенных потребителей.

Такие проблемы в России есть только на юге?

Федор Опадчий: В стране сформировались три зоны опережающего роста спроса на электроэнергию, где нужно строить новую генерацию и сети, если мы не хотим допустить энергодефицита. Это юг, юго-восточная часть Сибири и Дальний Восток.

Причины интенсивного роста потребления разные. В южных регионах активно строится жилье, развивается туристический бизнес, и не только. На востоке энергопотребление во многом растет благодаря развороту экспортных потоков, строительству Восточного полигона РЖД и в целом - ускоренному экономическому развитию Сибири и Дальнего Востока. Еще один фактор - майнинг криптовалют, приводящий к стремительному росту электропотребления в тех местах, где цена электроэнергии значительно ниже, чем в целом по стране, например, в отдельных регионах Сибири, что даже приводит к необходимости принятия на законодательном уровне мер по ограничению такого вида деятельности. Также важное влияние на рост электропотребления в Сибири оказывает быстрое развитие электроотопления в жилых домах.

Основные базовые решения о строительстве новой генерации, сетей и модернизации старых электростанций в названных регионах уже приняты правительством. И не только в отношении традиционной генерации, но и возобновляемых источников энергии (ВИЭ) - совсем недавно вышло распоряжение правительства о проведении дополнительного отбора проектов ВИЭ на Дальнем Востоке в июле текущего года со сроком ввода в 2026-2028 годах. Часто можно услышать, что в авариях в Европе и даже на нашем юге есть часть вины большой доли ВИЭ на солнце и ветре в энергобалансе. На ваш взгляд, это мнение справедливо?

Федор Опадчий: В нашей энергосистеме, и в том числе даже на юге, доля ВИЭ пока не так велика, чтобы можно было говорить о негативном техническом влиянии на работу энергосистемы. Но, к сожалению, нельзя говорить и о том, что ВИЭ сильно помогают прохождению максимальных нагрузок. В разгар высоких температур мы наблюдали снижение выработки на ветровых электростанциях (ВЭС) из-за ослабления ветра, а выработка на солнечных электростанциях (СЭС) по понятным причинам снижается с заходом солнца, когда электропотребление еще на максимуме. В целом же в мире развитие ВИЭ - это устойчивый тренд. ВИЭ дают экологически чистую энергию, и по стоимости киловатт-часа за последние годы солнечные и ветровые станции стали существенно дешевле и конкурентоспособнее, чем ранее. Но у ВИЭ есть особенность - они выдают энергию, когда могут, а не когда это нужно потребителям. Облачность может закрыть СЭС от солнца на большой территории, ветра может не быть несколько дней. Для энергетиков наличие значимой доли ВИЭ в структуре баланса энергосистемы - вызов. В энергосистеме требуются специальные мероприятия по интеграции значительных объемов этой "негарантированной" генерации - развитие сетей, регулировочных возможностей системы, накопителей, средств прогнозирования и автоматического управления и собственно резервных традиционных мощностей, достаточных для покрытия спроса в пасмурные дни или при снижении ветра.

В случае, если доля ВИЭ становится превалирующей, дополнительно возникает технически крайне сложный вопрос о поддержании необходимых запасов инерции.

В энергосистеме, основанной на традиционных источниках генерации - тепловых станциях (ТЭС и ТЭЦ), гидроэлектростанциях (ГЭС), атомных станциях (АЭС), - возникший в моменте дисбаланс между производством и потреблением сглаживается за счет накопленной энергии вращения большого количества генераторов на электростанциях. Представьте, сотни больших энергоблоков непосредственно связаны с энергосистемой, огромные массы металла вращаются синхронно, и если в энергосистеме возникает небаланс, то эта колоссальная кинетическая энергия позволяет демпфировать его последствия.

Ветрогенераторы и солнечные панели такой инерции в энергосистему не привносят. ВЭС - по понятным причинам, а СЭС - потому что между генератором и энергосистемой всегда присутствует электронный преобразователь.

Поэтому, когда доля СЭС и ВЭС начинает значимо расти, энергосистема теряет этот защитный механизм и без принятия специальных мер это повышает риски больших аварий.

В России такая проблема есть?

Федор Опадчий: Сейчас в России доля ВИЭ относительно мала - порядка 1% в общем балансе. В соответствии с Генеральной схемой развития ЕЭС к 2042 году доля СЭС и ВЭС достигнет 3,3% в структуре выработки электроэнергии. Поэтому вопрос поддержания инерции в энергосистеме для нас сегодня не является определяющим. А вот влияние неравномерности выработки ВИЭ будет оказывать значимое влияние на режимы работы энергосистемы, поскольку указанная доля выработки означает ввод порядка 17 ГВт погодозависимых мощностей. Особенно это будет заметно в отдельных энергорайонах с высокой долей "зеленой" генерации.

Большую роль для интеграции ВИЭ в энергосистему играют гидроэлектростанции, так как они позволяют компенсировать значительные флуктуации выработки - не только суточные, но и в отдельных случаях сезонные. На Дальнем Востоке, кстати, поэтому и принято решение построить 1,7 ГВт ВИЭ - там есть мощные ГЭС, которые смогут компенсировать негарантированность выработки солнца и ветра. Я уверен, что мы сможем запланированные объемы ВИЭ интегрировать в энергосистему без ущерба для ее устойчивости и надежности и при этом быстро получим необходимые дополнительные объемы электроэнергии в энергосистему.

Сергей Тихонов. «Российская газета»,Федеральный выпуск: №152(9691). 14.07.2025