«Наша задача – не построить любой ценой, а построить оптимально»

Вот уже несколько лет значительная часть дискуссий в электроэнергетике сосредоточена на Генеральной схеме размещения энергообъектов до 2042 года. Как в рамках её реализации будет решаться вопрос строительства ГЭС и АЭС, ждать ли проведения технологически нейтральных конкурсов по покрытию энергодефицитов, целесообразно ли говорить о снижении надёжности энергетики – на эти и другие вопросы «Энергии без границ» ответил председатель правления «Системного оператора» Фёдор Опадчий.

– Одно из ключевых изменений, обсуждающихся на рынке и в Правительстве, – переход к технологически нейтральным отборам проектов новой генерации. Как этот механизм может быть организован с точки зрения «Системного оператора»?

– Главная задача сейчас – не просто запустить новые конкурсы, а синхронизировать всю цепочку планирования от Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики (Генсхемы) до Схемы и программы развития энергосистем (СиПР) и далее непосредственно до самих отборов.

Генсхема до 2042 года содержит в себе рациональную структуру генерации. Это результат оптимального выбора парка генерирующего оборудования разных технологий исходя из тех сценарных условий, которые были приняты на момент разработки Генсхемы. В ней определены типы и объёмы генерации, технологические и стоимостные характеристики, проведена оптимизация под прогнозный спрос. Генсхема – это не прямой результат конкурса, на который компании приходят с конкретными проектами и могут конкурировать, в том числе по ценовым характеристикам. Генсхема определяет приоритеты развития всех типов генерации и их оптимального размещения, но обязательность исполнения предусматривается только в отношении АЭС, учитывая как длинные сроки строительства станций такого типа, так и отсутствие альтернативы «Росатому» в этой сфере.

На более коротком горизонте прогнозирования основным документом является шестилетняя СиПР, где учитываются детальные направления развития сетей 110 кВ и выше, ранее принятые решения по строительству или модернизации генерации, а также определяются конкретные параметры прогнозных дефицитов в отдельных энергорайонах для последующего принятия решения по способу ликвидации этих дефицитов. Сейчас модель построена таким образом, что если в СиПР формируется локальный дефицит, который неэффективно устранять только за счёт сетевого строительства, то Правительством принимается решение о способах его ликвидации: с проведением КОМ НГО, конкурсов ВИЭ. Например, как это было на Дальнем Востоке, при строительстве накопителей и т. д. В случае неуспешного конкурсного отбора исполнитель может быть непосредственно определён Правительством. И уже после этого формируется конкретный перечень решений и инвесторов.

Как мы обсуждаем с коллегами, первая наша задача заключается в том, чтобы сделать весь процесс более регулярным, чтобы решения на всех этапах принимались ритмично и своевременно. Актуальные потребности по развитию энергосистемы мы фиксируем ежегодно в момент утверждения СиПР. И необходимые конкурсные процедуры можно объявлять сразу после утверждения этого документа Минэнерго. При этом крайне важно предусмотреть достаточно продолжительный этап для проработки потенциальными инвесторами предварительных технических решений и технико-экономических обоснований, чтобы увеличить как количество, так и качество рассматриваемых вариантов. Важно обеспечить и возможность конкуренции различных технологий. Этапу ценового отбора должна предшествовать оценка проработанности и технических параметров предлагаемых проектов, а также их совокупного влияния, поскольку корректная интеграция новых объектов в энергосистему является сложной инженерной задачей и, как правило, требует оценки воздействия на энергосистему не только каждого нового проекта в отдельности, но и их совокупности.

Здесь стоит отметить, что ключевой объём мероприятий Генсхемы – это обновление существующего парка оборудования. Речь идёт о полной замене выработавшего свой ресурс оборудования тепловых и атомных электростанций на новые мощности, а также о так называемой лёгкой модернизации (в объёме порядка 64 ГВт), предполагающей замену отдельных основных элементов оборудования. Доля мероприятий по модернизации значительна, так как в Генсхему заложен достаточно консервативный прогноз роста потребления, а большая часть наших электростанций была построена ещё в советское время – существующий парк генерации является одним из самых «пожилых», по сравнению с другими крупными мировыми энергосистемами. Поэтому, помимо конкурсов на закрытие дефицитов, необходимо продолжить программу КОММод или запустить её аналог. Это позволит донастроить систему так, чтобы объёмы фактически модернизируемой и замещаемой генерации на энергорынке максимально соответствовали долгосрочным параметрам, заложенным в Генсхему.

– То есть вы предлагаете не заменять КОММод, а запускать технологически нейтральный конкурс параллельно?

– Да, но с важной оговоркой: нужно учитывать горизонты планирования. Генсхема позволяет прогнозировать среднесрочную перспективу на 18 лет вперёд. Но это же создаёт трудности. Чем длиннее горизонт планирования, тем выше риск вероятности ошибки прогнозирования динамики потребления, что напрямую влияет на эффективность рассматриваемых решений. Важно понимать, что на среднесрочном горизонте планирования в СиПР используется информация о конкретных проектах нового технологического присоединения, а за горизонтом шести лет таких проектов нет, и единственный способ получения долгосрочных прогнозов электропотребления – опираться на долгосрочные макроэкономические прогнозы. Вместе с тем решения по объектам длительных циклов строительства – ГЭС и АЭС – необходимо принимать на горизонте 10 лет и более. Иначе, какими бы эффективными ни были решения, объекты просто не успеют появиться в энергосистеме. Именно поэтому базовые решения по атомной и гидрогенерации определяются Генеральной схемой, а более точное покрытие спроса осуществляется с использованием тепловой генерации, ВИЭ, а теперь и накопителей, которые строятся значительно быстрее.

По указанным выше причинам более точный прогноз мы видим в шестилетней СиПР. Там начинают точечно появляться зоны прогнозного энергодефицита, и мы способны определить наиболее рациональные пути его покрытия. Полагаем, что именно для этой задачи может использоваться технологически нейтральный конкурс: если брать во внимание сроки строительства, мы имеем в виду всё-таки тепловую генерацию, ВИЭ и накопители с учётом их технических и технологических особенностей. Плюс для рационального строительства и эффективных режимов работы генерации необходимы оптимальные сетевые решения. В качестве примера могу привести планы по закрытию дефицита в юго-восточной части ОЭС Сибири. Ввод линии постоянного тока из центральной части ОЭС Сибири в её восточную часть не только снижает объёмы строительства новой генерации в этой части энергосистемы, но и обеспечивает возможность её работы в оптимальных режимах, что положительно влияет на сдерживание роста цен для потребителей.

Провести отбор технологий по одноставочной цене достаточно легко. Сложность в другом: разные типы генерации имеют разные технические характеристики и решают разные задачи с разной эффективностью. Для закрытия дефицита электроэнергии в киловатт-часах могут быть очень эффективны ВИЭ – ветер и солнце, что уже реализовано в рамках решений по Дальнему Востоку, где в перспективе возможен дефицит именно в киловатт­часах. Но если речь идёт о прохождении периодов пиковой нагрузки, то здесь нужна мощность, которую обеспечивает традиционная генерация, плюс сейчас к ней добавляются системы накопления электроэнергии. Нужно соотнести это с анализом возможностей сетевой инфраструктуры и выбрать оптимальный вариант. То есть это всегда комплексное решение.

В процессе рабочих обсуждений мы пришли к выводу, что под технологической нейтральностью нужно понимать не только разные виды генерации, но и сравнение их с сетевыми решениями. Как мы сейчас видим, чтобы выбрать оптимальный вариант, решения о проведении отборов должны приниматься оперативно и регулярно. При этом сама процедура технологически нейтрального отбора потребует большего времени по сравнению с обычным КОМ НГО. Оно необходимо для более тщательного предпроектного анализа: выбора площадки, типа генерации и вариантов топливообеспечения, проработки проекта с поставщиками оборудования, решения вопросов по наличию квалифицированных кадров. Но у этого подхода есть свой плюс: более глубокие расчёты помогут снизить риски возникновения незапланированных проблем, срывов или переносов вводов. Плюс технические решения будут более выверенными: когда конкурс проводится быстро, зачастую нет времени для разработки альтернатив, что влияет на оптимальность решения. А ошибки проектных решений – это всегда вероятность получить дополнительные издержки, за которые в конечном счёте заплатит потребитель.

В процессе обсуждений мы также пришли к выводу, что в рамках отборов нужно предусмотреть процедуру проверки технологической приемлемости решений, где как раз и будут проверяться сетевые возможности, корректность выбора площадки, определяться, какие решения необходимы для поддержания возможности регулирования энергосистемы, насколько единичные отключения способны влиять на параметры интеграции этих мощностей в ЕЭС, и т. д. Важно понимать, какое соотношение ВИЭ и ТЭС уже есть в конкретной части энергосистемы, есть ли рядом ГЭС для естественного резервирования зелёной генерации, и другое. Также важно оценить возможность использования систем накопления электроэнергии (СНЭЭ) как альтернативу традиционной генерации для снятия пиков потребления мощности. Сам накопитель для энергосистемы является в целом потребителем киловатт-часов из-за потерь при зарядке/разрядке. Он позволяет проходить пики потребления мощности, но неприменим для решения задачи покрытия дефицита электроэнергии.

В итоге нужно понимать, насколько каждый из конкурирующих проектов влияет на надёжность энергосистемы, после чего проводить отбор уже исходя из показателя LCOE (LCOE – полная стоимость в расчёте на 1 кВт•ч выработки на протяжении всего жизненного цикла. – Прим. ред.). Сейчас эта процедура включает определение зон размещения новой генерации, после чего для каждой зоны определяются технические характеристики.

– Как быть при этом с ГЭС и АЭС с их горизонтом планирования свыше 10 лет? Вы сказали про риск ошибки. Значит ли это, что на первых этапах технологически нейтральные отборы будут без атомной генерации? Или вы видите способ избежать макроэкономических ошибок?

– В этом и заключается сложность технологически нейтрального конкурса. Сравнивать проекты по цене достаточно легко, труднее – когда мы говорим о параметрах надёжности, манёвренности, характеристиках выработки с учётом уже имеющегося в энергосистеме парка.

Возможность включить в этот цикл более длинные проекты ГЭС и АЭС мы пока прорабатываем. Процедурно, как это сделать технически, мы понимаем. Проблема заключается в большой разнице во времени строительства разных электростанций: если АЭС и ГЭС возводятся долго, около 10–12 лет, то, например, газовые ТЭС строятся гораздо быстрее – всего за 4–5 лет. Из-за этого возникает серьёзный риск. Поскольку фактическое начало строительства газовой станции начинается на 5–6 лет позже, чем атомной, за это время ожидания экономическая ситуация и цены на стройматериалы могут сильно измениться. Если к моменту старта проекта газовая станция вдруг окажется слишком дорогой или невыгодной, у вас уже не будет возможности передумать и выбрать атомную, так как за оставшееся время её просто физически не успеют достроить к нужному сроку.

В этом смысле целесообразно принимать решения о длинноцикловых объектах, обеспечивающих часть будущего спроса исходя из того, как сегодня соотносятся их технические и экономические параметры с альтернативными решениями. Остальные балансирующие решения можно принимать на горизонте строительства ТЭС, то есть в цикле ежегодной актуализации спроса и СиПР в целом. В текущей версии Генеральной схемы в принятых исходных условиях атомная и гидрогенерация оказались в целом более эффективными по критерию одноставочной цены (LCOE) по сравнению с новым строительством тепловой генерации, а объёмы ВИЭ, несмотря на привлекательные ценовые параметры, оказались ограниченными ввиду негарантированности их выработки, то есть по технологическим причинам. Таким образом, в Генсхеме было предложено наиболее оптимальное решение по покрытию прогнозного спроса с использованием всех видов технологий. По сути, процесс разработки Генеральной схемы и определения рациональной структуры генерирующих мощностей и есть технологически нейтральный конкурс, только выбор проектов осуществляется исходя не из заявок конкретных инвесторов, а из усреднённых стоимостных параметров для каждой технологии с учётом регио­нальных коэффициентов. А вот выбор решений на горизонте СиПР можно и нужно проводить в рамках классических конкурсных отборов технологий.

– Важным новым инструментом становятся системы накопления энергии. Реализуется сразу несколько крупных проектов, часть из них поручены «Россетям» и будут оплачены за счёт дополнительной индексации магистрального тарифа на 1% в течение пяти лет. Одновременно Минэнерго разработало нормативную базу для проведения конкурсного отбора проектов СНЭЭ, в которых «Россети» принять участие не смогут. Какая схема, на ваш взгляд, должна быть приоритетной?

– Это вопрос дискуссии. На мой взгляд, идея об интеграции СНЭЭ в систему нейтральных отборов для развития конкуренции выглядит разумной, хотя пока решения на этот счёт нет. В любом случае, чем больше конкурирующих вариантов будет, тем лучше для потребителя. Важно, чтобы технические параметры проектов и их качество были соизмеримы, и в этом смысле сетевая компания может предложить рынку хорошие условия.

Учитывая, что для сетевых организаций и иных участников нормативно применяются принципиально разные системы финансирования – тарифы и оплата поставки мощности на ОРЭМ, – провести единую классическую конкурсную процедуру невозможно: здесь возникает масса нормативных вопросов и особенностей, которые не позволяют подавать заявки на одних и тех же вводных.

Тем не менее организовать содержательную конкуренцию вполне возможно – по критерию минимизации итоговых затрат для потребителей при реализации проекта. Речь идет о сопоставлении предложений разных участников, включая «Россети», с тем чтобы определить, чей вариант в конечном итоге обойдётся дешевле. Если цены, предложенные иными участниками на конкурсе, окажутся ниже предложения сетевой компании, проект должен быть реализован в рамках оптового рынка мощности.

При этом и заявка сетевой компании может быть конкурентоспособной, поскольку «Россети» обладают рядом преимуществ в части технологического присоединения, возможностей размещения СНЭЭ на действующих подстанциях и так далее. В случае, если совокупная стоимость проекта для потребителей при таком варианте окажется ниже, итогом процедуры должно стать решение о включении соответствующих затрат в тарифы и реализации проекта сетевой компанией.

– Для покрытия дефицита электроэнергии на Дальнем Востоке отобраны проекты ВИЭ суммарной мощностью 1,7 ГВт, сейчас обсуждается установка СНЭЭ. Какие-то ещё решения потребуются в ближайшее время?

– С учётом пакета уже принятых решений правительственная комиссия по вопросам развития электроэнергетики рекомендует проект установки СНЭЭ, и на этом предлагается взять паузу до начала 2027 года. Нужно посмотреть на фактическую динамику электропотребления в 2026 году и проанализировать, потребуются ли ещё какие-то мероприятия до 2033 года, в частности дополнительные объёмы ВИЭ. К этому сроку мы очень ждём ввода атомной генерации в Приморье. Если возникнут дополнительные потребности, то ВИЭ строятся быстро и можно будет успеть принять и реализовать необходимые решения. Но сегодня мы бы хотели, чтобы инвесторы проектов ВИЭ заранее проработали возможные проекты и площадки. Тогда при необходимости мы в 2027 году сможем быстро принять решение и сразу развернуть стройки.

– В СиПР в числе возможных мер для территорий с прогнозным дефицитом упоминается в том числе введение внутрисуточных добровольных ограничений потребления промышленностью. Насколько вероятным сейчас представляется реализация такого сценария?

– Для покрытия прогнозируемых дефицитов в отдельных частях энергосистемы принимаются решения по строительству новой генерации и сетей, но этот процесс требует времени. Вопрос в том, как энергосистема будет справляться с ростом спроса в период их строительства, притом что параллельно, по мере исчерпания резервов, существующее оборудование начинает работать всё больше и в более напряжённых режимах, что повышает риск аварийности. Для минимизации рисков энергосистемы в этот период мы рассматриваем возможность дальнейшего развития механизма управления спросом (demand response). Речь идёт о плановом и добровольном снижении спроса потребителями в энергодефицитных узлах на возмездной основе.

Отличие от уже действующего на рынке механизма – прежде всего в условиях снижения нагрузки. Для решения такого рода задачи должны быть другие параметры: сейчас потребители обязуются разгружаться пять раз в месяц по четыре часа в часы пиковых цен на РСВ, что позволяет срезать прежде всего ценовые пики и минимизировать цены на РСВ, не задействуя самую дорогую генерацию.

Расширяя механизм управления спросом, мы должны изменить условия. Например, для прохождения периодов пикового потребления в энергосистеме, скажем, при наступлении аномально низких температур или на время проведения аварийного ремонта крупного оборудования, нам потребуется снижение нагрузки на несколько дней подряд. Соответственно, это требует совершенно других технологических решений на стороне потребителя.

При этом у потребителя могут возникать новые способы управления своим электропотреблением. Например, перенос ремонтов на период зимних температурных минимумов – здесь может быть много особенностей. Сейчас мы прорабатываем этот вопрос: ищем потребителей, готовых в необходимых местах энергосистемы в нужном объёме ограничивать своё энергопотребление на возмездной основе, тем самым участвуя в регулировании баланса. Мы с несколькими участниками рынка находимся в процессе обсуждения, но принятых решений и структурированной программы пока нет. Добровольность здесь ключевое отличие от недавно введённой нормативной четвёртой категории надёжности, подключение по которой означает согласие потребителя на отключение на любой срок без предупреждения и финансовой компенсации.

– Как продвигается процесс внедрения четвёртой категории надёжности?

– Нормативная база утверждена. Уже есть заявки от потребителей, выразивших согласие на такое подключение, но фактически подключённых по этой категории пока нет. Важно понимать, что четвёртая категория скорее для тех зон, где есть проблема дефицита мощности.

– В прошлом году в секторе крайне осторожно пытались начать обсуждение возможного снижения системной надёжности для удешевления стоимости мероприятий Генсхемы. Но такой подход не нашёл поддержки…

– Такой дискуссии сейчас нет, и, наверное, она была бы принципиально неверна. Мы прилагаем усилия для покрытия дефицитов и идём на вынужденное снижение резервирования на период строительства, с тем чтобы в дальнейшем вернуться к нормативным параметрам, несмотря на растущий спрос. Нестабильность экономической конъюнктуры такова, что спрос на электроэнергию становится всё более волатильным, а точность прогнозов снижается – и это мировая тенденция.

Если мы даже в плановом режиме допустим ухудшение параметров энергосистемы ниже нормативного уровня, то в дальнейшем рискуем прийти к отсутствию резервов и частым крупным отключениям в энергосистеме, что чревато значительными издержками для экономики и ухудшением условий жизни для наших граждан.

Единственное, что мы обсуждаем, – это уточнение требований по резервированию в изолированных энергосистемах, чтобы приблизить их к требованиям большой энергосистемы.

– Насколько сильно вам как техническому регулятору осложняет работу задержка строительства новых ГЭС?

– В текущей СиПР появились новые зоны прогнозного дефицита. В частности, в отдельных сценариях прогнозируется дефицит электроэнергии в ОЭС Сибири. Этого можно было бы избежать, если бы в макрорегионе вводились предусмотренные Генсхемой гидроэлектростанции. Однако они не строятся и, очевидно, в начале 2030-х годов введены уже не будут. Именно поэтому мы прорабатываем вопрос проведения технологически нейтральных конкурсов и, возможно, попробуем провести пилотный отбор по новым принципам именно в Сибири.

– В будущем году, 17 июня 2027 года, «Системному оператору» исполнится 25 лет. Какой путь прошла компания и какие принципиальные изменения в её работе произошли за годы её существования?

– «Системный оператор» менялся вслед за глобальными изменениями в экономике страны. Главным вызовом на первом этапе был кризис неплатежей, для энергетики это оборачивалось нехваткой средств, в том числе на топливо и ремонты, и приводило к перебоям в энергоснабжении. После решения этой проблемы мы достаточно долго жили в условиях избытка мощностей: промышленность существенно сократила спрос, а построенные ещё в СССР электростанции в основном оставались в эксплуатации, так как были на 20 лет моложе, чем сейчас.

Структурное реформирование электроэнергетики, которое началось с 2001 года, позволило сохранить и укрепить единую систему оперативно-диспетчерского управления, обеспечило решение фундаментальных проблем отрасли, которые были очевидны ещё в 1980-е годы. Созданная трёхуровневая система диспетчерского управления в настоящее время объединяет 57 диспетчерских центров «Системного оператора» (главный диспетчерский центр, 7 ОДУ и 49 РДУ) и выступает фундаментом и гарантом надёжной работы, устойчивого развития энергосистемы России, функционирующей по единым правилам и с применением единых технологий.

Сегодня надёжность энергосистемы поддерживается за счёт прозрачных и экономически обоснованных механизмов. Их основу составляют конкурентные рынки электроэнергии, мощности и системных услуг, которые начали формироваться ещё в 2000-х годах и с тех пор постоянно развиваются. Чёткие регламенты и открытые алгоритмы принятия решений обеспечивают высокую прозрачность рынков. Это сформировало устойчивое доверие со стороны всех участников и создало предсказуемую, инвестиционно привлекательную среду для развития отрасли.

Мы совершили качественный технологический скачок. Сегодня гигабайты данных с десятков тысяч энергообъектов обрабатываются не вручную, а мощными вычислительными комплексами. Ключевая система – наш оперативно-информационный комплекс нового поколения ОИК СК-11. Именно он позволяет в реальном времени решать сложнейшие задачи моделирования и оптимизации.

Важный этап цифровизации – создание в 2016 году Единой информационной модели ЕЭС России на базе международного стандарта CIM (Common Information Model). Этот стандарт унифицирует информационный обмен, обеспечивает интеграцию разных систем и позволяет выстраивать единые алгоритмы управления энергообъектами.

– Как изменилась география ответственности «Системного оператора» в связи с управлением технологически изолированными энергосистемами?

– В 2023 году «Системный оператор» принял функции оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах Камчатского края, Магаданской и Сахалинской областей, Чукотского автономного округа, а также в Норильско-Таймырской энергосистеме в Красноярском крае (ТИТЭС). Централизация функций позволила распространить на эти территории принципы единой технической политики, технологические подходы, накопленный опыт по обеспечению надёжного функционирования энергосистемы.

– С какими вызовами столкнулась энергосистема в последние годы?

– В течение 2010-х годов по ДПМ в России было построено 25 ГВт новых тепловых мощностей, которые поддержали ситуацию в ЕЭС. Другой разговор, что за то же время из эксплуатации было выведено 15 ГВт изношенного оборудования на ТЭЦ и ТЭС. Первый исторический постсоветский максимум в ЕЭС России был пройден в январе 2012 года. А затем максимумы стали обновляться чаще, в последнее время – практически ежегодно. Примерно пять лет назад стало очевидно, что картина по регионам неоднородна, уже тогда мы увидели три основные зоны прогнозного дефицита, на которые сейчас направлены основные усилия: это части энергосистемы на юге России, на юго-востоке Сибири и на Дальнем Востоке. Это поставило отрасль перед необходимостью увеличивать инвестиции в новые мощности. Мы стоим на пороге нового цикла вложений и должны на регулярной основе обеспечить вводы нового генерирующего и электросетевого оборудования, своевременную модернизацию и продление возможности эксплуатации существующего оборудования там, где это эффективно.

Я полагаю, что новая система перспективного планирования – шестилетние СиПР и Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 года – появилась крайне своевременно, так как системно отвечает на новые вызовы в части развития энергосистемы. Понятно, что мы эту систему должны дальше развивать и совершенствовать исходя из опыта её применения, чтобы привязать планы к практической реализации мероприятий. Мы активно работаем над возвратом к регулярному проведению отборов с перспективой замены паросиловых блоков на более эффективные парогазовые, развитием технологий сверхкритических параметров в угольной генерации. Значимую роль начинают играть ВИЭ, у нас появились новые элементы энергосистемы в виде накопителей, идёт развитие технологий передачи постоянного тока. Важный тренд последних лет – цифровизация энергетики. В отрасли уже налажены новые современные унифицированные способы обмена технологической информацией на основе общей модели данных CIM, эта же технология помогает создавать цифровые модели энергосистемы, обмениваться ими для оптимизации ключевых деловых процессов. Принципиально выросла наблюдаемость энергосистемы, активно используется система мониторинга запасов устойчивости, цифровые технологии позволяют увеличивать пропускную способность сети без физического строительства. На этом фоне внедрение новых элементов является основным механизмом трансформации ЕЭС.

Сейчас идёт активный поиск инновационных решений, которые может принести в отрасль искусственный интеллект, – и это следующий шаг развития энергетики. Для нас как для технологического регулятора это вполне практические вещи, прежде всего повышение точности прогнозирования и гибкости управления всеми элементами энергосистемы. И это напрямую работает на увеличение производительности труда – и в нашей сфере, и в смежных отраслях.

Наша задача как «Системного оператора» – те опции, которые даёт технологический прогресс, вовремя применять там, где это может иметь положительный эффект.

Безусловно, важная задача для «Системного оператора» – подготовка кадров и развитие компетенций сотрудников. Мы ведём большую работу с вузами и заключили уже более 30 соглашений, работаем со школами, так как мы остро нуждаемся в новом поколении инженеров.

Мы вышли из «периода запасов» и входим в «период роста», но, чтобы его успешно пройти, требуется обновление энергосистемы. Отрасли нужны инвестиции – это то, что сейчас называется новым инвестиционным циклом. Мы долгое время жили в ситуации поддержки текущей работы, задача массовой стройки не стояла, энергосистема развивалась точечно. Сейчас рост потребления на фоне выбытия мощностей требует нового инвестиционного цикла – и это вызов для всех энергетиков.

Мы понимаем, что новый инвестиционный цикл жизни отрасли запускается в условиях, когда кредитные ставки высоки, а экономика перестраивается. Сейчас важно просчитывать эффективность решений, поэтому наша задача – не построить любой ценой, а построить оптимально, чтобы каждый вложенный рубль давал максимальную отдачу для развития энергосистемы. Если на макроуровне сегодня приоритетами являются сдержанность в расходах и консервативный прогноз, то в энергетике мы обязаны быть максимально точны в расчётах.

Материал подготовлен в рамках совместного проекта портала «Переток» и журнала «Энергия без границ».