Первый заместитель Председателя Правления Системного оператора Единой энергетической системы принял участие в ежегодной профессиональной конференции «Новая Россия – новая энергетика», организованной Ассоциацией «Совет производителей энергии».

Ключевой темой в конференции этого года стал прогнозируемый в долгосрочной перспективе дефицит генерации в российской электроэнергетике.

Сергей Павлушко представил анализ работы ЕЭС России в прошлом осенне-зимнем периоде и периоде экстремально высоких температур (ПЭВТ) 2024 года, обратив особое внимание на большие объемы снижения мощности генерации, обусловленные выводом оборудования в аварийный ремонт, в отдельных частях Единой энергосистемы. По этой причине в прошлом ОЗП в юго-восточной части ОЭС Сибири и в ОЭС Востока наблюдалось существенное увеличение рисков ввода графиков аварийного ограничения режима потребления (ГАО) в объеме 670 МВт и 971 МВт соответственно. Из-за аварийного снижения мощности, в условиях резкого роста потребления на фоне высоких температур наружного воздуха в ПЭВТ 2024 года в ОЭС Юга вводились графики аварийного отключения потребления на величину 1454 МВт.

Максимальный объем аварийного снижения мощности генерации в Европейской части ЕЭС России в ПЭВТ 2024 года достиг значения 9 059 МВт.

В энергосистеме России среднегодовое аварийное снижение мощности, обусловленное ограничениями установленной мощности и неплановыми и аварийными ремонтами, за восемь месяцев 2024 года составило 4,2 %, или 9 661 МВт. В 2023 году этот показатель составлял 7,5 %, или 17 375 МВт. Максимальная аварийность на электростанциях ЕЭС России за последние пять ОЗП увеличилась с 5 660 МВт до 11 926 МВт, а в ПЭВТ начиная с 2020 года – с 4300 МВт до 13 801 МВт.

Первый заместитель Председателя Правления АО «СО ЕЭС» отметил, что в соответствии с решением Федерального штаба при формировании и утверждении сводных годовых и месячных графиков ремонта Системный оператор теперь учитывает статистически подтвержденный объем недоступной мощности на электростанциях.

«При корректировке сводного годового графика ремонтов учитывается максимальное значение аварийного снижение мощности, фактически зарегистрированное в часы прохождения максимума потребления мощности в соответствующем периоде года – весна, лето, осень, зима», – пояснил Сергей Павлушко.

Также аварийное снижение мощности теперь учитывается и при среднесрочном планировании развития электроэнергетики. Сергей Павлушко, представил данные об аварийности в ЕЭС России, учтенные в проекте СиПР ЭЭС России 2025–2030 годов, который в настоящее время находится на стадии общественного обсуждения: в ОЭС Востока это 688 МВт, в юго-восточной части ОЭС Сибири – 1 358 МВт, в ОЭС Юга – 499 МВт за контролируемым сечением (КС) «ОЭС – Кубань» и 3 638 МВт за КС «Волгоград – Ростов», в южной части энергосистемы г. Москвы и Московской области – 465 МВт. Аварийность существенно влияет на планы развития энергосистем, подчеркнул он, приведя в пример ОЭС Юга.

«Для надежной работы энергообъединения Юга в нем должно быть построено 2 863 МВт, но, если бы не аварийность, то там строить вообще ничего не нужно. Исключение аварийности также могло бы существенно уменьшить потребность в новой генерации на Востоке, но не исключило бы ее полностью. Также аварийность существенно влияет и на потребности в новой генерации в ОЭС Сибири», – подчеркнул Сергей Павлушко.

Также он представил сценарий развития генерирующих мощностей, который был заложен в проект Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года (Генсхемы), процедура общественного обсуждения которой завершилась 18 сентября. Он отметил, что планируемый объем модернизации оборудования действующих ТЭС составляет 65,8 ГВт, рекомендуемые объемы вывода из эксплуатации оборудования ТЭС – 34,9 ГВт, планируемый объем вывода из эксплуатации энергоблоков АЭС составляет 10,4 ГВт.

«В период до 2042 года оборудование ТЭС в объеме 99,9 ГВт достигнет установленных сроков эксплуатации, что требует инвестиционных решений по его обновлению или выводу из эксплуатации. Целесообразна масштабная модернизация оборудования действующих ТЭС при затратах на модернизацию не выше 60 % от стоимости нового аналогичного оборудования. Если ничего этого не делать, а просто выполнять условия, заложенные в Генсхеме, – вывод тепловой генерации, отработавшей более 70 лет, и газовой генерации, отработавшей два парковых ресурса, а также выработавших ресурс атомных станций, – то объем располагаемой установленной мощности генерации перестанет удовлетворять растущему потреблению мощности в 2041 году, а с учетом существующих необходимых ограничений мощности это произойдет еще раньше – в 2036 году. Согласно Генсхеме, чтобы не допустить такого разрыва, помимо модернизации требуется ввести в эксплуатацию до 2042 года 91,2 ГВт новой генерации», – отметил Сергей Павлушко.

При этом в 2025–2030 годы необходимо ввести 26,9 ГВт мощностей, в 2031–2036 годы – 30,6 ГВт, а в 2037–2042 годы – 33,6 ГВт. Среднегодовой объем вводов за эти периоды составляет 4,5 ГВт, 5,1 ГВт и 5,6 ГВт соответственно.

«Эти цифры кажутся большими, но опыт ввода таких объемов генерации в отрасли уже есть. Напомню, мы это проходили при реализации программы ДПМ – так, в 2012 году было введено 6,3 ГВт, в 2014 году – 7,6 ГВт», – сказал Сергей Павлушко.

https://www.so-ups.ru