Современная система перспективного планирования развития ЕЭС России

 

Авторы

Александр Ильенко, Директор по управлению развитиемЕЭС ОАО «Системный операторЕдиной энергетической системы»

Пилениекс Денис, Начальник Службы перспективногоразвития ОАО «Системный операторЕдиной энергетической системы»

 

    В конце 2009 г. с выходом Постановлений Правительства РФ от 17.10.09 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» и от 01.12.09 № 977 «Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики» была официально создана новая система перспективного планирования развития энергетики. Она пришла на смену существовавшей примерно с середины 2000-х гг. временной конструкции, разработанной в недрах Системного оператора после полуторадесятилетнего отсутствия четкой системы инвестиционного планирования в энергетике.
    Централизация. Версия 2.0
    Новая система планирования развития ЕЭС возродила традицию централизованного планирования, но на совершенно новых основаниях, поскольку советские механизмы в сложившихся новых экономических условиях не работали и работать не могли.
    Основными целями новой системы планирования являются гармоничное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.
    Система имеет трехуровневую структуру, включающую различные виды программных документов, связывающих между собой планы экономического развития государства и регионов, прогнозы потребления электроэнергии, планы ликвидации «узких мест» в энергосистеме, а также инвестиционные программы субъектов отрасли.
    1. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики разрабатывается на 15 лет на базе долгосрочного прогноза спроса на электрическую энергию.
    2. Схема и программа развития ЕЭС России, включающая схему развития Единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС), разрабатываемая Системным оператором и ОАО «ФСК ЕЭС» на семь лет.
    3. Схемы и программы развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, разрабатываемые региональными органами власти на пять лет.
    Генеральная схема включает в себя долгосрочный прогноз спроса на электроэнергию, перспективные балансы мощности и электрической энергии, информацию о введенных и планируемых к вводу в эксплуатацию тепловых электростанциях установленной мощностью 500 МВт и выше, атомных и гидроэлектростанциях, электростанциях на возобновляемых источниках энергии мощностью 100 МВт и выше, сетевых объектах класса напряжения 330 кВ и выше, а также линий электропередачи 220 кВ, обеспечивающих выдачу мощности электростанций свыше 500 МВт. Генеральная схема носит стратегический характер, на ее основе формируются рекомендации в энергетическую стратегию России и программы развития промышленного производства.
    Схема и программа развития ЕЭС формируются на основе разработанной Системным оператором математической модели энергосистемы. Основными задачами схемы и программы развития ЕЭС являются обеспечение надежного функционирования ЕЭС России в долгосрочной перспективе, скоординированное планирование строительства и синхронизация ввода в эксплуатацию объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей при конкретном сценарии развития спроса на электроэнергию и мощность. Детализация Схемы и программы развития ЕЭС достаточна для принятия конкретных управленческих решений по обеспечению надежного функционирования ЕЭС.
    Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики субъектов РФ включают в себя прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности в границах региона, информацию о введенных и планируемых к вводу в эксплуатацию электростанциях установленной мощностью 5 МВт и выше, сетевых объектов класса напряжения 110 кВ и выше, сводных данных о развитии электрической сети класса напряжения менее 110 кВ.
    Таким образом, данная трехуровневая система позволяет с требуемой детализацией охватить различные временные горизонты перспективного планирования от 5 до 15 лет.
    Схема и программа развития ЕЭС России и схемы и программы развития электроэнергетики субъектов РФ определяют эталонный технический план развития энергосистемы и ликвидации имеющихся проблемных мест и являются базовыми документами для разработки субъектами электроэнергетики инвестиционных программ и решений, имеющих определенные ресурсные ограничения.
    Схемы и программы развития ЕЭС и электроэнергетики субъектов РФ подлежат ежегодной корректировке, которая учитывает текущие изменения ситуации: инвестиционные планы субъектов отрасли, планы развития экономики регионов и России в целом, темпы реализации уже существующих производственных проектов.
    С момента выхода постановлений правительства разработаны и утверждены приказами Минэнерго России уже три Схемы и программы развития Единой энергосистемы: на 2010—2016, 2011—2017 и 2012—2018 гг.
    Предпосылки
    В СССР в условиях плановой экономики существовала централизованная система планирования во всех отраслях промышленности, определявшая комплексное развитие каждого экономического проекта, включая его электроснабжение — строительство объектов генерации, межсистемных электропередач и распределительных сетей. К планированию развития Единой энергосистемы СССР привлекались всесоюзные проектные институты. Расчеты осуществлялись с учетом темпов роста экономики и планов по развитию конкретных промышленных проектов.
    После распада СССР Единая энергосистема оказалась разделенной на части границами новых независимых государств, государство больше не выступало единым заказчиком работ по проектированию развития энергосистемы, потенциал проектных институтов был утерян. Энергетическое строительство новых объектов прекратилось, а прирост установленной мощности обеспечивался только за счет завершения ранее начатых проектов высокой степени готовности, консервация которых была нецелесообразна (рис. 1). Вместе с тем за разделением Советского Союза последовал практически десятилетний период экономического кризиса. Сниженное в кризисные годы потребление электроэнергии и мощности, а также сохранение существующей генерирующей и электросетевой инфраструктуры позволило обеспечить функционирование ЕЭС России до начала 2000-х гг.
    Все эти годы вопросам перспективного развития практически не уделялось внимания. В итоге к началу 21 в., когда экономический спад в России сменился признаками оживления экономики, встал вопрос: способна ли энергетика обеспечить основу для наметившегося роста. К переломному для экономики страны моменту электроэнергетика подошла с целым набором проблем, возникших вследствие хронического недофинансирования: недостаточный объем вводов генерирующих и электросетевых объектов, низкая пропускная способность электрических сетей, старение оборудования электростанций и электрических сетей и технологическая отсталость отрасли. Заметной проблемой для электро­энергетики стал и ярко выраженный дефицит квалифицированных кадров, в особенности в области проектирования, поскольку оказавшиеся невостребованными специалисты в области перспективного планирования развития энергосистем ушли в другие сферы бизнеса.
    Для решения таких масштабных задач требовались серьезные усилия и существенный толчок к развитию отрасли, чем и стала реорганизация ОАО «РАО ЕЭС России» в 2002—2008 гг. В результате преобразований в электроэнергетику пришли инвестиции, а вместе с ними и новые задачи. Произошло разделение вертикально интегрированных компаний по видам деятельности, и изменилась структура собственности. Конкурентные секторы производства и сбыта электроэнергии переходили в руки частных инвесторов, а монопольные секторы передачи электро­энергии и оперативно-диспетчерского управления оставались в руках государства. Вместе с этим изменились принципы и, прежде всего, источники финансирования инвестиционных программ вновь образованных энергокомпаний, что привело к существенному усложнению и без того проблемной процедуры планирования и реализации проектов общесистемного значения.
    В новых условиях воссоздание системы централизованного планирования развития Единой энергосистемы стало насущной необходимостью для руководства отрасли. Однако с учетом внедрения в электроэнергетику рыночных принципов и разделения по видам деятельности, предусматривающих для различных субъектов электроэнергетики смещение акцентов деятельности в область получения максимальной прибыли при минимальных затратах, требовалась организация, способная беспристрастно и технически грамотно осуществлять координацию перспективного развития.
    Единственным субъектом электроэнергетики, обладавшим всей полнотой информации о существующих проблемах и «узких местах» в Единой энергосистеме, имеющим конкретные предложения по способам их преодоления и необходимую квалификацию специалистов, был Системный оператор. Поскольку задача «конструирования будущего» соответствовала одной из его основных функций — обеспечению надежного энергоснабжения потребителей, в том числе способствуя своевременному и гармоничному развитию ЕЭС, Системный оператор был определен Министерством энергетики в качестве ключевого игрока в области перспективного развития.
    Первые шаги
    Следует отметить, что на момент завершения энергетической реформы в области перспективного развития существовало, по сути, всего два общеотраслевых документа: Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.03 № 281, и Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям, утвержденные Постановлением Правительства РФ от 27.12.04 № 61. В процессе формирования принципов и основ новой системы планирования перспективного развития специалистами Системного оператора была проделана большая работа.
    Первой задачей стала разработка методологии долгосрочного прогнозирования спроса на электроэнергию и мощность — основного параметра, определяющего потребность в развитии энергосистемы.
    Системный оператор разработал собственную методику прогнозирования потребления на перспективные периоды (до семи лет), которая в отличие от многих методов прогнозирования потребления (например, метод на основе анализа укрупненных удельных показателей (УУП) потребления электроэнергии, эконометрические методы, метод построения тренда с применением линейной экстраполяции и пр.) позволяет учесть влияние множества факторов и применима для прогнозирования даже в условиях экономического спада.
    Кроме того, исследование влияния различных факторов на величину потребления мощности позволило разработать методологию долгосрочного прогнозирования потребления электроэнергии и мощности для различных температурных условий, прежде всего для экстремально высоких и экстремально низких температур. Наличие указанной методологии позволило спрогнозировать работу энергосистемы в аномальных погодных условиях и, следовательно, заранее спланировать мероприятия по обеспечению ее надежной работы (например, строительство дополнительных генерирующих мощностей).
    Второй успешно решенной задачей стало создание перспективной расчетной модели ЕЭС России — основного инструмента для проведения расчетов электроэнергетических режимов на среднесрочный период. Текущие расчетные модели Единой энергосистемы, используемые для расчета режимов работы ЕЭС России, неприменимы для перспективного планирования, поскольку для корректного прогнозирования изменения режимно-балансовой ситуации на перспективный период, вызванного вводом конкретного энергообъекта, необходимо учитывать сооружение других энергообъектов, существенно влияющих на принимаемые технические и управленческие решения.
    Перспективная расчетная модель на 10 лет вперед была создана с привлечением специалистов дочерней компании Системного оператора — ОАО «НИИПТ» (с июня 2012 г. — ОАО «Научно-технический центр Единой энергетической системы»). Модель активно используется для проведения расчетов перспективных электроэнергетических режимов, обоснования мероприятий по развитию электрических сетей и ликвидации «узких мест» в энергосистеме, формирования Системным оператором предложений по основным техническим решениям при проектировании электросетевых объектов, определения предварительных мероприятий, обеспечивающих возможность технологического присоединения энергопринимающих устройств, генерирующих и электросетевых объектов к электрическим сетям.
    Постановлением Правительства РФ от 17.10.09 № 823 были определены лишь порядок разработки схем и программ развития электроэнергетики и основные требования к их содержанию, но не методология их формирования. Разработка методологии формирования схем и программ развития — третья успешно решенная Системным оператором задача. Методология определяет принципы и порядок разработки балансов электроэнергии и мощности по объединенным и территориальным энергосистемам, порядок учета эффекта совмещения прогноза потребления мощности по территориальным энергосистемам, порядок применения математической модели Единой энергосистемы при проведении расчетов долгосрочных электроэнергетических режимов, принципы определения величины спроса на мощность с учетом обеспечения нормативного уровня резервов.
    Четвертой задачей для Системного оператора стала координация мероприятий на объектах разных собственников, обеспечивающих сооружение и ввод в эксплуатацию технологически единых энергокомплексов. Оптимальное размещение на территории ЕЭС всех планируемых собственниками к сооружению энергообъектов и учет предложений по строительству дополнительных энергообъектов, обеспечивающих ликвидацию «узких мест» в энергосистеме, — одна из ключевых задач новой системы.
    Необходимо проведение постоянного мониторинга и координации действий энергокомпаний по реализации ими соответствующих мероприятий. Уровень сложности координации может быть разный — от наиболее часто встречающихся вопросов сооружения заходов линий электропередачи территориальных сетевых организаций на вновь сооружаемые подстанции ОАО «ФСК ЕЭС» и необходимости проведения реконструкции устройств РЗА с противоположной стороны ЛЭП (проб­лема «обратных концов») и смежных энергообъектах до сложных проектов общесистемного уровня, сопровождающихся крупномасштабным сетевым строительством.
    Вне зависимости от уровня сложности координации Системный оператор осуществляет постоянный мониторинг наличия соответствующих мероприятий в инвестиционных программах собственников энергообъектов и синхронизации по срокам ввода объектов, а также координацию технических решений при рассмотрении и согласовании проектной и рабочей документации.
    И наконец, пятой задачей стало создание единых подходов к определению мероприятий, обеспечивающих возможность технологического присоединения энергопринимающих устройств и генерирующих объектов.
    В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 27.12.04 № 861 Системный оператор рассматривает и согласовывает технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств и генерирующих объектов к электрическим сетям, при необходимости разрабатывает мероприятия по развитию и усилению электрических сетей для обеспечения технологического присоединения.
    В настоящее время существует ряд энергорайонов и энергоузлов, где из-за недостаточного развития электрических сетей и генерирующих источников технически невозможно осуществить технологическое присоединение без ухудшения условий электроснабжения уже существующих потребителей, если не выполнить определенные мероприятия. Системный оператор способен определить минимально необходимые мероприятия для технологического присоединения, в том числе требования по условиям проведения расчетов электроэнергетических режимов, определяющие, для каких периодов должны быть проведены расчеты, какие режимно-балансовые и схемно-режимные ситуации подлежат учету при проведении данных расчетов, в каком объеме необходимо учитывать возможность использования режимных мероприятий, осуществляемых обычно при ликвидации аварийных ситуаций в энергосистеме, для разгрузки перегружаемых элементов сети и пр.
    Перспективы
    Новая централизованная система планирования развития ЕЭС России, созданная для работы в условиях реформированной энергетической отрасли, работает уже более двух лет. За это время она продемонстрировала свою жизнеспособность. Однако список задач в сфере перспективного планирования развития Единой энергосистемы, решаемых сегодня как Системным оператором, так и другими субъектами электроэнергетики, безусловно, значительно больше рассмотренного выше перечня. К решению некоторых из них Системный оператор уже приступил, другими еще предстоит заняться. Для решения многих из них понадобятся годы поступательного и методичного движения.
    В ближайшие годы разработчикам и участникам новой системны планирования, обеспечивающим ее работу, предстоит решить ряд важных задач.
    1. Актуализация Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем с приданием данному документу статуса обязательного к применению. Существующая редакция документа датирована 2003 г., и многие его положения в части перспективного развития за это время устарели. Сегодня Системным оператором совместно с ОАО «Институт «Энергосетьпроект» подготовлен проект новой редакции документа, который определяет основные требования к развитию энергосистем, оптимальной структуре генерирующих мощностей, развитию электрических сетей, в том числе схем внешнего электроснабжения мегаполисов.
    2. Разработка и утверждение отсутствующих в настоящее время правил технологического функционирования электроэнергетических систем, а также иных нормативных документов, содержащих обязательные требования к энергопринимающим устройствам и генерирующим объектам, присоединяемым к электрическим сетям и включаемым на параллельную с ЕЭС работу.
     Указанные документы определят основы системного подхода в технологических вопросах функционирования и развития ЕЭС. К примеру, будут сформулированы требования к потреблению активной и реактивной мощности для энергопринимающих устройств, к маневренности, регулировочному диапазону генерирующих объектов, автоматическим регуляторам возбуждения генераторов и основному энергетическому оборудованию генерирующих объектов по условиям работы частотно-делительной автоматики, обеспечивающей выделение генераторов на собственные нужды или на нагрузку прилегающего района при возникновении аварийных ситуаций со снижением частоты в энергосистеме, а также другие требования к обеспечению надежного и безопасного функционирования энергосистем. Сегодня из-за отсутствия подобных нормативных документов Системному оператору приходится реализовывать эти требования с применением индивидуального подхода к каждому конкретному объекту.
    3. Обеспечение проведения модернизации генерирующего оборудования и замена выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования.
     Средний возраст оборудования ТЭС в Единой энергосистеме составляет порядка 30 лет, а в некоторых территориальных энергосистемах приближается к 40 годам. С учетом того, что массовый ввод генерирующего оборудования в СССР пришелся на 1970–1980-е гг., доля выработавшего нормативный ресурс оборудования с годами будет возрастать (рис. 2). Необходимость решения вопроса о том, что делать с парком такого оборудования, очевидна. Определение судьбы этого оборудования также требует системного подхода. В рамках решения этой задачи необходимо будет установить, какое оборудование целесообразно сохранить в работе, какое вывести из эксплуатации, чем и в какие сроки заменить выводимое из эксплуатации оборудование. Поиск решения тесно увязан с другим реализуемым Системным оператором деловым процессом — определением технической возможности вывода из эксплуатации конкретного генерирующего и электросетевого оборудования.
     Говоря о программе вывода из эксплуатации выработавшего нормативный ресурс оборудования, нельзя не упомянуть такой показатель, как эффективность генерирующего оборудования в целом. Характеристики эффективности отечественной электроэнергетики: КПД ТЭС (рис. 3) и маневренность генерирующего оборудования существенно отстают от уровня соответствующих показателей в электроэнергетике европейских стран. Разрабатываемая в настоящий момент программа модернизации отрасли подразумевает постепенное сокращение отставания по данным показателям, в том числе путем замены неэффективного оборудования на более современное. Вопрос вывода из эксплуатации и замены неэффективного оборудования не менее актуален, нежели вопрос вывода из эксплуатации оборудования, выработавшего свой ресурс.
    4. Внедрение на практике технологий перспективного планирования развития Единой энергосистемы с применением расчетов балансовой надежности на основе разработок отечественных научно-исследовательских институтов.
    Расчеты показателей балансовой надежности для выбора направления развития энергосистем, оптимальных объемов и распределения резервов мощности и необходимости сооружения электросетевых объектов широко используются в развитых странах. Планируемое Системным оператором практическое внедрение данных технологий применительно к специфике расчетной модели ЕЭС России позволит вычислить оптимальные объемы ввода генерирующих и электросетевых объектов с сохранением высокого уровня надежности ее функционирования.