Опадчий: Наша энергосистема не допускает таких масштабных аварий, как в Испании

2025-07-12T07:00:11Z — Жара, установившаяся 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, можно ли отправлять без потерь энергию на дальние расстояния и почему у каждого загородного в нашей стране не стоит ветрогенератор рассказал Председатель правления "Системный оператор Единой энергетической системы" (СО ЕЭС) Федор Опадчий.

Федор Юрьевич, 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 осталось 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 масштабах 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 отличии 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 - ускоренного экономического развития 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 отельных регионах Сибири, что даже приводит к необходимости принятия на законодательно 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 ВИЭ - совсем недавно вышло Распоряжение Правительства о проведении дополнительного отбора проектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ) на Дальнем Востоке в июле текущего года со сроком ввода в 2026-2028 годах.

Сегодня 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 ВЭС из-за ослабления ветра, а выработка 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 ВЭИ в структуре баланса энергосистемы - вызов. В Энергосистеме требуются специальные мероприятия по интеграции значительных объёмов 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.

Кроме того, 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, ГЭС, 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 энергосистеме 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 одного процента 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.

А с каким типом генерации Системному оператору, как диспетчеру энергосистемы, работать проще?

Федор Опадчий: Так вопрос не стоит. Энергосистеме требуется и базовая генерация, и полупиковая, и пиковая. Каждый вид генерации играет свою роль. Нагрузка в энергосистеме никогда не снижается ниже определенного уровня. Поэтому для закрытия этой части графика потребления требуется работа генераторов с постоянной - базовой нагрузкой. Атомные станции - это хороший пример базовой генерации, работающей с ровным графиком на максимуме мощности. У АЭС дешевая электроэнергия, а загрузки-разгрузки атомных блоков хоть и возможны, но нежелательны. Газовые и угольные электростанции, работая ночью на минимуме, закрывают базовую часть потребления и могут загружаться в дневные часы, покрывая зону полупикового и пикового потребления. ГЭС с учетом особенностей водопользования разгружены ночью и большую часть выработки отдают в пиковые часы. Так же ГЭС в значительной степени обеспечивают поддержание частоты в энергосистеме в режиме реального времени и обеспечивают оперативную компенсацию флуктуаций потребления и генерации. ВИЭ, как и ГЭС, не тратят топлива, и соответственно их выработка позволяет оптимизировать итоговую стоимость электроэнергии в системе.

У нас есть регионы, где прогнозируется дефицит электроэнергии, а есть регионы с ее устойчивым профицитом. Почему, нельзя просто передать часть электроэнергии из районов, где ее избыток, на территории, где ее не хватает?

Федор Опадчий: Есть технологии, позволяющие передавать электроэнергию на дальние расстояния, но существует вопрос потерь и экономической целесообразности строительства протяженных объектов передачи.

Исторически в СССР, а затем в России развивается единая сеть переменного тока. Основные магистрали 500 и 750 кВ связали европейскую часть, Урал, Сибирь, Центр, Юг. По ним перетоки мощностей идут в обе стороны в зависимости от времени суток, так как в силу географической протяженности нашей страны световой день и максимум нагрузок наступает в разное время в разных регионах, что позволяет более экономично использовать парк имеющейся генерации и в целом поддерживать меньший объём резервов.

Но пропускная способность имеющейся электрической сети всегда имеет свои пределы. Для ее расширения требуются значительные затраты на строительство новых линий электропередач (ЛЭП) и подстанций. При этом с ростом расстояния неминуемо растут потери при передаче. Соответственно вопрос выбора вариантов покрытия локальных дефицитов сводится к поиску экономически оптимального решения, и в ряде случаев расчеты показывают, что наиболее эффективны комплексные решения - с одновременным развитием сети и строительством новой генерации. Именно на поиск наиболее эффективных решений настроена новая система перспективного планирования, которая заработала в нашей электроэнергетике с 2023 года.

Но есть линии постоянного тока, которые позволяют обеспечивать передачу электроэнергии на дальние расстояния, в России их планируют строить?

Федор Опадчий: Действительно в последние годы эта технология стала активно развиваться в мире, что в том числе приводит к снижению ее стоимости. Как следствие растет число случаев, когда эта технология оказывается предпочтительней, перед традиционными решениями на переменном токе. Мы изучаем опыт Китая и Европы, где применяют линии постоянного тока HVDC. Кстати, в Советском Союзе ими тоже занимались. У таких линий есть плюс: по ним можно управляемо передавать большие мощности на очень большие расстояния. Особенность этой технологии в том, что нужно преобразовать переменный ток в постоянный, передать и преобразовать обратно. Такие решения становятся более эффективными при увеличении дальности передачи.

Сегодня Генеральной схемой предусмотрено строительство электропередачи постоянного тока от атомной станции в южной части ОЭС Центра до Москвы. Такое решение выигрывает по стоимости перед электропередачами переменного тока, а также обеспечивает существенно лучшую управляемость энергосистемой, так как одно из важнейших положительных свойств передач постоянного тока это возможность непосредственно управлять передаваемой мощностью. Это решение является частью комплексного плана развития Московской энергосистемы, который предусматривает также и развитие сети переменного тока, и ввод новой генерации в столице.

В Генеральную схему также вошло предложение о строительстве линии постоянного тока из Красноярского края в юго-восточную часть Сибири. Это позволит снять дефициты в этой части региона и, в целом, увеличить связанность восточной и западной частей Сибири, даст возможность повысить эффективность использования как действующей, так и новой генерацией. А в дальнейшем предусматривается продление этой передачи в сторону ОЭС Востока, в том числе для обеспечения выдачи мощности новых ГЭС, предусмотренных генсхемой.

Вы упомянули рост потребления. Недавно как раз вышла новая Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 года. Какие основные моменты вы бы отметили? С какой логикой выбиралось, что строить и где?

Федор Опадчий: Генеральная схема - это сценарий наиболее оптимального покрытия спроса, который прогнозируется на горизонте до 2042 года. Тут важно пояснить, что значит оптимальное. У каждого типа генерации существует параметр, который называется LCOE. Это расчетная одноставочная цена, то есть конечная цена киловатт-часа для потребителя с учетом затрат на строительство, стоимости оборудования, топлива и затрат на эксплуатацию. С учетом этого показателя выбирается наиболее дешевый тип генерации, который решает задачу покрытия спроса в том или ином регионе. Кроме этого, одним из определяющих факторов при выборе генерации является доступность топлива - гидроресурсов, газа или угля.

Еще одно важное направление - это определение оптимальных объемов модернизации стареющего генерирующего оборудования. В существующих экономических условиях, если есть действующая электростанция, то самый дешевый способ покрытия спроса - это ее модернизировать после выработки имеющегося ресурса. Это быстрее и выгоднее, чем строить новые объекты с нуля, поскольку уже существует инфраструктура, подключенные сети, доступ к топливу, квалифицированные кадры и т.д. Модернизация позволяет сократить затраты на поддержание в работе текущего парка генерирующих мощностей. А вот рост электропотребления требует строительства новых электростанций. При текущих ценах на оборудование и технологии наиболее эффективными стали проекты строительства атомных и гидроэлектростанций, особенно в Сибири и на Дальнем Востоке, а также отельные проекты угольной генерации за счет дешевизны и доступности отдельных угольных месторождений. Но строительство АЭС и ГЭС занимает порядка 10 лет. Кроме того, наиболее эффективны крупные энергоблоки АЭС 1000-1200 МВт, что не позволяет их использовать для решения локальных проблем в энергосистеме. Поэтому в ряде случаев альтернативы строительству традиционной тепловой генерации технически не существует, в том числе для решения задач недопущения возникновения дефицитов на горизонте 4-5 лет. Солнечные и ветровые электростанции дешевле и быстрее в строительстве, но их выработка нестабильна, что пока не позволяет с их помощью решать проблемы дефицитов мощности в отдельных частях энергосистемы. Исходя из этих особенностей каждой из возможных технологий и проводился поиск наиболее эффективного решения. Важно отметить, что оптимальность структуры генерации определяется исходя из имеющихся на момент проведения расчетов прогнозов макроэкономических условий, доступности технологий, динамики спроса, цен на топливо, оборудование и т.д. Эти параметры неизбежно будут меняться со временем. Именно поэтому Генеральная схема подлежит актуализации каждые три года, позволяя решениям по развитию генерации остаться гибкими и адаптированными к текущим условиям.

Сейчас много говорят о переходе к распределенной энергетике (строительство источников тепловой и электрической энергий компактных размеров рядом с потребителями). Есть даже мнение, что централизованные, большие энергосистемы устарели. Вы согласны с этим?

Федор Опадчий: Я уверен, что в обозримой перспективе крупные энергосистемы не могут исчезнуть. Даже в условиях доступности технологий распределенной генерации Единая энергосистема продолжит развиваться в сторону централизации с использованием крупных блоков АЭС, ГЭС и ТЭС, а также развитием магистральных электросетей. Крупные энергообъекты более экономичны, обеспечивают больший уровень надежности и управляемости. Кроме того, значимая доля нашей генерации - это ТЭЦ, построенные для централизованного теплоснабжения, и распределенная генерация ВИЭ ее никак не заменит. Мы как северная страна не можем игнорировать потребности теплоснабжения. В целом в мире рост распределенной генерации во многом определился реализованными механизмами поддержки ВИЭ. В отличие от большинства стран Запада, где развитие активно субсидировалось на уровне конечных потребителей и населения, в России поддержка осуществляется через оптовый рынок. Крупные СЭС и ВЭС изначально предусматривают возможность управления режимом их работы, что минимизирует системные затраты на их интеграцию в энергосистему. На стороне малых потребителей пока нет массового распространения солнечных панелей или ветряных турбин во многом благодаря все еще более дешёвой стоимости покупки электроэнергии из централизованной сети по сравнению с затратами на приобретение и установку ВИЭ. Но этот процесс, конечно, будет развиваться по мере продолжающегося снижения стоимости такого оборудования. У бытовых потребителей стимулы еще меньше в силу государственного регулирования тарифов. При этом сегодня у нас объекты ВИЭ часто экономически значительно более эффективны в удаленных регионах и изолированных системах, где они как элемент децентрализованной генерации, например, помогают снизить зависимость от дорогого привозного топлива. И ВИЭ - это не только солнце и ветер. Геотермальные станции, такие как ГеоТЭС на Камчатке, являются стабильным источником энергии, аналогичным традиционной тепловой генерации. Они особенно актуальны в регионах с высокой стоимостью привозного топлива. Развитие таких станций требует инвестиций в разведку и бурение скважин, но в долгосрочной перспективе они экономически оправданы.

Интересный факт - в мире именно развитие децентрализованной генерации ВИЭ сейчас является основным драйвером развития больших централизованных энергосистем. Чем больше энергообъединение, тем больше колебаний выработки ВИЭ можно взаимокомпенсировать, больше возможностей перераспределения избытков выработки, при этом требуется поддерживать меньший объем резервов. Поэтому сейчас явно прослеживается тенденция к укрупнению энергосистем как за счет объединения отдельных частей энергосистем в границах отдельных государств, так и развития трансграничных связей. Так, в Европе реализуются комплексные 10-летние планы развития межстрановых сетевых соединений, США развивает магистральную сеть между штатами, реализуются проекты объединения энергосистем государств Персидского залива.

В общем, как бы далеко ни шагнули технологии распределенной генерации, основой энергоснабжения и у нас, и в большинстве других развитых странах останется единая централизованная энергосистема - эффект масштаба позволяет обеспечить надежность и эффективность ее работы.

Читайте также: