Тольятти Новости

Олег ГРОМОВ: «По оснащенности мы на равных с мировыми энергорынками и системными операторами»

В операционной зоне Самарского РДУ аналогичное влияние на энергопотребление будет оказывать Особая экономическая зона в Тольятти. Конкретные данные появятся, когда в сетевые компании от новых потребителей поступят заявки на технологическое присоединение. Однако готовиться к росту

Такие каналы связи реализованы на 100% электростанций. РАО ЕЭС обязало все электростанции, работающие на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ), обеспечить выполнение определенных технических требований, в том числе каналов связи – голосовых и цифровых для телемеханики. Все эти требования реализованы.
К электросетевым энергообъектам такие требования не применялись. Сложность и высокая стоимость организации каналов телемеханики и связи с этими объектами состоит в большом их количестве и распределенности на значительной территории. Сейчас ситуация исправляется – на сегодняшний момент имеются утвержденные инвестпрограммы распределительных и магистральных сетевых компаний, которые предусматривают выделение средств на организацию каналов связи до конкретных объектов в конкретные сроки. Таким образом, строительство каналов связи с объектами электросетевого хозяйства ведется за счет средств собственника и не всегда так быстро, как нам хотелось бы, поскольку средства ограничены.
Другой не менее важный аспект развития — модернизация программного обеспечения, программно-аппаратных комплексов, которые у нас сейчас работают и разработка новых, которые дополнительно потребуются при запуске новых технологий.

– С чем это связано?
– В России запущены и одновременно функционируют несколько сегментов оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Большинство процессов на них автоматизированы. Но предстоит внедрить еще ряд сегментов, тот же рынок системных услуг. И все бизнес-процессы, связанные с ним, тоже будет необходимо автоматизировать.
Более существенных проблем по оснащению у нас нет. Мы находимся на очень высоком, на равном уровне по технологической оснащенности, сравнимом с мировыми энергорынками и системными операторами энергосистем.

Строго по регламенту

– «Системный оператор ЕЭС» оценивает работу субъектов рынка. Ценовая заявка покупателя устроила, генерирующая компания электроэнергию продала, но ее окончательный финансовый результат все равно будет зависеть от вашей оценки качества электроэнергии, поставляемой в рынок. По каким критериям вы оцениваете деятельность энергокомпаний и что служит причиной разногласий?
– Разногласия могут возникнуть на этапе вывода на оптовый рынок потребителей, генераторов при планировании режимов их работы, при планировании ремонтной кампании. Причиной разногласий может быть практическое выполнение диспетчерского графика, фактическое ведение режима, контроль готовности генерирующего оборудования к выработке электроэнергии. Еще мы координируем и контролируем техническое исполнение инвестиционных программ, здесь тоже могут быть разногласия. 
Но сказать, что они существенные, я не могу, потому что наша деятельность четко регламентирована. Все формализовано. И мы хорошо понимаем друг друга.
Бывает, что мы отказываем компаниям оперативные заявки по ремонтам, а при этом планы ремонтов заранее утверждены и согласованы. Но основанием для нашего отказа всегда выступают нештатные ситуации в энергосистеме, аварийные отключения генерации, сетевых элементов. И поскольку мы всегда объясняем, почему принято то или иное решение, в суд никто не ходит. Ищем компромиссы в рабочем порядке. Нормальная работа.

– Какие финансовые последствия может иметь отклонение от утвержденного графика ремонтов? Например, задержка с вводом энергоблока после ремонта на сутки, на двое?
– Финансовой составляющей штрафов за такие нарушения мы не занимаемся. Но занимаемся техническим контролем готовности генерирующего оборудования. Наша задача отследить, какая мощность и в течение какого времени не была готова к работе. И рассчитать соответствующие коэффициенты. А определением штрафных санкций на оптовом рынке занимается «Администратор торговой системы».
Но могу сказать, что самым «дорогостоящим» для генерирующей компании будет аварийное отключение оборудование, отключение без предупреждения. За такие отключения компании штрафуются наиболее серьезно. И если оборудование достаточно мощное и срок отключения длительный, то речь идет о миллионах рублей.

– Не считая выручки, за невыработанную энергию?
– Да, речь только о санкциях. Причем генерирующие компании очень серьезно подходят к этим возможным финансовым потерям, все просчитывают и стараются их минимизировать. Рынок дисциплинирует.

– А сетевые компании находятся в таких же жестких условиях по готовности оборудования к работе, как генерация?
– Если говорить о распределительных сетевых компаниях, то на них штрафные санкции не накладываются вовсе. Федеральная сетевая компания ЕЭС, которая эксплуатирует системообразующие линии электропередачи, штрафуется за аварийные отключения оборудования и нарушение требований к объемам и срокам ремонтов. Так же, как и в случае с генерацией, мы рассчитываем коэффициенты, а размер санкций определяет «Администратор торговой системы».
Скажу, что величина санкций привязывается к объемам электроэнергии, которые ФСК ЕЭС покупает на рынке, а это только технологические потери в сетях и потребление на собственные нужды. Так что размер санкций по сравнению с генерацией намного ниже. Можно сказать, они несопоставимы.

Энергомощности «за бортом»

– Рынок генерирующей мощности (РГМ) запущен, прошли первые конкурентные отборы мощности (КОМ). Какое участие в них принимал «Системный оператор ЕЭС» и ОДУ Средней Волги?
– Участие «Системный оператор ЕЭС» принимал самое непосредственное, он их проводил. Мы готовим программное обеспечение этого рынка, мы анализируем заявки, которые поступают от собственников генерации, контролируем исправление ошибок в них, после чего все они акцептуются и выкладываются на сайте «Системного оператора ЕЭС».
Идеология КОМ, нормативная база готовились при непосредственном участии СО ЕЭС. Сама процедура отбора происходит под управлением Минэнерго России.
А мы должны до 8 декабря опубликовать результаты конкурентного отбора мощности на 2011 год. И этот КОМ уже будет отличаться от тех отборов мощности, которые проводились ранее. Если тогда в конечном итоге отбиралась вся установленная мощность электростанций, и исходя из этого устанавливались тарифы на мощность, то нынешний отбор будет действительно конкурентным. Мощность, которую генерирующие компании предложат по наиболее дорогим ценовыми заявкам и которая не будет соответствовать минимальным техническим требованиям, отобрана не будет.

– То есть какая-то часть генерирующей мощности останется «за бортом». Сегодня можно сказать, какая – например, по операционной зоне ОДУ Средней Волги?
– Сейчас возможно предсказать величину мощности, но говорить об этом пока не пройдет КОМ, преждевременно. Это будет напрямую зависеть от того, какие ценовые заявки выставят компании. Мы, как филиал, получим эту информацию по своей операционной зоне сразу после проведения конкурентного отбора, который проведет исполнительный аппарат «Системного оператора ЕЭС».

– А что показали имитационные отборы мощности, которые уже прошли?
– Имитационные отборы проводились только для отработки самой процедуры, ценовые заявки там были условными.

– С 1 января 2011 года у генкомпаний впервые появится невостребованная мощность. Плата за нее уже не поступит. А как все это будет увязано с ростом энергопотребления, который прогнозируется?
– Невостребованной окажется только мощность сверх нормативных резервов. Поэтому на покрытие баланса энергопотребления она не повлияет. Но повлияет на экономические показатели генерирующих компаний. На их финансовый результат.

– Итог таких конкурентных отборов мощности – реконструкция и техническое перевооружение генкомпаний?
– Однозначно. Невостребованные мощности где-то просто будут выведены из эксплуатации, а где-то заменены на современное, более эффективное оборудование. Как, например, «КЭС-Холдинг»  планирует сделать на Сызранской ТЭЦ.

Три процента роста

– Какой будет динамика энергопотребления? Может оказаться так, что мощность, не востребованная в текущем году, окажется востребованной в следующем как раз из-за роста энергопотребления?
– В 2010 году энергопотребление составляет 106,7% к уровню прошлого года. Такой прирост в 6,7% по объединенной энергосистеме Средней Волги – это выше обычного. Но тут надо учитывать, что прошлый 2009 год был кризисным, и было серьезное падение энергопотребления.
На следующий год прогнозируется прирост энергопотребления примерно на 3%, заметно ниже, чем в текущем году. В долгосрочной перспективе можно сказать, что будет серьезный рост в операционной зоне РДУ Татарстана в связи с развитием Особой экономической зоны «Алабуга» и появлением новых потребителей в Казани, в связи с подготовкой к Универсиаде-2013.
В операционной зоне Самарского РДУ аналогичное влияние на энергопотребление будет оказывать Особая экономическая зона в Тольятти. Конкретные данные появятся, когда в сетевые компании от новых потребителей поступят заявки на технологическое присоединение. Однако готовиться к росту энергопотребления, а его мы прогнозируем в пределах двух-трех лет, надо уже сегодня. Причем это касается и потребителей, им тоже необходимо учитывать продолжительность инвестиционного цикла в электросетевых компаниях.  

– В этом смысле реконструкция подстанции напряжением 220 кВ «Левобережная» в Тольятти, которую сейчас ведет филиал «Федеральной сетевой компании ЕЭС» – «МЭС Волги», можно назвать превентивной мерой?
– Да, они реконструируют подстанцию в зоне перспективных нагрузок. У нас ведь потребление развивается фрагментарно, там где присоединяются новые потребители, а кроме того есть естественный прирост на существующих потребителях.

– В «МЭС Волги» подтверждают, что подстанция «Красноармейская» будет поставлена под напряжение в установленный срок, в декабре 2010 года. Что делается в ОДУ Средней Волги для подготовки к ее вводу?
– В связи с вводом подстанции «Красноармейская» и изменением схемы сети проведено огромное количество расчетов электрических режимов сети, расчетов уставок релейной защиты и автоматики. На основании полученных результатов подготовлены и готовы к реализации изменения в настройках защит, автоматики, допустимых величин перетоков мощности по контролируемым Самарским РДУ и ОДУ Средней Волги сечениям. Сегодня у нас уже подготовлены и рассматриваются программы на включение этой подстанции. Пока «Красноармейская» вводится только первой очередью, под нагрузку будет поставлен один автотрансформатор. Тем не менее, замечу, что других столь крупных пусковых объектов в нашей операционной зоне нет. «Красноармейская» находится в высокой степени готовности, средства и производственные ресурсы на ее строительство у Федеральной сетевой компании есть, и мы надеемся, что у коллег все будет идти по графику. Заинтересованность в ее вводе есть у всех.

– Как ввод «Красноармейской» повлияет на энергообеспечение Центрального энергорайона Самарской области, и, в частности, на прохождение осенне-зимнего периода?
– Строительство энергообъектов преследует две цели: повысить надежность энергоснабжения и обеспечить присоединение новых потребителей. «Красноармейская» решает сразу обе задачи. Во-первых, она позволит нам повысить надежность Центрального, Южного и Восточного энергорайонов Самарской области. И плюс к этому создается резерв для подключения новых потребителей в этих районах.
Для нас, для «Системного оператора ЕЭС», она дает большую свободу в планировании ремонтов, перераспределения нагрузки. Прежде всего речь идет о выводе в ремонт оборудования подстанции напряжением 500 киловольт «Куйбышевская».

На рыночных условиях

– Не за горами запуск рынка системных услуг – какие задачи будут решаться с его помощью?
– В энергосистеме на электрические параметры накладывается ряд ограничений. Например, частота тока может отклоняться от стандартной в 50Гц не более, чем на жестко нормируемую величину. Поэтому без регулирования частоты тока, реактивной мощности и других электрических параметров не обойтись. В «Системном операторе ЕЭС» для этого создана автоматизированная система регулирования частоты и мощности (АРЧМ). Но без участия генерации регулирование невозможно, и делать это надо на рыночных условиях.
Дело в том, что станции, которые участвуют в нормированном регулировании, загружаются не полностью. У них должен быть постоянный резерв в объеме заданного диапазона регулирования. В результате генерирующая компания теряет часть выручки.
Кроме того, оборудование электростанций, которое участвует в таком регулировании, должно соответствовать определенным техническим требованиям, это дополнительные расходы. Режим работы этого оборудования постоянно изменяется, отсюда ускоренный износ, и значит тоже дополнительные затраты. Дополнительные расходы несут и те, кто подключается к системе противоаварийной автоматики. В рамках рынка системных услуг эти затраты будут компенсироваться платой за участие в обеспечении системной надежности.

– Когда планируется запустить рынок системных услуг и кто будет проводить расчеты в рамках этого сегмента ОРЭМ?
– Рынок системных услуг (РСУ) должен заработать с 1 января 2011 года. Проведение конкурентных отборов субъектов электроэнергетики и потребителей, оказывающих эти услуги, должно быть завершено до 15 декабря, и этим тоже занимается Системный оператор.
На РСУ все расчеты между участниками будет осуществлять Системный оператор. Для этого в наш тариф будут включены затраты на услуги по обеспечению системной надежности. Сейчас завершается разработка нормативных документов, определяющих предельный объем средств, для оплаты этих услуг. Нам же предстоит вести контроль и мониторинг объемов оказанных услуг непосредственно на объектах, которые в этом регулировании участвуют, формировать отчетность. Это очень серьезные новые функции, большая серьезная работа.
 

ОЛЕГ ГРОМОВ
Родился 27 августа 1968 года.
Образование: 1992 г. — Челябинский государственный технический университет по специальности «электрические станции».
1992 — 1997 гг. — Челябинская ГРЭС АО «Челябэнерго», электромонтер по обслуживанию электрооборудования, начальник смены.
1997 — 2000 гг. — ОАО «Челябэнерго», диспетчер, заместитель начальника центральной диспетчерской службы. 
2000 — 2002 гг. — филиал ОАО «Системный оператор ЕЭС» (СО ЕЭС) «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Урала» (ОДУ Урала), г. Екатеринбург, диспетчер, старший диспетчер диспетчерской службы 
2002 — январь 2010 гг. – филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала, г. Екатеринбург,  заместитель начальника Оперативно-диспетчерской службы, заместитель главного диспетчера, директор по развитию технологий диспетчерского управления.
Январь — июнь 2010 г. – ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы», г. Москва, заместитель директора по управлению развитием ЕЭС – начальник службы перспективного развития.
С 09 июня 2010 г. – филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Средней Волги, г.Самара,  генеральный директор.
Женат, двое детей.

Самарское время