В прошедший паводок "Системный оператор" впервые разрешил ГЭС, вырабатывающим дешевую электроэнергию, работать на полную мощность и снял с них обязательства по поддержанию стабильности энергосистемы. За счет этого "РусГидро" смогло повысить выработку и получить свыше 100 млн руб. Впрочем, на ценах оптового энергорынка это почти не сказалось. При этом владельцы тепловой генерации, которым были переданы функции регулирования, опасаются, что работа их мощностей в нестабильных режимах увеличит риски аварий.
Фото: Роман Яровицын, Коммерсантъ
"Системный оператор ЕЭС" (СО; осуществляет диспетчерское управление единой энергосистемой (ЕЭС) России) во время паводка 2012 года провел эксперимент, позволив российским ГЭС запускать свои гидроагрегаты на полную мощность. До этого гидростанции были обязаны также выполнять системные функции — поддерживать стабильную частоту 50 Гц в энергосистеме. Для этого часть генерирующего оборудования должна компенсировать скачки потребления, то увеличивая, то снижая свою выработку. Но нынешней весной эту функцию, наконец, передали участникам рынка системных услуг — отобранным на конкурсе тепловым электростанциям. Эта работа оплачивается по специальному регулируемому тарифу.
Как рассказал "Ъ" зампред правления СО Федор Опадчий, в период с 16 апреля по 11 июня в европейской и центральной частях России в регулировании частоты участвовали блоки шести электростанций, принадлежащих "Интер РАО" (Пермская и Ириклинская ГРЭС), Башкирской генерирующей компании (Кармановская ГРЭС), ОГК-2 (Сургутская ГРЭС-1 и Ставропольская ГРЭС) и Татарской генерирующей компании (Заинская ГРЭС). До этого стабильность энергосистемы обеспечивали Жигулевская и Чиркейская ГЭС "РусГидро". Так, выработка Жигулевской ГЭС, ключевого регулятора частоты в ЕЭС, в этот период увеличилась более чем на 150 млн кВт ч по сравнению с 2012 годом, рассказывают в "РусГидро". Впрочем, это лишь около 1,5% от среднегодовой выработки станции. Но в целом, подсчитали в компании, эффект за счет работы ГЭС в базовом режиме в это половодье превысил 100 млн руб.
В СО экономический эффект оценивают еще выше за счет экономии топлива. По словам господина Опадчего, если бы резерв регулирования размещался на ГЭС, ТЭС для выработки электроэнергии потребовалось бы затратить дополнительно около 78 млн кубометров газа. "Стоимость сэкономленного топлива составляет примерно 300 млн руб.,— говорит топ-менеджер.— Оплата участия блоков тепловой генерации в регулировании частоты составила 35 млн руб.".
Кроме того, Федор Опадчий считает, что за счет увеличения предложения дешевой электроэнергии ГЭС на энергорынке происходит дополнительное давление вниз на цену, но этот эффект он оценить не может. Старший аналитик ФК "Открытие" Сергей Бейден отмечает, что эффект незаметен, но добавляет, что рост производства на ГЭС проходил в тот момент, когда останавливались энергоблоки АЭС, также вырабатывающих дешевую энергию.
Компании тепловой генерации отказались комментировать ситуацию, ссылаясь на коммерческий характер информации. Но работа в нестабильном режиме регулирования частоты вызывает у них опасения. "Конечно, от этой системы есть незначительный положительный финансовый результат — около 10 млн руб. на крупного участника,— говорит источник "Ъ" в одной из энергокомпаний, задействованных в регулировании энергосистемы.— Но при этом возникают огромные риски, которые могут в тысячи, а то и в миллионы раз перекрыть эту дополнительную выручку". По его словам, при перемене режима несения нагрузки оборудование начинает работать в более напряженных условиях, наблюдается рост частоты возникновения дефектов. В результате увеличиваются и стоимость ремонтной программы, и частота ремонтов, растет риск отключений, что грозит огромными штрафами, говорит собеседник "Ъ". Но Федор Опадчий считает, что опыт участия ТЭС в регулировании показал "незначительное снижение экономичности энергоблоков", а других негативных моментов пока не выявлено.