Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал

Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

Докладчики: Рохинсон Ошер Залманович, главный инженер проекта, АО "Институт Севзапэнергосетьпроект",

Плетнев Сергей Алексеевич, начальник отдела проектирования энергосистем, АО "Институт Севзапэнерго сетьпроект".

Алейник. Уважаемые коллеги, мы начинаем наш очередной семинар по «Статистике пространственного развития», по энергетике. Я представлю Вам наших новых коллег.

Это Плетнев Сергей Алексеевич, начальник отдела проектирования энергосистем «Института Севзапэнергосетьпроект», и Рохинсон Ошер Залманович, главный инженер проекта того же Института. Коснусь момента, который связан с Институтом, представители которого делают сегодняшний доклад. Дело в том, что в старой парадигме стратегического планирования, которая существовала в СССР, были «Госплан», «Госстрой». Они производила, с одной стороны, планы, а с другой стороны, генеральную схему размещения производительных сил на местах, на территориях. В частности, в Санкт-Петербурге эту работу осуществлял «Ленгипрогор». Эта схема размещения производительных сил увязывалась со схемой расселения, с генеральным планом города. На основании этих материалов, «Энергосетьпроект» обсчитывал потребность в электричестве, делал план, и уже под это другая структура делала планы по вводу энергетических мощностей.

«Энергосетьпроект» планировал энергетическую инфраструктуру. После распада Советского Союза, после перестройки произошло значительное количество изменений, в том числе разрушилась схема территориального планирования. Сегодня в России за региональное управление, за территориальное планирование никто не отвечает. Нет такого института, и стратегическое планирование на уровне регионов не осуществляется. В рамках этой проблемы, интересно послушать, что сегодня происходит с планированием объединенной энергосистемы Северо-запада.

Рохинсон. Мы представляем АО «Институт Севзапэнергосетьпроект», который проектирует развитие энергосистем, в частности, энергосистем, которые входят в состав ОЭС Северо-запада, и отдельных энергосистем, и электроэнергетических объектов. Хочу остановиться вначале на том, что проектирование идет по иерархической системе. «Институт Энергосетьпроект», в Москве, проектирует развитие единой энергосистемы России. Наш институт участвует в проектировании и развитии объединенной энергосистемы ОЭС Северо-запада. Мы разрабатываем, проектируем развитие энергосистем, которые входят в состав ОЭС Северо-запада. Но, в настоящее время, эти работы не проводятся, так как нет заказов. Последние такие работы были 12 лет назад. Теперь я расскажу об объединенной энергосистеме Северозапада. Здесь представлена карта схемы электрических сетей 220 киловольт и выше ОЭС Северо-запада. Должен пояснить что, проектируя объединенную энергосистему, мы занимаемся развитием основных магистральных сетей, которые формируют объединенную энергосистему Северо-запада. Какие энергосистемы входят в ОЭС Северо-запада? Это Кольская энергосистема, Карельская энергосистема, Ленинградская энергосистема, Новгородская, Псковская, Архангельская, и Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал энергосистема Коми. Вологодская энергосистема относится к объединенной энергосистеме центра, а Калининградская энергосистема связана только с Литовской.

Проектирование этих энергосистем, в настоящее время, проводится в Москве «Институтом Энергосетьпроект». А проектирование Калининградской, Вологодской энергосистем выполняется отдельно, в нашем институте, с учетом согласования развития объединенных энергосистем центра. Какое существующее состояние ОЭС Северо-запада и отдельных энергосистем? В этой таблице представлены данные об электропотреблении и электрических нагрузках за 2000-2001-ый год объединенной энергосистемы, в целом, и отдельных энергосистем, которые входят в это объединение. Вы можете увидеть, что в 2001-ом году энергопотребление составило почти 74 миллиарда киловатт-часов. По отношению к 2000-ому году прирост составил 4 %, а максимум нагрузки 12300 мегаватт, и прирост к 2000-ому году составил 4,6 %.

Кроме электропотребления, из ОЭС Северо-запада осуществляется экспорт электроэнергии в Финляндию, практически из Ленинградской энергосистемы. И в 2001-ом году было передано туда 6,9 миллиарда киловатт-часов. Далее представлена установленная мощность электростанций, которая есть в объединенной энергосистеме Северо-запада. Мы показали отдельно западную и восточную часть. Почему? Потому что между собой они непосредственно не связаны электрическими связями, и это оказывает влияние на режим работы и западной части, и восточной. Полностью установленные мощности в объединении - 19,7 миллиона киловатт. Гидростанции составляют 14,6 %, ТЭЦ – 36,6 %, конденсационные станции – почти 20 %, и значительную долю составляют атомные электростанции, что существенно определяет и влияет развитие объединенной энергосистемы. У нас имеется две атомные электростанции. Это Ленинградская – 4000 мегаватт, и Кольская – мегаватт. Из конденсационных электростанций у нас всего три. Это Кириши – мегаватт, Печорская ГРЭС – 1060 мегаватт, и Псковская ГРЭС – 430 мегаватт. Из ТЭЦ наиболее крупной является Южная ТЭЦ, в Санкт-Петербурге - 800 мегаватт, с единичными блоками 250 мегаватт, и на одном из блоков установлена надстройка газовой турбины. Следует отметить ввод в прошлом году первого блока на Северозападной ТЭЦ с парогазовой установкой, которая является наиболее экономичной электростанцией, работающей на органическом топливе. Баланс мощности ОЭС Северо-запада в 2001-ом году сводился с дефицитом примерно 400 мегаватт. При этом резерв мощности был 29 %, и было значительное недоиспользование мощности в размере почти 2600 мегаватт. Причем, по топливообеспечению - это 1600, мегаватт. Выработка электроэнергии превысила электропотребление и экспорт в размере 3,2 миллиарда киловатт часов. Но, возвращаясь к величине резерва 29 %, он превышает расчетную величину примерно в два раза. Я уже упоминал, что восточная часть и западная часть непосредственно не связаны электрической сетью. В частности, связь имеет место через объединенную энергосистему центра, и западная часть нашей энергосистемы относится к системе, где самым высоким напряжением является киловольт, а основная магистральная сеть – 330 киловольт. И в Ленинградской и Карельской энергосистеме есть связи 220 киловольт, которые были построены до того, как внедрили класс напряжения 750 и 330 киловольт. Восточная часть находится в зоне действия 220 и 500 киловольт. Дальше, у нас имеется два характерных Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал транзита. Это Кольско-Карельский и Ленинградская энергосистема. В настоящее время, сформированы только одной линией 330 киловольт, это транзит. На схеме нарисована вторая линия, которая к 2010-ому году, полагаем, будет построена. Это создает определенную ненадежность электроснабжения, в частности, Карелии, где имеется дефицит мощности и энергии. Также есть проблемы с тем, что недостаточная пропускная способность этого транзита, в том, что не используется полностью мощность и электроэнергия Кольской атомной станции, особенно электроэнергии.

Причем, в прошедшие годы доходило до того, что величина, размеры электроэнергии, которые были заперты, доходили до 3-4 миллиардов киловатт-часов. Это связано с тем, что нужно было сжигать органическое топливо на станциях, расположенных южнее. Это беда не только ОЭС Северо-запада, но и, в целом, системы. То же самое имеет место и в восточной части. Там заперта мощность Печорской ГРЭС, в размере 600-800 мегаватт. Вы видите, что этот транзит довольно протяженный, около полутора тысяч километров. Одноцепный, к чему это приводит? Ненадежность электроснабжения южных районов Коми и ненадежность, особенно, Котласского энергоузла. Баланс здесь сводится таким образом, что поступают мощности энергии из Вологодской энергосистемы, но это ограниченные мощности. Она может только быть передана в направлении Котласа. Еще один момент. Это недостаточная надежность выдачи мощности Ленинградской атомной станцией. Вторая очередь станции выдается по одной линии 750 киловольт. Здесь показано две линии киловольт, но сегодня только одна. При отключении этой линии, потребуется отключение блока миллионника, т.е ограничение мощности станции на миллион киловатт. Что, в принципе, противоречит действующим нормативам. ОЭС Северозапада достаточно хорошо связаны с объединенной энергосистемой центра, по линии 750 киловольт. Также у нас имеются связи с Прибалтикой, Белоруссией, по линии Новосокольники - Полоцк. Как я уже говорил, связь с Финляндией, по электропередаче 330-400 киловольт, для экспорта электроэнергии. Кроме этого, в Кольской энергосистеме и в Ленинградской энергосистеме имеются связи киловольт, на которых осуществляется «приграничная торговля» с Финляндией, Норвегией.

Теперь, что касается развития объединенной энергосистемы на 2010-ый и на период до 2030-ого года. При определении развития энергосистем следует ориентироваться на рост электропотребления. Здесь представлены данные, в какой степени представляется нами рост электропотребления и электрических нагрузок. Что я хочу отметить? Жесткого планирования, которое было при Госплане, сегодня нет.

Однако мы пользуемся данными, на основании отчетных показателей, имеющихся сведений и информации, которые мы получаем от региональных энергосистем. На основании данных, которыми пользуется «Институт Энергосетьпроект», когда проектирует единую энергосистему. Кроме того, есть разработки Института Энергических Исследований Российской Академии Наук. Есть некоторые сведения о возможных потребителях, которые могут быть или которые появляются. На схеме мы представили, по нашему мнению, максимальный вариант. И практически, к 2030 году, рост электропотребления и электрических нагрузок, по сравнению с 2001 годом, удваивается. Вы видите, по ОЭС Северо-запада, применительно к тому варианту, они Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал сначала более высокие – 2,8 % в год, а далее снижаются до 2,25 %, и так далее. Кроме электропотребления мы учитываем экспорт электроэнергии. Он, в настоящее время, составляет, в соответствии с действующими контрактами, около 7 миллиардов киловатт-часов и 900 мегаватт. Или тысяча мегаватт и, по всей вот вероятности, с будущего года эта величина достигнет 9 миллиардов киловатт-часов и 1400 мегаватт.

Речь идет о выдаче на экспорт первого блока Северо-западной ТЭЦ. Далее, нужно определить развитие электростанций. В период до 2010-ого года мы учитываем, что развитие электростанций может быть исключительно на строящихся и расширяемых станциях, доведение станций до их проектной мощности. Здесь, дополнительно, показан ввод мощности на атомной электростанции. Это Сосновоборский блок 640.

Почему мы его показали и учитываем? По той причине, что не так давно мы выполняли работу по замещению блоков и сооружению Ленинградской АЭС – 2. Нам проектировщики АЭС предложили учесть до 2010 года ввод этого энергоблока.

Сказать, что это будет определенно, в данный момент, сложно, но учитывается. Для ОЭС Северо-запада этот блок 640 весьма важен. Кроме того, учитывается атомная станция. В Архангельской энергосистеме, где в настоящее время рассматривается сооружение такой ТЭЦ. Всего мы вводим на новых станциях примерно 2300 мегаватт, Кроме этого, 770 мегаватт вводится на ТЭЦ в результате замещения демонтируемых блоков. Далее, говоря о развитии электростанций в период 2011года. При формировании возможных сценариев развития электроэнергетики в период 2011 и 2030 годов, учитываются основные положения, которые должны определять развитие электростанций. Прежде всего, объем вводов генерирующих мощностей. Он должен соответствовать их потребности, для обеспечения самобалансирования ОЭС. Это требование мы выставляем для обеспечения надежности электроснабжения потребителей. Развитие тепловых электростанций, работающих на органическом топливе, предусматривается путем ввода мощности на ТЭЦ, а развитие конденсационных электростанций должно осуществляться посредством ввода новых атомных энергоблоков взамен выводимых из эксплуатации на действующих АЭС. Это объясняется, прежде всего, условиями топливообеспечения электростанций. В западной части ОЭС Северо-запада практически единственным топливноэнергетическим ресурсом является газ. Поэтому для сохранения энергетической безопасности региона необходимо сохранение существующего потенциала атомной энергетики. Это положение совпадает и с основными положениями стратегии развития электроэнергетики России на период до 2020-ого года, которые разработаны Институтом Энергических Исследований Российской Академии Наук. Эта работа была выполнена ими в 2001-ом году. Кроме атомных электростанций, требуется дополнительно ввод и конденсационных электростанций на газе, но при этом должны сооружаться электростанции с использованием парогазовых установок, типа того, что сделано на Северо-западной ТЭЦ. В 2001-ом году, расход газа на выработку электроэнергии, по имеющимся оценкам, составил 4,5 – 5 миллионов тонн условного топлива. На уровне 2010-ого года, в соответствии с развитием электростанций до года, эта величина возрастет в два раза, до 9-ти миллионов тонн условного топлива.

Выработка электроэнергии электростанциями, работающими на органическом топливе, в 2030-ом году, имея в виду, что мы все-таки сохраняем потенциал атомной Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал энергетики, составит 55,5 миллиарда киловатт-часов. Для этого газа потребуется 13, миллионов тонн условного топлива, то есть в три раза больше, чем в 2001 году. Если мы не будем сохранять атомную энергетику, то на уровне 2030 года, потребуется еще дополнительно 14 миллионов тонн условного топлива. Это есть газ, и его потребуется в 6 раз больше, по сравнению с сегодняшним днем.

Потребность ввода новых генерирующих мощностей на расширяемых и вновь сооружаемых электростанциях. В минимальном случае это 12400 мегаватт, в максимальном варианте это 15,5 миллиона киловатт. Дальше встает вопрос о том, какие электростанции следует сооружать? Дело заключается вот в том, что мы пользуемся материалами, которые имели место, то есть наличием проектных разработок по сооружению электростанций. В этой таблице представлены данные о проектных разработках, на основании которых, мы можем говорить о том, что, возможно развитие электростанций. Видите, имеется 16 пунктов различных электростанций, на которые можно рассчитывать, в соответствии с теми проектными проработками, которые были. И, в соответствии с этим, мы и предлагаем вводы мощности на электростанциях. Прежде всего, я хочу отметить, что мы рекомендуем сохранять потенциал атомных электростанций. В частности, на Ленинградской АЭСНа Кольской АЭС-2, три блока по 645, и в Сосновом Бору. Весьма важно чтобы была вовремя сооружена Кольская АЭС-2, так как Кольская энергосистема достаточно далеко, а географическое положение требует иметь там сбалансированные энергосистемы. Дополнительно хотелось отметить развитие станций в Коми.

Печорская ГРЭС-2, Воркутинская ТЭЦ-3, и новая Интинская ТЭЦ. Воркутинская ТЭЦ и новая Интинская – это, прежде всего, обеспечение теплом этих районов. Печорская ГРЭС – это для самобалансирования Коми, в случае соответствующего развития потребителей. Эти станции работают на угле, на Печорском угле, что существенно для социального развития республики.

Я уже говорил о том, что атомные электростанции составляют значительную долю в установленной мощности и в выработке электроэнергии. В объединенной энергосистеме было 29 % от установленной мощности, и 42,5 % электроэнергии выработали атомные станции. Эта величина, в целом, по ОЭС Северо-запада, сохраняется, в некоторых случаях больше. Особенно в западной части энергосистемы.

Там расположены Кольская и Ленинградская электростанции. В таблице, в соответствии с принятыми уровнями электропотребления и развитием электростанций, представлены результирующие показатели объединенной энергосистемы Северо-запада. Вы видите, к 2020 году, ОЭС Северо-запада практически самобалансируется. В предыдущие годы есть избытки по энергии и достаточно приличные, около 7-ми миллиардов киловатт-часов. Тут мы ничего сделать не можем, потому что предусматривается ввод мощностей, а единственное, что может не быть, это атомный блок в Сосновом Бору. Тогда эта величина будет меньше, и система будет на самобалансе. 2015-ый год, тут есть избытки, но могут быть некоторые корректировки, в части ввода блоков Ленинградской АЭС-2. Здесь показан ввод до 2015 года. Два блока выходят в это время из эксплуатации, но можно ограничиться вводом только одного.

Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал Электрическая сеть. В таблице представлена электрическая сеть на 2010 и 2030 годы.

Я уже говорил об усилении кольско-карельского транзита. Здесь до 2010 года то, что мы полагаем, все-таки будет сделано. И вторая – это две линии 330 киловольт. Затем надежность выдачи мощности Ленинградской атомной электростанции, с учетом сооружения Ленинградской АЭС-2. От Печорской ГРЭС. Строительство двух линий по 500 киловольт, с продолжением до Коноши и до Вологды. А на этом участке, от Микуни и до Коноши, и до Вологды одна линия. И одна линия 500 киловольт через подстанцию Обозерская - Микуни. От Микуни до Обозерской и до Конды. То есть, линия 500 киловольт объединит восточную и западную энергосистемы. Это, что касается развития сети 500 киловольт в Коми, Архангельске, и в этой связи, требуются достаточно серьезные обоснования, но эти вещи вполне объяснимы. К сожалению, должен сказать, строительство сетей весьма и весьма ограничено. Пожалуй, это все, что я хотел вам рассказать о нашей объединенной энергосистеме.

Алейник. Тогда вопросы и замечания, пожалуйста.

Перелыгин. Вы сообщили, что 12 лет нет заказов. Как вы это оцениваете? Это непонимание РАО ЕС, это плюсы нашей энергосистеме, что даже если 10 лет заказа не будет, все равно она выдерживает?

Рохинсон. Это не РАО ЕС. Здесь нужно обратиться к энергосистемам, к АО «Энерго».

Мы от этого очень страдаем по той причине, что бывают вещи, когда энное количество потребителей обращается к нам в части обеспечить их электроснабжением. То есть, мы должны предложить решение по электроснабжению этих потребителей, а для этого нужно комплексное решение развития сетей, электрических сетей. Видимо, еще влияет то, что АО «Энерго» не хочет на это дело тратить деньги.

Плетнев. С другой стороны, энергосистема считает, что мы им напроектировали за прошедшие годы столько, что им ничего не надо. Получается так, что они решают свои локальные задачи: присоединение каких-то конкретных потребителей, но эта вещь, я считаю, достаточно вредная. Потому что, решая локальные задачи, мы забываем о том, что будет дальше. Мы присоединили одного потребителя, сделали для него локальную сеть. Проходит время. В том же районе появляется другой потребитель. Что делать? Мы рассчитывали сеть на этого потребителя. Нагрузка увеличилась. Мы опять получаем неоптимальное решение. В большинстве случаев, даже сами энергосистемы не знают: где, когда и какие потребители у них появляются.

Мы работаем на этого потребителя, минуя энергосистемы. То есть, наша работа попадает к энергосистеме потом, после того, когда сделали схему внешнего электроснабжения этого потребителя.

Перелыгин. Хорошо, а почему объединенные энергосистемы не становятся таким субъектом заказа?

Плетнев. Объединенные или районные?

Перелыгин. Не важно, объединенная, единая.

Рохинсон. Разработку схем объединенной энергосистемы мы делаем постоянно. Это вещь достаточно стабильная, и она идет по заказу РАО ЕС. Схемы развития районных энергосистем мы делаем по заказу районных энергосистем, а сами районные Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал энергосистемы либо из-за отсутствия финансирования, либо считают, что им ничего не нужно и всего достаточно, нам эти схемы не заказывают.

Перелыгин. Правильно ли я понимаю, что вы указываете на то, что за это время сложилось так, сетевое строительство запоздало за строительством генерирующих мощностей?

Плетнев. Это было и раньше.

Перелыгин. Вот оно запоздало, можно же сделать такой вывод, бессмысленно строить новые генерирующие мощности. Давайте сети достроим, и уже того, что есть, хватит. Или такой вывод делать нельзя, и если нельзя, то почему?

Рохинсон. Тут надо говорить конкретно, понимаете, о чем.

Перелыгин. Северо-запад.

Рохинсон. Давайте говорить, Печорская ГРЭС. Там не используется ее мощность, там заперто 600-800 мегаватт. Где она будет использована? Эта мощность должна быть передана на достаточно большое расстояние, в Вологду, например, не меньше. А это сколько? Полторы тысячи или больше?

Плетнев. Это очень большие объемы.

Рохинсон. Это очень большие объемы электросетевого строительства. В свое время сооружение этой станции опередило потребность в генерирующей мощности. Что касается Кольской атомной электростанции, то там заперты мощности и энергия, тоже средства весьма большие, но сейчас имеется заказ на строительство второй. Ведутся проектные работы, но это надо было делать.

Плетнев. Речь идет о не межсистемных транзитах. Речь идет о построении сетей более низкого напряжения. В основном, 110 киловольт. Вопросы построения сетей 110 киловольт решают схемы развития районных энергосистем, потому что схемы развития объединенных энергосистем решают вопросы развития сетей 220 киловольт и выше.

Перелыгин. Означает ли это, что при реформировании РАО возникнет проблема с розничным рынком?

Плетнев. Вопросы рыночных отношений мы не затрагиваем в своих работах. Мы решаем по технике.

Перелыгин. Понятно, а кто тогда решает?

Плетнев. Не знаю.

Перелыгин. Если я правильно слышу, утверждается простая вещь, что сетей на уровне 550, 750 и 330 киловольт достаточно.

Плетнев. В данный момент да.

Перелыгин. И даже если где-то что-то заперто, то пока потребление не такое большое, чтобы перебрасывать электроэнергию, в крайнем случае, можно перебросить через центральную систему. На следующем шаге говорится, что строительство розничных сетей, 110 киловольт и ниже отстает. Будет создано генерирующих компаний по всей Российской Федерации. Возникает вопрос, до оптовиков, до крупных оптовиков электроэнергия дойдет, а как быть тем, кто в розницу покупает, города и так далее? Ведь есть сетевые ограничения на рынок. У вас они как-то запрашивались? С вами консультировались или это проходит мимо вас?

Рохинсон. Пока нет.

Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал Алейник. Скажите, пожалуйста, в соответствии со схемой реформирования РАО ЕС, с ходом реформирования, там вводится схема, что после реформы, любой потребитель и любой поставщик имеют доступ к сетям. Потребители через торгующие организации. Сделки сопровождаются оператором торговой системы. В этом смысле, существует общий рынок электроэнергии. Юрий Александрович обсуждал сетевые ограничения. Можно предположить, что сложится ряд региональных рынков, их структура будет другая. Скажите, на ваш взгляд, какова будет структура региональных рынков на территории Северо-запада? Например, «Ленэнерго»

обсуждает образование территориальной генерирующей компании, которая будет включать в себя «Ленэнерго», «Карелэнерго», «Псковэнерго» и «Новгородэнерго».

Вы можете наложить на это какую-то региональную структуру?

Плетнев. Нас к обсуждению этих проблем не привлекают.

Алейник. Но, вы ведь знаете сетевые ограничения. Например, Архангельск. Там очень слабые межсистемные связи, и даже, если у субъектов хозяйствования будет право покупать, то, смогут ли они реально прокачать электроэнергию?

Плетнев. По существующим связям нереально.

Алейник. То есть, у нас получается отдельный архангельский рынок, и в Коми тоже отдельный рынок?

Плетнев. Если мы не объединим Коми и Архангельск.

Алейник. Чтобы их объединить, нужно построить линию. Пока линии нет.

Плетнев. Сегодня все отдельно. Можно объединить Архангельск с Вологдой. Кстати, они сейчас под одной управляющей компанией.

Алейник. Объединить просто за счет управленческих решений или нужно достраивать?

Плетнев. Сложный вопрос. В данный момент, ограничения поступления мощности в Архангельскую энергосистему из Вологодской энергосистемы связано с большой загрузкой существующих линий 220 киловольт, от Вологды до Архангельска, на головном участке, в районе Вологды. C вводом третьего блока на Калининской атомной электростанции, планируется построить линию 750 киловольт, от Калининской атомной электростанции до Череповца. Этот вопрос очень серьезно решает вопросы электроснабжения Вологодской энергосистемы. И, соответствующим образом, разгрузки существующего транзита на Архангельск. Когда будет построена эта линия, мы можем передавать из Вологодской в Архангельскую энергосистему гораздо больше мощностей и решить проблемы Архангельска, без усиления сетей.

Алейник. Без строительства там АТЭЦ?

Плетнев. АТЭЦ – это вопрос другой. Давайте так. Мы считаем, что АТЭЦ строится на замещение выбывающих мощностей.

Алейник. Какую можно еще? То есть, Вологда, Архангельск – раз. Коми отдельно – два. А вот объединяется ли?

Плетнев. Коми отдельно все равно не может быть. Так или иначе. Нужно усиливать связь, совершенно однозначно.

Алейник. А для варианта, когда не усилены, какие еще на Северо-западе рынки получаются? Коми, Карелия, Ленобласть, Псков и Новгород в один рынок укладываются?

Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал Плетнев. Укладываются. При сооружении второй линии на транзите Кола-Ленинград укладываются.

Алейник. Но, сейчас этот проект не реализуется, только существует как замысел.

Плетнев. Нет, уже есть заказ.

Алейник. На проект?

Плетнев. На проект над этой линией.

Алейник. А кто субъект?

Рохинсон. РАО ЕЭС.

Плетнев. РАО опосредованно через МЭС Северо-запада.

Алейник. Когда сроки начала строительства?

Плетнев. Пока только проект.

Рохинсон. 2004-ый. Даже раньше. В РАО, 2006 год.

Плетнев. 2006 год - головной участок.

Алейник. Уже эксплуатация?

Рохинсон. Да.

Плетнев. На Кириши.

Рохинсон. Линия 750 киловольт от Ленинградской подстанции, 500 с лишним километров была построена за год.

Плетнев. Были бы деньги.

Алейник. Хорошо, а если вторая линия не появляется, то мы получаем ограниченные энергосистемы? Получаем Кольскую энергосистему со своими ценами, и получаем Ленинградско-карельскую или как вы рисуете?

Плетнев. Нет, нельзя сказать.

Рохинсон. Нельзя сказать.

Плетнев. Карелия вообще выпадает.

Алейник. Грубо говоря, в Мурманске одни цены, в Ленобласти другие, потому что разная ситуация?

Плетнев. Сложный вопрос.

Алейник. Трудно сказать?

Плетнев. Вопросы тарифов – это сложные вещи.

Алейник. Получается три отдельных энергосистемы? Три рынка?

Плетнев. Назовем три рынка. И, естественно, Калининград, который сам по себе.

Перелыгин. Про проект «Балтийское кольцо», наверно, слышали. Европейское Сообщество, соответственно, энергосистемы Северо-запада. Ваши оценки, оптимистичные, пессимистичные или проект нереалистичный?

Рохинсон. Мы работаем с ними в параллель сегодня.

Перелыгин. Меня интересует Швеция, Норвегия, и дальше.

Рохинсон. Только через Финляндию.

Перелыгин. Вы как-то изучали схемы Европы?

Плетнев. Нет, вопросами «Балтийского кольца» занимается «Институт Энергосетьпроект», Москва.

Рохинсон. Могу сказать дополнительно, что в ЦДУ и в РАО рассматриваются вопросы, чтобы мы работали на общей частоте с Западной Европой. Есть связи. Но как этот вопрос будет решаться? Тут очень много технических проблем, которые Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал связаны с правилами регулирования, наличия этих самых резервных мощностей, правилами регулирования частоты. У нас одни правила, у них другие. Требуется привести в соответствие, это связано и с немалыми материальными затратами.

Перелыгин. Я хочу для себя выяснить, насколько система прогнозирования и проектирования, с уходом системы Советского Союза, сохранилась. И если она сохранилась, то, в каком виде?

Рохинсон. Примерно сохранилась.

Перелыгин. Вот в чем ее примерность?

Рохинсон. Сначала проектируется единая система, потом объединенная. Мы участвуем в разработке развития объединенной энергосистемы. Что касается отдельных энергосистем. Развитие сети 110 киловольт и ниже, которые непосредственно связаны с потребителями, затрагивают и более высокое напряжение, в том числе и 330 киловольт. Но, этот вопрос сегодня не решается.

Плетнев. Я должен заметить, что значительно снизилась вероятность прогнозирования уровня электропотребления на перспективу.

Арабкин. В связи с уровнем и ростом электропотребления, вы прогнозируете это? И сказали, что 2 % годовая мощность, годовой прирост? Есть ли какой-нибудь тренд, который вы закладываете? Например, рост объема промышленного производства или нет? Если промышленность будет расти по 6-7 % в год, то есть ли здесь связь какаято? Можете что-то сказать об этом?

Плетнев. Вы знаете, практически ничего.

Арабкин. Еще один вопрос. Чтобы эти электростанции построить, которые запроектированы и должны перекрыть ваши же прогнозы, какой нужен объем инвестиций? Когда-нибудь оценки делались вами или еще кем-то.

Плетнев. Оценки по строящимся объектам, по достраивающимся, и по тем объектам, по которым были выполнены проекты, есть. У нас с собой нет этих цифр. Мы не знали, что будет такой вопрос. Мы, в рамках разработки, схемы и корректировки схемы развития ОЭС Северо-запада, эти показатели приводили.

Арабкин. Какая цифра там фигурирует?

Кутобаев. Можно я рискну? Порядка 70 миллиардов за 10 лет планирует освоить РАО ЕС, если будет реализовываться программа Чубайса.

Перелыгин. 70 миллиардов чего?

Кутобаев. 70 миллиардов долларов, то есть примерно 7 миллиардов в год, но сейчас Россия получает 2,5 миллиарда. По всей России.

Реплика. А какой прирост, не помните?

Арабкин. Чубайс говорит, что больше 3 % нереально дать прирост по энергетике сейчас. Поэтому, если рост будет выше, например, 4-5 %, как Путин ставит вопрос, то будет определенный разрыв. Правда, надо учитывать, что у нас энергосбережение перейдет из плоскости разговоров в плоскость деятельности. Может быть, тогда прирост в энергетике будет 3 %, прирост промышленности 6-8%. Но, они будут кареллировать, потому что будет развиваться энергосбережение. Дело в том, что энергосбережение – очень дорогая вещь. Чтобы сберечь энергию, надо вкладывать огромные деньги, и не факт, что в энергосбережение. Потому что генерирующие мощности и сети находятся в таком состоянии, что когда вложим деньги в Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал энергосбережение и его получим, то тогда начнется массовый вывод генерирующих мощностей и сети.

Кутобаев. Энергосбережение – это не та вещь, в которую вкладывают деньги целенаправленно. Я понимаю, Чубайс может вкладывать в генерирующие мощности.

Арабкин. Чубайс об энергосбережении ничего не говорит. В последнем интервью он сказал, что вообще, для генерирующей компании лучше увеличение производства и сбыт, потому что для любого бизнеса расширение производства это плюс, лишь бы оно оплачивалось, конечно.

Рохинсон. Я могу добавить такую вещь. Мы два года тому назад сделали схему развития объединенной энергосистемы, в составе развития единой. Тогда было сказано, что по России электропотребление должно быть один триллион миллиардов киловатт-часов. Сегодня мы делаем работу на 2010-ые годы, где нам сказано, чтобы по России, это значение не превышало один триллион 30 миллиардов киловатт-часов. Так что, сказать, что каких-то бросков особых, видимо, не будет.

Причем, еще смотрится вариант 960 миллиардов киловатт часов.

Кутобаев. Вы знаете, во всем мире, за весь двадцатый век, не было больших бросков.

Китайцы пытались большой бросок сделать, стали варить чугун в земляных печках, но ничего путного из этого не получилось. Во всем мире 3-4 %, максимум. Другое дело, что сейчас нет планирования на уровне «Госплана», на уровне РАО, то ваш Институт просто пытается заниматься этим вопросом, поскольку вы обладаете определенной информацией. Может быть, вам даже за это не платят, но вы пытаетесь как-то прогнозировать. Те прогнозы, которые представлены, это ваши прогнозы. Которые, вы сделали, исходя из вашего опыта, но вам трудно. Когда вам задают конкретный вопрос, вам трудно эти цифры верифицировать. Потому что, чтобы иметь их верифицированными, это должно достаточно дорого стоить. С вас еще, видно, что-то запрашивают. Вы делаете то, что можете.

Перелыгин. У меня в эту же точку все вопросы, про систему, потому что предстоит реформирование, и это означает, что если все будет реформировано по планам Анатолия Борисовича, сети останутся государственными.

Плетнев. Не все.

Перелыгин. Теперь. Я смотрю на ваше название: АО «Севзапэнергосетьпроект».

Означает ли, что вашему Институту отведена роль технического обеспечения, уже не в федеральной компании, а в генерирующей?

Плетнев. Мы еще пока не знаем, где мы будем.

Перелыгин. Подождите, а вот АО, кто собственник-то?

Плетнев. В данный момент мы стопроцентная дочка РАО ЕС России. Что будет в перспективе, мы не знаем, в какую структуру мы войдем. Скорее всего, мы войдем в НТЦ.

Перелыгин. Я исхожу из того, что вы владеете знаниями, а это управляющее знание.

Через знание происходит управление. Понятно, что мы все заимствовали планы развития у «Госплана». Дальше поверх этого накладывали определенные схемы распределения или размещения производительных сил, транспорта, населения, и под это строили системы энергоснабжения. Теперь РАО ЕС объявляет, что оно становится субъектом развития, а на самом деле субъектом развития становятся генерирующие Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал компании, со всеми вытекающими последствиями. Теперь каждая из генерирующих компаний начнет сама проектировать для себя рынки, будет избавляться от ненужных издержек, а сеть должна всех умиротворять. Поэтому у меня вопросы все на то, что я точно понимаю, что реформу начинают проталкивать, а систему проектирования и проектного обеспечения этой реформы, в части сети, в каком месте находится? Вы отвечали исключительно про техническую часть. Если вам закажут техническую часть, вы ее сделаете добротно, грамотно, и так далее. Как только я задаю вопрос о рынке или начинаем обсуждать тарифы, вы говорите: «Мы этого ничего не знаем».

Почему я задаю вопрос? У меня две странички «Кембридж Энерджи Ресечис Ассосэйшен», КЭРА, по России. Вот называются исследования, результаты исследований будут осенью 2002-ого года, то есть скоро. Называются «Будущая передача электроэнергии в Европе», «Политика и регулирование», «Отраслевая структура», «Стратегия бизнеса», «Структура рынка», «Торговля и трансграничный переток энергии», «Технология». Я спрашиваю: «У нас есть кто-то, кто таким проектированием занимается?». Потому что они за нас сейчас проектируют, а в России? Если это не «Энергосетьпроект», то кто? Вы на сеть, как на рынок услуг смотрите или как на технический объект?

Плетнев. Как на провода.

Перелыгин. А почему вы не становитесь субъектом?

Рохинсон. Вы извините, мы пока занимались несколько другой сферой деятельности.

У нас нет специалистов в вопросах тарифной политики, рыночных отношениях, и всех этих вещей. Мы решаем только технические вопросы.

Перелыгин. Почему задаю такой вопрос? Институты градостроительного профиля, «Ленгипрогор», в частности, оказались в той же ситуации, что и вы, 10 лет назад. У вас в РАО, может быть, этого не получилось, но у нас сохранился заказ от городов, как субъектов развития. Города себя осознали как субъекты развития. В них люди живут. Им предстоит что-то делать. Мы поменяли технологию. Нам пришлось самим заниматься социально-экономическим прогнозированием, и если бы мы ее не поменяли, то у нас бы вообще не было заказов. То ли вас РАО поддерживает, финансирует, и вы не стояли перед выбором. То ли вы поменяете технологию проектирования, займетесь еще и гуманитарной частью. То ли вам достаточно всего и вы ждете, что РАО вам покажет куда идти. Дальше. Сейчас я скажу не как директор «Ленгипрогора», а как научный руководитель этой организации, потому что, на самом деле, есть вопрос. К каким знаниям, в каком месте есть смысл обращаться для того, чтобы посчитать последствия для городов от такого рода реформирования? Я понимаю, что основные последствия будут даже не в генерации на Северо-западе, потому что ее достаточно, и она более-менее избыточна. Проблемы начнут возникать на уровне передач и доступа к сетям, а это никто не считает. Тогда есть сильное проектное запаздывание за реформированием. От того, как мы сейчас поступим, обратим внимание на это или не обратим, мы получим последствия, прежде всего, в городах. При этом, естественно, с электроэнергией более-менее понятно, а с тепловой энергией тогда что? Это же убыточно все. РАО ЕС избавится от этого, все генерирующие компании избавятся от издержек, потому что они все в убыток.

Плетнев. Никому не нужна тепловая энергия.

Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал Перелыгин. К кому обращаться?

Плетнев. Давайте подождем, сначала реформируемся. Потом посмотрим, что из этого получится.

Рохинсон. Вы знаете, мне кажется, что передача и доступ – это совершенно разные вещи. Прежде всего, должен быть кто-то, кто отвечает за электроснабжение и решает эти вопросы, о которых вы говорите. В Думе, есть проект закона «Об электроэнергетике. Его не рассматривали. Получается, что нет ответственного за электроснабжение. Энергосистемы или АО «Энерго» должны отвечать за электроснабжение потребителей, и не должны отказывать. Это нормальное состояние.

Но, получается таким образом, что во многих случаях, они выставляют такие условия потребителям, что те говорят: «Я с вами знаться не хочу». Есть такой момент тоже.

Перелыгин. На ваш взгляд, баланс, как инструмент управления, сохранил свою актуальность, и где вы видите его наибольшее применение и актуальность?

Энергетический баланс не только по электроэнергии, например, а по всем видам энергетики?

Рохинсон. Мы занимаемся электробалансом. Мы как техники и как технологи, в части развития электроэнергетики, считаем, что баланс объединенной энергосистемы должен быть без дефицита. Что касается региональных энергосистем. Это связано, прежде всего, с развитием электростанций. Нужно решать сетевые проблемы. Потому что развитие электростанций определяется объективными факторами. Не везде вы гидростанцию построите, или атомные станции. Это надо иметь в виду. Точно так же, в Коми можно на угле, а в Архангельске уже не будете строить угольную станцию.

Отдельные энергосистемы совсем не обязательно держать на самобалансе, а в объединенной энергосистеме желательно все-таки это дело иметь.

Плетнев. Если не совсем на балансе, то с разумным развитием системы связи.

Перелыгин. Почему я это спрашиваю? Потому что существует и другое понятие энергетического баланса. Если я правильно понимаю, для Северо-запада основных два вида топлива: атом и газ. Что произойдет с генерацией? Сможет ли наш потребитель платить за это? Я предлагаю всерьез не рассматривать ситуацию с подъемом цен в три или около того раза. Система этого не выдержит.

Алейник. Я хотел задать один вопрос, который касается стратегии развития энергетики Северо-запада и ставок на различные типы энергоносителей. Вот, в частности, какова ставка на газ, на уголь, или на мазут? По ходу обсуждения у меня сложилось впечатление, что эти ставки не тотальные для региона, а локальные для субъектов федерации. Правильно ли я понимаю, что ставка на уголь, в условиях сложившихся цен, может быть эффективна только для Коми. Для остальных регионов, для всего Северо-запада это ставка на газ. Это правильное понимание?

Плетнев. Так оно и есть, потому что уголь Интинско-Печорского бассейна, республики Коми, не предназначен для дальней транспортировки. Наиболее эффективное его использование - сжигание на месте. И если получается избыток мощности электростанций, которые будут работать на угле в республике Коми, то этот избыток выгоднее передавать за пределы Коми, в виде электроэнергии, чем в виде угля.

Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал Алейник. Чем возить, например, его в Архангельск и Мурманск. Для этого надо какое-то сетевое строительство? Сейчас перетоки очень слабые и в Киров, и в Архангельск.

Плетнев. Связь энергосистемы Коми и с Архангельской, и далее с другими энергосистемами европейской части, нужно усиливать. Оставлять республику на одной линии 220 киловольт не нужно, и даже вредно. Что касаемо дальнейшего развития сетевого строительства. Если идти на тот вариант, что в республике Коми сооружаются электростанции, конкретно ТЭЦ, только для закрытия собственного энергобаланса, то большого сетевого строительства не требуется. Если же серьезно осваивать угольный бассейн дальше, и строить более мощную электростанцию, то есть вторую очередь Печорской ГРЭС, то тогда потребуются достаточно большие объемы для сетевого строительства. То есть, это не меньше двух линий 500 киловольт, лучше всего в район Кирова, и протяженностью где-то порядка 500 километров. В районе Кирова собирались, к 2015 году строить Кировскую ГРЭС, но избытки мощности в республике Коми, при сооружении больших станций, закрывают вопрос строительства этой ГРЭС. То есть, мы закроем потребность Кировской области электростанцией в республике Коми.

Алейник. Вы можете соотнести стоимость инвестиций в сетевое строительство или в строительство энергопроизводящих мощностей? Что эффективнее и дешевле, что быстрее окупается?

Плетнев. Вопрос, каковы объемы электросетевого строительства.

Рохинсон. Размещение электростанций, сколько нужно генерирующих мощностей, к этому должны быть привязаны сети. Почему? Потому что сети, это 10-15 % от стоимости электростанции. Если вы будете мельчить электростанции везде, чтобы не строить сети, вы не выиграете.

Переслегин. В классической географии есть теорема Крис - Таллера, которая описывает, каким образом должны группироваться дорожные и все прочие узлы, на карте. Есть ли какой-нибудь аналог в электроэнергетике? Как в идеале, должны конфигурировать, на реальной живой карте, производящие мощности и потребляющие? То есть, идеальный рисунок производящих мощностей.

Рохинсон. Это связано с географией, с возможностями размещения станций. Вы же не везде можете построить гидростанции, верно?

Переслегин. Может быть, я не совсем точно выразился. Попробую уточнить.

Конкретно, теорема Крис - Таллера была доказана для бесконечной плоскости и работает она, в местности великих американских равнин. Имеется в виду, имеется некая формальная карта, бесконечно ровная плоскость. На ней вы можете натыкать источник электроэнергии и потребителей электроэнергии, просто случайным образом.

Понятно, при этом, в зависимости от того, как вы их натыкали, у вас будут разные потери на транспортировку и все прочее, потери на несбалансированность сетей. И наверняка должна существовать некая структура, при которой данным потребителям потребуется минимальное количество станций. Такой расчет, такая картинка существует?

Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал Рохинсон. Нет. Сложились уже определенные вещи, в части размещения населения, и так далее, и так далее. И дальше уже теперь эти потребители могут привязываться к чему-то. Так что, такой картинки нет.

Плетнев. Все остальное – это накладки на сложившуюся конфигурацию сетей.

Никаких глобальных изменений конфигурации сетей мы не ожидаем. Ничего такого революционного произойти не может.

Перелыгин. Произойдет обязательно. Кто смотрел на карту любой компании, видел, как они строят свои сети. У них обязательно появляется некий аэропорт, такой базовый, они его называют. В Америке - это Цинцинатти, Сотлейк-Сити, Чикаго, и еще там парочка портов, да. И получается. В этих узлах, не важно, какой там пункт расселения. В этих узлах наиболее оптимальным образом сочетается или конфигурируется различного рода рынки услуг. Я думаю, что в какой-то момент в сети, когда она должна заработать в рыночном принципе, должны появиться такие узлы неумолимо. Если бы сейчас можно было посчитать, было бы очень здорово.

Представляете, если бы вы такое посчитали, то это были бы основные центры прибыли.

Плетнев. Эти узлы есть. Это наши основные сетевые узлы. Значит, республика Коми – это район Печорской ГРЭС. Архангельская энергосистема – район Северодвинска.

Мурманская энергосистема – район Кольской атомной станции. Ленинградская энергосистема – район Ленинградской атомной станции, подстанции Выборгская.

Рохинсон. Выборг и Санкт-Петербург.

Плетнев. Псковская энергосистема – район Псковской ГРЭС.

Алейник. Все помнят про кризис в Калифорнии. Вы не пробовали сделать такого рода прогноз, то есть посчитать, учитывая то, что вы знаете, учитывая ваш прогноз роста энергопотребления, прогноз роста мощностей, когда сетевых мощностей станет где-то недостаточно в такой степени, что это вызовет кризис и веерные отключения?

Плетнев. Я не думаю, что с сетями до такой степени плохо, что дойдет до веерных отключений. Проживем на каких-нибудь маленьких, локальных, отключеньях.

Алейник. Где будут эти первые маленькие, локальные, отключения?

Реплика. В центре Санкт-Петербурга. Там самая большая нехватка электроэнергии.

Плетнев. Весь вопрос в том, где случится авария, и в какой степени.

Кутобаев. Два замечания. Я думаю, у нас все-таки в развитии нет мобильности. У нас как-то люди привязаны. Им трудно оторваться. Мне ближе тема, все-таки, экономики и финансов, поскольку я работаю в банке. По поводу эффективности инвестиций.

Считается, что атомная энергетика очень эффективна. Это дешевая электроэнергия.

Но дело в чем? Надо учитывать все последствия. Утилизация атомной станции на Западе – это миллиард долларов. С учетом наших условий, это будет 500 миллионов.

Сейчас ЛАЭС продлили на 10 лет, но все равно, рано или поздно, ее надо утилизировать. Это огромные деньги. И, строя новые станции, надо это иметь в виду.

Надо весь цикл смотреть, с учетом утилизации. Поэтому это не так все и эффективно, как кажется. В этой связи, скажу, что близкая мне тема – гидроэнергетика, могла бы быть очень эффективной. Открыли «НОРПУЛ», дешевая норвежская электроэнергия, У них расходы не очень большие, напоры до тысячи метров. Это дает достаточно высокий эффект. Надо об этом думать. Кстати, Чубайс об этом думал. В прошлом Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал году или в начале этого года, собирал совещание по поводу развития гидроэнергетики.

У нас же колоссальные есть возможности в этом направлении. И была целая программа, вы же знаете. Нужно об этом думать, потому что мы все время говорим об угле. Чтобы строить новую угольную станцию, огромные деньги надо вложить в мероприятия, связанные с дополнительной очисткой всех сопутствующих газов. Так что, все эти вопросы надо комплексно решать, с учетом экономики.

Алейник. Атомщики утверждают, что издержки по ликвидации включены в цену, как инвестиционные надбавки.

Кутобаев. Мне очень трудно представить, что в тариф включены издержки. Даже амортизация неизвестно куда делась. Мне трудно сказать. Во всяком случае, не видел ни одного расчета тарифов, чтобы там это было включено. Потом, это огромные деньги. Представьте себе, что эти деньги нужно заложить. Даже, если растянуть это на 10 лет, то там не 100 рублей, не 120 будет, а раза в два – в три выше.

Плетнев. Просто пока прецедента не было, и поэтому так и живут.

Кутобаев. Дело в том, что в России у всех прецеденты, у всех сроки кончаются, а мы живем и живем, как птицы летаем. Недавно вернулся из Вельска. 72 угольных котельных. Осталось три года максимум. Они все развалятся. Гигакалория, на этот год, 1200 рублей. Оплачивают 500 рублей. Подтянули газ к Вельску. Полгода заполнен газопровод. Не могут оттуда и метра взять, ничего не готово. Ни одной котельной не подготовлено к переводу на газ. Вот пример нашего планирования.

Лучше «Госплан».

Переслегин. У меня есть предложение к ЦСР «Северо-Запад», не полениться и собрать приличное по объему совещание для того, чтобы, наконец, выяснить, каковы же реальные экологические ограничения на проектирование. Дело в том, что когда я слушал некоторые вещи, связанные с экологией, у меня возникает странное ощущение, что имеет место быть некая информация, которую никто никогда не продумывал, и которая спокойно циркулирует в кругах, передаваясь от одного человека к другому, в основном по схеме: «Я не эколог, но говорят…». В свое время была смешная ситуация с гибелью динозавров. Относительно иридиевого метеорита, когда мой друг палеонтолог сказал мне: «Знаешь, с нашей точки зрения, полная ерунда, но физики говорят». Я с интересом посмотрел на эти расчеты, и сказал:

«Физики ничего такого не говорят. Можешь спокойно работать». Я сильно сомневаюсь в том, что утилизация электростанций действительно стоит тех денег, о которых говорится. Я не убежден, что строительство угольной электростанции, на самом деле, требует решать кучу проблем по утилизации и очистке. Кроме СО и CO2, электростанция, работающая нормально, практически ничего не выделяет. Чем мешают C и CO2, мне понять чрезвычайно тяжело. Их в атмосфере и так довольно много.

Реплика. Сера, азот.

Переслегин. Сера, азот, да, есть. Азота в атмосфере 75 %, будет еще немножко. Опять же, я не утверждаю, что этих ограничений нет. Я лишь задаю вопрос, кто-нибудь всерьез их рассматривал, конкретно, в рамках планирования на Северо-западе? Что делать нельзя, и то, относительно чего есть легенда, что этого делать нельзя? Мое предложение.

Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал Перелыгин. Хорошее предложение. Я, лет десять назад, встретился с правнуком, с отпрыском Литвинова. Он живет в Массачусетсе и работает в «Эм-Ай-Ти». Ярый сторонник Гринписа. Он мне рассказывал как-то, за чашкой чая, как они проектируют свои гринписовские акции, и кто их финансирует. Во многом, это проект транслируем на нашу территорию, и чего? Мы довольно подробно с этим разбирались. Во всяком случае, иллюзий про это нет. Но собрание, совещание такое собрать, еще раз почистить понимание того, что такое экология и ограничения, на самом деле, было бы неплохо.

Переслегин. Может ведь получиться, что по экологии, ограничений нет вообще, и делайте все, что хотите. Хотите, нефть по Полярному кругу разливайте. То есть, этот момент должен быть четко установлен, каковы ограничения.

Реплика. Касательно последней темы, экологическим нормам проектирования.

Может быть, кто-то из специалистов ответит на этот вопрос. Каковы перспективы развития нетрадиционной энергетики на Северо-западе? Кто-нибудь занимается этим, или это вопрос сейчас просто не затрагивается?

Васильев. Есть небольшие локальные проекты. В основном, касается использования ветроэнергетических установок. Речь шла о некоторых районах Карелии, кстати, в районе Кижей, Валаама. Совсем недавно в нашем Комитете по энергетике СанктПетербургском обсуждался вопрос, кстати, он стоял уже давно. Раньше, почти всю акваторию Финского залива, хотели ветроэнергетическими установками загородить.

Сейчас это хотят сделать на острове Котлин, в Кронштадте, на месте примыкания дамбы с западной стороны к Кронштадту. Пилотный проект, порядка 3-5 мегаватт, а в перспективе до 40 и выше.

Реплика. Эти ветряки никогда не окупятся.

Васильев. Расчеты были, 4,5 тысячи часов использования. При Политехническом Институте есть кто-то, который занимается этой проблемой. Где еще можно? Может быть, где-то на Севере, в Мурманской области, а больше ничего такого я пока не слышал. Я не знаю, может кто-то из присутствующих что-то знает. Я знаю только про ветроэнергетические установки.

Мартынцов А.А. Я здесь первый раз и как лицо, которое представляет интересы проектного Института. Но при этом, у меня есть несколько срезов и пластов. С одной стороны, я работаю в структуре предприятия, которое устроено как холдинг, и есть направление проектной деятельности, а непосредственно сейчас я могу сказать, как со стороны потребителя, о ситуации в Лужском районе. Я сейчас непосредственно занимаюсь привлечением инвестиций на Тимофеевский стекольный завод, под Лугой.

Я вас уверяю: нормально разрешить ситуацию с получением дополнительных квот на растущем производстве нет возможности. А мы говорим про сети, мы говорим про генерирующие мощности. Но, с точки зрения потребителя, никто. Вы говорите о сетях как проводах. Слава Богу, нам эти провода, за наши же деньги, в три раза больше уплаченные, подтянут. Вопрос в том, что до сих пор нет стандартов.

Заметьте, нет стандартов оборудования, которое должно под эти большие мощности ставиться на предприятии, которое увеличивает потребление электроэнергии. И дальше нам приходится изобретать и где-то узнавать, что есть белорусы, которые могут поставить оборудование по сносной цене, а дальше договариваться с Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал энергетиками и убеждать их, что это оборудование не приведет к аварии и к сбою в их сетях. Меня интересует вопрос стандартизации, и не только проводов, генерирующих мощностей, но и всего типа или номенклатуры оборудования, которое в энергетике присутствует.

Плетнев. Одной из приоритетных задач нашего Института на перспективу сейчас записано – больше работать по части маркетинга, по части изучения рынков производителей для того, чтобы для наших потенциальных заказчиков максимально снизить затраты на строительство при надлежащем уровне надежности.

Перелыгин. Все-таки вы скрывали рыночную составляющую вашего Института.

Плетнев. Это не совсем так.

Перелыгин. Экспертное суждение. Стандарты лет на 10 и больше, запаздывают за правовыми нормами. Условно говоря, мы сейчас сталкиваемся с такой проблемой, что сейчас, если через Думу пройдет очередной закон, который регулирует строительную деятельность, то СНиП, ГОСТ и все, что было до этого, весь пакет технических стандартов окажется в противоречии с законодательством. И кто будет что делать, в этой ситуации, не очень понятно. Потому что лет 10 разрабатываются СНиП, нормы, и не принимаются, не проходят. При этом они ведомственные. Закон главенствующий.

В законе, техническая часть никак не видна. Юристы ее не видят, а ведомства, которые за это должны отвечать, не отвечают. Видимо, им такая мысль в голову не приходит. Поэтому нам навязывается европейская система стандартов ISO 9000.

Русские стандарты во многом лучше, были сделаны и ГОСТ и СНиП. Какова ситуация в вашей отрасли?

Рохинсон. Я понимаю. Это стандарты ISO 9000 стоят поперек горла, но сделать ничего нельзя. Сейчас сложилась такая политика, что предприятия, на которых не внедрена до конца, либо не находится в стадии внедрения система стандартов под ISO 9000, не получает лицензию. Без лицензии работать невозможно.

Алейник. Мне карельские энергетики говорили, что в связи с ожидаемым ростом цен на электроэнергию, поменяется ситуация в проектировании? Например, придется делать другое сечение проводов и те сети, которые есть сейчас, станут неэкономичными. Можете вы как-то к этому отнестись?

Плетнев. Я чего-то не понимаю, как сечение проводов относится к изменению тарифов на электроэнергию.

Алейник. Есть же потери. Они обусловлены конструкцией, да?

Плетнев. Есть, безусловно. Это сечение провода. Вы что, хотите заменять провода?

Алейник. Я не хочу. Просто говорю, что те проекты, стандарты проектирования, которые существуют сейчас, они рассчитаны на одни экономические реалии, на один уровень цен. Скажем, цены вырастают в три раза на электричество. Должны ли поменяться стандарты?

Плетнев. Я не знаю. Мы выбираем сечение проводов по экономической плотности тока или еще по каким-то техническим характеристикам, Рохинсон. Вы правы, надо менять правила в этой части. Если у нас 1 ампер на квадратный миллиметр, по правилам, по которым мы работаем, то за рубежом 0,6-0, ампера на квадратный миллиметр. В свое время, может быть, даже лет 20 тому назад были сделаны соответствующие разработки, на основании которых предлагалось Семинар «Существующее состояние и развитие ОЭС Северо-Запада до 2010 года и до 2030 года»

19.09.02 г., г. Санкт-Петербург, ЦСР «Северо-Запад», конференц-зал понизить электрическую плотность тока. Специально по заказу Кольской энергосистемы делали такую же работу. Однако, воз и ныне там. Мы вынуждены работать по тем правилам, которые были и которые есть. Этот вопрос довольно серьезный и правильный. Почему так было? Дефицит алюминия, а плата за электроэнергию была установлена государством.

Алейник. Всем спасибо.

Перелыгин. Спасибо, коллеги, за доклад. Мне было очень интересно. Поскольку предстоит с Вами сотрудничать. Нам, на самом деле, стали заказывать районные планировки опять. Так что, не все потеряно!