Это как езда без запасного колеса. Жакып Хайрушев о том, что показал блэкаут в Казахстане

Массовое отключение электроэнергии в середине августа вновь обнажило проблему устойчивости энергосистемы Казахстана. Без света остались потребители Алматы и ряда регионов страны. Позже Министерство энергетики сообщило, что возмущение в объединённой энергосистеме Центральной Азии началось после отключения двух энергоблоков Токтогульской ГЭС в Кыргызстане. Окончательные причины и обстоятельства аварии должна установить государственная комиссия.

Власти при этом положительно оценили работу казахстанской противоаварийной автоматики. По словам министра энергетики Ерлана Аккенженова, системному оператору удалось восстановить энергосистему примерно за 2,5 часа. Однако сам глава ведомства признал, что в системе остаются проблемы, над которыми предстоит работать.

Новые подробности аварии озвучили и в KEGOC. По данным компании, для предотвращения масштабных отключений требовалось около 600 МВт нагрузки, подключённой к системе автоматического ограничения нагрузки (САОН), тогда как фактически было предусмотрено около 300 МВт. Одновременно три действующие линии электропередачи 500 кВ, обеспечивающие транзит между севером и югом страны, работают практически на пределе. Для усиления этого направления KEGOC рассматривает строительство новой линии постоянного тока.

На этом фоне перед Казахстаном стоит более широкий вопрос: достаточно ли стране просто строить новые электростанции и линии или энергосистеме необходим принципиально больший запас мощности? Тем более что потребление продолжает расти, юг страны остаётся зависимым от перетоков, а впереди – подключение новых промышленных предприятий, дата-центров и других крупных потребителей.

Informburo.kz поговорил об этом с Жакыпом Хайрушевым – управляющим директором НПП РК "Атамекен", председателем Общественного совета при Министерстве энергетики РК, заслуженным энергетиком.

– Жакып Галиевич, Казахстан хорошо справился с внешней аварией или блэкаут всё-таки показал слабые места нашей энергосистемы?

– Я бы здесь не ставил вопрос так: либо мы хорошо справились, либо у нас есть проблемы. На самом деле произошло и то, и другое. Да, первоначальное возмущение пришло извне. Отключились два агрегата Токтогульской ГЭС, возник серьёзный дисбаланс. Наша автоматика отработала чётко, система не развалилась, персонал достаточно быстро её восстановил. Это факт, и работу системного оператора здесь надо оценивать положительно.

Но есть и второй факт. Мы потеряли очень большой объём нагрузки, Южная зона отделилась, были массовые отключения. Значит, авария показала, где у нас тонко. Поэтому я бы сказал по-другому. Причина аварии могла быть внешней, но способность выдержать такую аварию зависит уже от состояния нашей энергосистемы.

И вот здесь нам есть над чем работать.

– После крупной аварии 2022 года вы говорили, что противоаварийная автоматика сработала правильно. Что изменилось за четыре года? Система стала устойчивее?

– В 2022 году я действительно говорил, что автоматика тогда сработала правильно. И сейчас от своих слов не отказываюсь.

Вообще люди иногда неправильно понимают работу противоаварийной автоматики. Если автоматика кого-то отключила, это ещё не значит, что она плохо сработала. Иногда она именно для этого и существует. Лучше отключить часть нагрузки, чем потерять всю энергосистему.

Что изменилось за четыре года? Начали строить новую генерацию, усиливать сети, появился целый ряд крупных проектов. Это плюс. Но за эти же четыре года выросло потребление. Появляются новые предприятия, города растут, летом резко увеличивается нагрузка из-за кондиционеров. Поэтому нельзя сказать, что мы построили несколько объектов и теперь можем успокоиться. Система стала сильнее. Но и нагрузка на неё стала больше.

– В KEGOC заявили, что 14 августа требовалось 600 МВт САОН, тогда как предусмотрено было около 300 МВт. Что это означает на практике?

– Вот это, на мой взгляд, один из самых важных выводов после аварии.

Если совсем простыми словами, автоматике нужно было очень быстро убрать из системы примерно 600 МВт нагрузки, чтобы остановить развитие аварии. А подготовлено под такое автоматическое отключение было около 300 МВт.

То есть масштабы события оказались больше, чем возможности действующей схемы.

Конечно, речь не идёт о том, что автоматика должна наугад отключить полгорода. Есть заранее определённые потребители и узлы, которые можно отключить в аварийной ситуации. Критически важные объекты, больницы, системы жизнеобеспечения должны быть максимально защищены.

Теперь после 14 августа нужно спокойно пересчитать эти схемы. Почему 300 МВт оказалось недостаточно? Где необходимо 600? Какие нагрузки должны участвовать? Как быстро должна срабатывать автоматика? На все эти вопросы ответит госкомиссия.

Но я бы не хотел, чтобы весь разговор сводился только к тому, кого ещё можно отключить. Наша задача – иметь достаточно быстрого резерва, чтобы в подобных ситуациях система могла сама подхватить потерянную мощность.

– Казахстан работает параллельно с энергосистемами России и Центральной Азии. Где заканчиваются нормальные перетоки и начинается зависимость от импорта?

– Сам импорт электроэнергии я вообще не считаю проблемой.

Мы работаем параллельно с Россией и энергосистемой Центральной Азии. Сегодня переток идёт в одну сторону, завтра в другую. Это нормальная работа большой объединённой энергосистемы.

Вопрос в другом. Если в часы максимального потребления мы заранее понимаем, что без импорта свой баланс не складывается, это уже дефицит собственной мощности. Вот здесь проходит граница.

Сегодня Казахстан уже близок к тому, чтобы обеспечивать себя электроэнергией по годовому объёму. Но в отдельные часы максимума собственной располагаемой мощности и необходимого резерва нам пока не хватает.

Особенно это чувствуется на юге.

– Так хватает Казахстану сегодня собственной генерации или нет?

– Смотря что считать. Можно открыть статистику установленной мощности и сказать: у нас всё нормально. Но установленная мощность сама по себе мало о чём говорит. Какой-то блок находится в ремонте, какой-то ограничен по техническому состоянию, где-то не хватает газа.

Поэтому смотреть надо на располагаемую мощность в конкретный час. На 2026 год прогнозируется максимальная нагрузка порядка 18,5 ГВт и располагаемая мощность около 18,8 ГВт. Кажется, что всё хорошо, есть примерно 300 МВт сверху.

Но энергосистема так работать не должна. Это практически езда без запасного колеса. Нам нужен ещё резерв примерно 3,5 ГВт на аварийные отключения блоков, изменение нагрузки и другие непредвиденные ситуации. И если учитывать этот резерв, дефицит мощности получается уже более 3 ГВт.

Поэтому я бы сегодня говорил не столько о дефиците киловатт-часов, сколько о дефиците надёжной мощности и резерва. Это гораздо точнее описывает нашу ситуацию.

– Получается, у Казахстана теперь не один, а два сложных периода – зимний и летний пики потребления?

– Я думаю, мы к этому уже пришли. Раньше мы в основном боялись зимы. Морозы, отопление, максимум нагрузки. Поэтому вся подготовка энергетиков традиционно строилась вокруг ОЗП.

Но посмотрите, что происходит летом. Температура плюс 35, плюс 40, кондиционеры работают практически везде. Алматы, Шымкент, Туркестан, Астана тоже всё больше потребляют летом.

И есть ещё один неприятный момент. Летом как раз идёт ремонтная кампания на электростанциях. Часть оборудования выводят в ремонт перед зимой. 

Получается довольно сложная комбинация: потребление выросло, а часть генерации находится в ремонте. Поэтому, думаю, нам уже надо планировать энергосистему с пониманием, что напряжённых сезонов теперь два.

– KEGOC говорит, что три линии 500 кВ Север – Юг уже работают практически на пределе. Насколько это серьёзная проблема?

– Очень серьёзная. Юг потребляет всё больше, а значительная часть электроэнергии приходит туда с севера. И если глава KEGOC говорит, что существующий транзит работает практически на пределе, к этому надо относиться серьёзно.

Допустим, у нас есть свободные 500 МВт где-нибудь на севере. Это ещё не означает, что мы можем просто взять и передать их в Алматы или Шымкент. У любой линии есть предел пропускной способности.

А дальше возникает ещё один вопрос. Система должна выдержать потерю одного крупного элемента без развала режима.

Поэтому нельзя доводить ситуацию до того, когда в нормальном режиме линия уже загружена почти полностью, а при отключении соседней линии передавать мощность просто некуда.

– Может быть, тогда достаточно построить новые линии Север – Юг?

– Нет. Одними сетями эту проблему не решить. Конечно, транзит Север – Юг надо усиливать. Проекты KEGOC абсолютно необходимы. В перспективе обсуждается и гораздо более мощный транзит постоянного тока.

Но югу нужна и собственная генерация. Посмотрите на цифры. Потребление Южной зоны в максимуме уже идёт примерно к 5 ГВт, а собственной генерации там значительно меньше. Разницу всё равно приходится откуда-то передавать.

Поэтому Туркестанская ПГУ, Алматинские ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3, Кызылординская ПГУ имеют очень большое значение. Причём югу нужна не просто генерация, а прежде всего маневренная. Такая, которая может быстро поднять мощность, когда это необходимо системе.

– Власти говорят, что в ближайшие годы Казахстан может выйти на профицит электроэнергии. Насколько реалистичен такой прогноз?

– Я бы осторожнее обращался со словом "профицит". Да, если посмотреть прогноз производства и потребления, через несколько лет у нас действительно должен появиться избыток электроэнергии.

Но давайте зададим другой вопрос. А резерв есть? 

Например, по прогнозу на 2029 год располагаемая мощность должна составить около 25 ГВт при максимальной нагрузке порядка 21,6 ГВт. Казалось бы, прекрасный профицит.

Но системе требуется ещё более 4 ГВт резерва. И когда мы его учитываем, этого профицита уже практически нет. Поэтому можно иметь профицит электроэнергии за год и одновременно испытывать нехватку мощности в конкретный час.

Плюс никто не гарантирует, что потребление будет расти строго по сегодняшнему прогнозу. Один крупный металлургический завод или дата-центр может добавить сотни мегаватт. Так что я бы пока профицит не делил. Сначала его надо получить.

– В 2022 году вы говорили о необходимости как минимум 1000 МВт маневренной генерации. За четыре года мы её получили?

– Наконец-то начали получать. Кызылординская ПГУ уже введена. Строятся Туркестанская ПГУ, новые мощности на Алматинских ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3. Это уже совсем другая ситуация по сравнению с 2022 годом.

Но есть один нюанс. В 2022 году я говорил о 1000 МВт исходя из тогдашнего состояния системы. Сейчас потребление выросло, ВИЭ стало больше. Соответственно, выросла и потребность в регулировании.

По официальному прогнозу, в 2026 году требуется уже более 2 ГВт регулировочной мощности, а к 2030 году – более 3 ГВт. Поэтому сегодня разговор уже не о тысяче мегаватт.

И ещё важно понимать: маневренность определяется не табличкой на электростанции. Станция должна реально уметь быстро набирать и сбрасывать мощность, участвовать в регулировании частоты, АРЧМ. Вот это нам сейчас особенно нужно.

– Какую проблему в таком случае решит строительство АЭС?

– В первую очередь АЭС даст нам большую и стабильную базовую генерацию на десятилетия. У нас стареет угольная генерация. Её нельзя эксплуатировать бесконечно. Одновременно растёт потребление. Поэтому АЭС будет и замещать часть старых мощностей, и покрывать новый спрос.

Но есть простая вещь. АЭС не появится завтра. А электроэнергия нужна сегодня, завтра, в 2027-м, 2028-м, 2030 году.

Поэтому ждать АЭС как решения всех текущих проблем нельзя. До её ввода нам всё равно нужны новые газовые станции, угольные мощности, гидроэнергетика, ВИЭ с накопителями и модернизация существующих станций. АЭС должна стать важнейшей частью энергосистемы. Но не единственной.

– А чем тогда балансировать одновременно АЭС и растущую долю ВИЭ?

– Вот здесь как раз нужна маневренная генерация. АЭС хорошо работает в базе. Солнце и ветер дают нам дешёвую электроэнергию, но зависят от погоды. А кто-то должен постоянно держать баланс между производством и потреблением.

Это могут быть ГЭС, ПГУ, газотурбинные станции, накопители. В перспективе – ГАЭС. Плюс управление спросом. Газ здесь действительно очень удобен. Газовая станция может достаточно быстро менять нагрузку. Но появляется другой вопрос: где взять газ?

Мы одновременно газифицируем население, развиваем промышленность, нефтегазохимию и строим новые газовые электростанции. Поэтому нельзя сначала построить несколько крупных ПГУ, а потом выяснять, хватит ли им топлива.

Газовая генерация должна развиваться вместе с добычей газа и газотранспортной инфраструктурой.

– Не получится ли так, что мы построим электростанции, а следующим слабым местом окажутся сети?

– Такой риск есть. За последние годы инвестиции в сети выросли. Это видно. Началась большая работа по модернизации. Но износ, который копился десятилетиями, невозможно убрать за несколько лет. Причём обычно мы говорим о больших линиях KEGOC. А потребитель получает электричество через совсем другие сети: 110, 35, 10, 0,4 кВ. Через районные подстанции, городские сети.

Можно построить новую электростанцию на тысячу мегаватт. Но если городская подстанция больше не принимает нагрузку, потребителю от этих дополнительных мегаватт легче не станет.

Поэтому генерацию и сети нельзя планировать отдельно друг от друга.

– Насколько серьёзной нагрузкой для энергосистемы станут дата-центры, искусственный интеллект и майнинг?

– Я бы здесь не создавал впечатление, что завтра искусственный интеллект съест всю электроэнергию Казахстана. Основной рост пока всё-таки дают города, население, промышленность, новые предприятия.

Особенность дата-центров в другом. Это очень концентрированная и практически круглосуточная нагрузка. Один крупный объект может потреблять 100, 200, 300 МВт. А несколько таких проектов уже становятся заметными для всей энергосистемы.

Поэтому я считаю правильной модель, когда крупные дата-центры приходят со своей генерацией, накопителями и сами оплачивают необходимое усиление сетей. Но здесь тоже нельзя заниматься самообманом. Допустим, ЦОД построил собственную станцию на 300 МВт, но остался подключён к ЕЭС. Что произойдёт, если эта станция аварийно отключится? Он мгновенно захочет взять эти 300 МВт из общей сети.

Значит, кто-то должен держать для него резерв. Поэтому полностью вывести такой объект из энергобаланса можно только при действительно изолированной работе. Во всех остальных случаях его влияние на энергосистему остаётся, и он должен оплачивать соответствующие системные услуги.

– Если потребление будет расти быстрее, чем Казахстан успевает вводить новую генерацию, что потребители почувствуют первым?

– Не думаю, что первым обязательно будет блэкаут. Сначала увеличится импорт в часы максимума. Потом в отдельных регионах начнут возникать проблемы с подключением новых крупных потребителей. Вам будут говорить: мощность есть, но подключить вас сейчас технически невозможно.

Дальше возникает вопрос стоимости. Новая генерация, новые сети, резервы, накопители – всё это стоит денег. А уже при сочетании нескольких факторов – высокой нагрузки, ремонта оборудования, нехватки резерва и крупной аварии – возникает риск серьёзных отключений.

Если сравнивать с 2022 годом, я считаю, что мы всё-таки стали двигаться в правильном направлении. Начали строить маневренную генерацию, усиливать Южную зону, соединять Запад с ЕЭС, модернизировать сети.

Но работа ещё далека от завершения. И авария 14 августа это хорошо показала. Для меня главный вывод вообще не в том, кто был виноват: Кыргызстан, Казахстан или кто-то ещё. Для энергетика главный вопрос другой. Если завтра энергосистема внезапно потеряет 500 или 600 МВт, сможем ли мы пройти это событие без массового отключения потребителей?

Вот если ответ будет уверенно "да", тогда можно будет говорить, что система действительно стала устойчивой.