ВВЕДЕНИЕ

Постановка проблемы. Единство времени производства−потребления электроэнергии определяет формирование специфичных систем и энергетического пространства, что подразумевает морфологические, структурные, функциональные особенности и свойства энергетической системы, формирующие (наряду с другими звеньями инфраструктуры, расселения, частично производства) каркас социально-экономических систем разного масштаба и ранга. Иными словами, энергетическое пространство ‒ это энергетический каркас территориальной организации общества (Атаев, 2008). Территориальная организация общества практически совпадает с системой расселения (Ридевский, 2022, с. 14).

Географическое исследование структуры Единой энергосистемы СССР и особенно современной России не имеет обширной библиографии (Горлов, 2011; Хрущев, 2010). Анализ работ по теме показывает, что это сфера доминирующего интереса экономистов и энергетиков (Данилова, 2009; Корнюхова, 2013; Мелентьев, 1987; Подковальников и др., 2015; Проблемные …, 2005; Фомина, 2008; Чайка, 2013; Энергетика СССР …, 1987; и др.). С распадом СССР возникли вызовы единству энергетического пространства и одновременно предпосылки для новой интеграции. Отсюда объект исследования – структура Единой энергосистемы (ЕЭС) России в условиях трансформации постсоветского пространства. Цель настоящего исследования: выявление связности структурных частей ЕЭС России и ее постсоветских изменений.

Методика исследования. В работе используются традиционные методы исследования: картографический, статистический, элементы системного анализа. Преобладает географический анализ рангов отраслевого пространства: ЕЭС России и ее структурные части (объединенные энергосистемы). В основе выделения структурных частей лежит методика зонирования (Алаев, 1983). По критерию отсутствия связей для параллельной работы с иными системами выделена зона технологически изолированных (децентрализованных) энергосистем. По критерию возможности параллельной и синхронной работы (с общей частотой электротока) выделены еще две пространственные зоны.

Материалы исследования включают фактические данные ЕЭС России и ее филиалов. При отборе материала ставка делалась на первоисточники: отраслевая статистика, региональные схемы и программы развития, картографический материал и др. (по состоянию на 1 января 2021 г.). Использован понятийный аппарат отраслевого стандарта России¹¹.

Единая энергосистема – совокупность объединенных энергосистем, соединенных межсистемными связями, охватывающими значительную часть территории страны при общем управлении и режиме работы. Объединенная энергосистема – это совокупность нескольких энергосистем, объединенных общим режимом работы, имеющая общее диспетчерское управление. Изолированная энергосистема – не имеющая электросвязей для параллельной работы с другими энергосистемами. Межсистемная связь энергосистем – участок линии электропередачи, непосредственно соединяющий электростанции или подстанции разных энергосистем. Синхронная зона – совокупность синхронно работающих энергосистем генерирующего оборудования, имеющих общую частоту тока.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Единая энергосистема СССР формировалась как вертикально интегрированная система, что учитывало саму природу электроэнергии: время ее производства должно синхронно совпадать со временем потребления. Поэтому под централизованным управлением были сосредоточены все функциональные цепочки: производство, передача, сбыт и потребление электроэнергии (Энергетика СССР …, 1987).

Единая энергосистема СССР была одной из крупнейших в мире (1989 г.): установленная мощность электростанций – 341 ГВт; производство электроэнергии –1722 млрд кВт ч; длина линий электропередач 35–800 кВ почти 1025 тыс. км (Народное …, 1989). Структурно ЕЭС Советского Союза состояла из 11 объединенных энергосистем: Северо-Запада, Центра, Юга, Поволжья, Северного Кавказа, Урала, Сибири, Дальнего Востока, Северного Казахстана, Средней Азии и Закавказья (Мелентьев, 1987).

Концентрация производства оставалась важнейшим направлением развития электроэнергетики Советского Союза (Хрущев, 2010, с. 98), что обрекало энергосистемы на наращивание протяженных электросетей. Здесь показательны результаты сравнительного анализа факторов развития энергосистем в СССР и США. В Советском Союзе наблюдалось хроническое отставание темпов ввода сетей от требований развития зональных энергосистем, а фактором формирования их конфигурации являлось размещение крупных электростанций. В США широкое распространение получила практика строительства средних электростанций с узкой операционной зоной обслуживания (Файбисевич, Зейлигер, 1990).

Конфигурация ЕЭС СССР позволяла связать в параллельной и синхронной работе энергосистемы стран восточной и южной Европы (через Украину и Белоруссию). В 1962 г. была создана энергосистема “Мир” в рамках Совета экономической взаимопомощи (СЭВ): СССР, Болгария, Польша, Венгрия, Румыния, Чехословакия, ГДР. Таким образом, к началу 1990-х годов границы западноевропейских энергетических объединений и их сетевых комплексов вплотную приблизились к оперативным границам функционирования ЕЭС СССР и энергосистемы “Мир”. Возникли объективные предпосылки для согласованной работы с Трансъевропейским объединением энергосистем (TESIS), что позволяло прогнозировать усиление межгосударственных связей в западном направлении (Бондаренко и др., 1991; Central-European …, 1990; Central-European …, 1991; Situation …, 1990).

Анализ конфигурации ЕЭС СССР подтверждал перспективность расширения отраслевой интеграции и в Азии. Из Советского Союза осуществлялось электроснабжение части потребителей в Китае и Монголии. На юге энергосистема советского Закавказья вышла к границам Турции и Ирана, а энергосистема Средней Азии граничила с Афганистаном. Сложившиеся предпосылки таили в себе масштабные возможности для расширения интеграции. Уже в постсоветский период обсуждался проект энергетического кольца (РЕАСЕ): Россия–Япония–Южная Корея– КНДР–Китай–Россия (Подковальников и др., 2015; Проблемные …, 2005, с. 211–214; Энергетика XXI века …, 2004).

После распада СССР из новых государств синхронную работу смогли обеспечить только энергосистемы России, Украины, Белоруссии, стран Балтии. В 1992 г. страны-бывшие члены СЭВ вышли из энергосистемы “Мир”, сохранив параллельную работу в рамках нового объединения стран Восточной Европы (CENTRAL). В 1995 г. они, опираясь на иностранные кредиты, начали реконструкцию национальной энергетики, и в 1999 г. CENTRAL была включена на параллельную работу с Западно-Европейской энергосистемой (UCPTE). В 2009 г. электроэнергетические комплексы 36 стран интегрировались в более масштабную общеевропейскую энергосистему ENTSО-E²².

ЕЭС России. После распада СССР началась реформа электроэнергетики России. В 1992 г. было организовано РАО “ЕЭС России” в форме естественной монополии на рынке производства, передачи и сбыта электроэнергии. Региональные энергосистемы также начали процесс акционирования³³. В 2002 г. дан старт новому этапу реформы, его суть заключалась в создании множества компаний по функциональному признаку: сетевые, генерирующие, сбытовые. Важной задачей реформы было формирование Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности, началась консолидация магистральных сетей в уставном фонде Федеральной сетевой компании (Данилова, 2009).

После отраслевой реформы наглядно проявились новые тенденции в пространственной организации электроэнергетики России: территориальный принцип был заменен на доминирующий принцип консолидации финансовых потоков (Горлов, 2011). Реформа не создала достаточные условия для решения ключевой задачи ‒ создания конкурентного рынка электроэнергии и мощности (Корнюхова, 2013).

В 2008 г. РАО “ЕЭС России” прекратил свое существование. Сегодня электроэнергетика страны функционирует по схеме: конкурентная среда (генерация и сбыт)–частная собственность; диспетчеризация, передача (транспорт)–естественная монополия ОАО “Системный оператор ЕЭС России” (“СО ЕЭС России”).

На 1 января 2021 г. установленная мощность электростанций ЕЭС России составляла 245.3 ГВт (880 станций единичной мощностью минимум 5 МВт), производство электроэнергии – более 1047 млрд кВт ч. Сетевое хозяйство – свыше 490 тыс. км линий электропередач (110–750 кВ). Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Азербайджана, Белоруссии, Грузии, Казахстана, Монголии, Украины и стран Балтии. Параллельно через Казахстан работают энергосистемы Центральной Азии (Киргизия, Узбекистан), а через Украину – Молдавии. Россия имеет связь с Абхазией и Южной Осетией. Через вставки постоянного тока осуществляется переток электроэнергии в Китай, Норвегию и Финляндию⁴⁴. Структурно ЕЭС России состоит из 71 региональной энергосистемы и семи объединенных энергосистем (ОЭС): Северо-Запада, Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири и Востока. Каждая ОЭС имеет свои особенности локализации, содержания и структуры (Фомина, 2008). ОЭС имеют межсистемную связь, работают параллельно и образуют две специфичные зоны (по частоте тока). С учетом зоны изолированных энергосистем ЕЭС России включает три структурные части (рис. 1, табл. 1).

Зона изолированных энергосистем России почти совпадает с районами Крайнего Севера, в том числе в европейской части страны (Бердин и др., 2017; Иванов и др., 2021; Корчак, 2017; Орлов, 2022; Чайка, 2013). По территориально-технологическим и экономическим причинам четыре субъекта полностью изолированы от ЕЭС России: Камчатский край, Сахалинская и Магаданская области, Чукотский автономный округ. Частично к этой зоне относятся и отдельные районы Республики Саха (Якутия). Это огромные территории с экстремальными природно-климатическими условиями, где по причине удаленности и слабой доступности представлена очаговая структура расселения (0.37 чел./км²). В 2020 г. объем производства в зоне составил 10.6 млрд кВт ч, а потребление ‒ 10.4 млрд кВт ч⁵⁵.

Перспективы развития зоны изолированных энергосистем связаны с включением автономных энергетических районов на параллельную работу с ОЭС Востока. Так, в 2019 г. ряд районов Якутии вошли в состав Единой энергосистемы (впервые с 1980 г.)⁶⁶.

Первая синхронная зона ЕЭС России. ОЭС Северо-Запада включает 10 субъектов (12.8 млн чел.). Здесь высока доля крупных ТЭС и АЭС (87% мощности), потенциал гидроэнергетики недостаточен для регулирования нагрузки (12.5%). Поэтому ГРЭС работают в неэффективном режиме, отсюда низкий коэффициент использования установленной мощности ‒ 38%. Регулирование нагрузки Северо-Запада достигается извне за счет транзита мощности, сальдо отрицательное (–14.154 млрд кВт ч). Серьезным дефектом несвязности Северо-Запада является Калининградская область (Атаев, 2018). Регион не имеет связи с ЕЭС России, в политике стран-соседей (Польша, страны Балтии) доминируют меры блокады. Не поддержан и вариант работы в составе ENTSО-E. Поэтому с 2014 г. ОАО “Янтарьэнерго” развивается как самодостаточная система, но она не отнесена к изолированной зоне из-за наличия сетевой связи с энергосистемой Литвы (см. рис. 1). Слабым звеном Северо-Запада являются протяженные сети, не выражена связь с Уралом (ЛЭП-220 кВ).

Объединенная энергосистема Центра включает 19 субъектов (40.4 млн чел.). Центр страны перенасыщен ГРЭС и АЭС (96.5% мощности). Потенциал гидроэнергетики не достаточен для регулирования нагрузки (3.5%). Поэтому ГРЭС вынуждены работать неэффективно, коэффициент использования мощности ‒ 36.6%. Значимость Центра определяет широкие связи по обмену электроэнергией (+9.129 млрд кВт ч). Наибольшие объемы поступают из ОЭС Северо-Запада (+9.895 млрд кВт ч), актуально сооружение новой цепи ЛЭП-750 кВ. Требует решения и проблема укрепления связности ОЭС Центра и Юга (в наличии ЛЭП-500 кВ, по две линии 110–220 кВ). Недостаточно усилена широтная межсистемная связь по линии Центр‒Урал.

Объединенная энергосистема Средней Волги включает 9 субъектов (19.5 млн чел.). Для энергосистемы характерна высокая доля гидроэнергетики Волжско-Камского каскада (25.6% мощности). Потенциал ГЭС позволяет обеспечить перетоки электроэнергией, централизовано регулировать нагрузку объединенных энергосистем Центра, Юга, Урала и Казахстана (сальдо –4.81 млрд кВт ч). ОЭС обеспечивает реверсный транзит электроэнергии по линии Центр‒Урал‒ Сибирь (запад–восток).

Объединенная энергосистема Юга включает 15 субъектов (26.5 млн чел.). В структуре электропотребления самая большая доля коммунально-бытовой нагрузки и самая большая доля генерации на основе возобновляемых источников энергии (32% мощности с учетом потенциала ГЭС). Потенциал гидроэнергетики используeтся как сезонный регулятор нагрузки других энергосистем. В результате ГЭС не загружены, коэффициент использования мощности – 38.8%. Наблюдается отрицательное сальдо обмена электроэнергией (‒2.18 млрд кВт ч): наибольший с Украиной (отдает) и Средней Волги (получает). Связь между ОЭС Юга и Средней Волги слабая по пропускной способности (ЛЭП-500 кВ “Балаковская АЭС–Трубная”; ЛЭП-220 кВ “Балашовская– Хопер”, четыре ЛЭП-110 кВ). Доминирование связи Центр–Юг по территории Украины получило развитие еще в рамках СССР, что тогда имело географическое, техническое и экономическое основание. Сегодня это серьезный дефект несвязности ЕЭС России. В СССР Украина была основным “коридором” экспорта электроэнергии в Европу (через энергосистему “Мир”). На постсоветском пространстве Украина занимала второе место по отраслевому потенциалу: мощность свыше 54 ГВт, объем производства более 170 млрд кВт ч/год. Пропускная способность межсистемной связи Украины со странами Евросоюза была ниже, чем с Россией (Украiна …, 2003).

Отношения между Россией и Украиной усложнились, усилилась стагнация отраслевых связей, наметилась ориентация Украины на Евросоюз. С 2003 г. юго-запад Украины (“Бурштынский энергостров”, 600 МВт) был отделен и синхронизирован с энергетикой Словакии (в составе общеевропейской системы ENTSО-E). Украина предпринимает меры для приведения своей энергетики в соответствие с требованиями ENTSО-E, строит магистральные ЛЭП 400–750 кВ в обход Молдавии и Приднестровья⁷⁷. К началу 2022 г. созданы условия для изоляции Украины от ЕЭС России и интеграции с ENTSО-E в 2023 г.⁸⁸

Такое развитие событий имеет следствием снижение устойчивости всего европейского сегмента ЕЭС России. Высоки риски потери выхода к Приднестровью, Молдавии, юго-западной части ENTSО-E, возникает угроза связности между ОЭС Центра и Юга России. Поэтому актуальны капиталоемкие сетевые проекты в обход Украины.

Объединенная энергосистема Урала включает 11 субъектов (24.6 млн чел.). По мощности и объему производства это самая крупная энергосистема России (ТЭС ‒ 93%). Крупные ГРЭС и АЭС работают в базовой нагрузке энергосистемы, это наиболее эффективный режим эксплуатации для этого класса электростанций. Коэффициент использования установленной мощности для АЭС ‒ 83%, ГРЭС ‒ 49%. Таким образом, ГРЭС не выполняют функцию регулятора нагрузки. Урал имеет большую долю парогазовых и газотурбинных установки (ПГУ и ГТУ). Этот маневренный потенциал выступает регулятором нагрузки энергосистемы, где минимальна доля ГЭС (3.58%).

Для энергосистемы Урала характерна сложная многокольцевая сеть и развитый межсистемный обмен электроэнергией с ОЭС Казахстана, Центра, Средней Волги, Северо-Запада и Сибири (сальдо –0.445 млрд кВт ч). Проблемное звено ОЭС Урала –слабая связь с ОЭС Северо-Запада (ЛЭП-220 кВ “Летка–Мураши”). Кроме того, слабая связь наблюдается по линии Урал–Сибирь (ЛЭП-500 кВ, четыре ЛЭП-220 кВ и три ЛЭП-110 кВ).

Основная связь между ОЭС Урала и Сибири проходит по территории Казахстана. Такой конфигурационный вариант был реализован в СССР в рамках единого государства. Еще в 1980-е годы предполагалось усиление связи строительством ЛЭП-1150 кВ: Итат–Барнаул–Экибастуз–Челябинск. Не завершено сооружение и электросети сверхвысокого напряжения Экибастуз–Тамбов (1500 кВ). Возможное изменение геополитической ориентации Казахстана может продуцировать крайне негативные последствия для устойчивости ЕЭС России.

С целью укрепления целостности ЕЭС России в 2015 г. была введена в эксплуатацию ЛЭП-500 кВ “Витязь (Тюмень)–Восход (Омск)”. Магистраль соединила ОЭС Урала и Сибири по территории России, не считая еще трех ЛЭП-110 кВ⁹⁹. Межсистемная связь Урал–Сибирь в 2016 г. была усилена двухцепной ЛЭП-220 кВ Нижневартовская ГРЭС–Советско-Соснинская подстанция¹⁰¹⁰. В результате уменьшилась зависимость от транзита через Казахстан. Сегодня объем обмена электроэнергией между энергосистемами Урала и Сибири (сравнительно с транзитом через Казахстан) соотносится как 1.0 : 1.5 (см. рис. 1). Дальнейшее усиление сетевой связи нивелирует проблему.

Объединенная энергосистема Сибири включает 12 регионов страны (19.0 млн чел.). Энергосистема занимает третье место в ЕЭС России по установленной мощности электростанций (53.1 ГВт). Из них 1/2 – это доля мощных ГЭС Ангаро-Енисейского каскада (26.5 ГВт). Коэффициент использования мощности ГЭС – 53%. Сибирский каскад функционально ориентирован на работу в базисе нагрузке, чем принципиально отличается от ГЭС в Европейской части страны (регуляторы нагрузки). Сибирские ГЭС обеспечивают генерацию дешевой электроэнергии для нужд цветной металлургии. Поэтому каскад гидроэлектростанций не может использоваться для регулирования нагрузки крупных энергосистем европейского сегмента ЕЭС России, перенасыщенного мощными ТЭС и АЭС.

Протяженные транзитные сети – слабое место ОЭС Сибири. Серьезным дефектом является слабая связь с Уралом по России (см. выше). Особенностью ОЭС Сибири является узкий спектр межсистемных связей (Казахстан, Монголия, ОЭС Урала и Востока), при высоком объеме перетока электроэнергии (+2.355 млрд кВт ч). Связь с Монголией обеспечивает две ЛЭП-220 кВ. В случае расширения интеграции и роста объема поставок этого потенциала недостаточно. Связь с ОЭС Востока почти отсутствует.

Вторая синхронная зона ЕЭС России включает одну ОЭС Востока в составе 5 регионов страны (5.1 млн чел.). В структуре мощностей наблюдается относительное равенство между ТЭС – 58.5% и ГЭС – 41.5%. Показатели коэффициента использования мощности почти равнозначны (ТЭС – 47.4%, ГЭС – 41.8%). Производительность гидроэлектростанций потенциально выше, но лимитирована учетом интересов речного судоходства (Зейская ГЭС и Бурейская ГЭС). Энергосистема Востока имеет узкий спектр связей (Сибирь, Китай). Обмен с энергосистемой Сибири незначителен (всего 145 млн кВт ч), а сальдо с Китаем закрывается отрицательно (–3.06 млрд кВт ч).

ОЭС Востока не участвует в параллельной работе с первой зоной ЕЭС России. Слабая связь “запирает” мощности, что имеет негативные следствия в случае сбоя (аварии). Связь ОЭС Сибири и Востока представлена двумя магистралями. Первая тяговая ЛЭП-220 кВ идет вдоль Транссибирской железной дороги (северный транзит, 2000 км): тяговая ПС Якурим 500 кВ‒ ПС Таксимо 220 кВ‒Нерюнгринская ГРЭС. Вторая тяговая ЛЭП-220 кВ проходит вдоль Байкало-Амурской магистрали (южный транзит, 2000 км): Читинская ТЭЦ-1‒ПС Холбон‒вторичная отпайка от ПС Могоча‒ПС Сковородино 500 кВ¹¹¹¹. Исходя из функционального назначения, обе тяговые сети крайне слабы для обеспечения межсистемной связи энергосистем Сибири и Востока. Необходимо сооружение минимум двухцепной ЛЭП-500 кВ для параллельной работы зон ЕЭС России.

ВЫВОДЫ

Единая энергосистема СССР была перспективна для международной интеграции. Но она не была достроена и не стала функционально единой и делилась на три части: зона изолированных энергосистем, европейская и восточная зона. После распада страны началось дробление ЕЭС СССР, до четверти потенциала осталась за рубежами России. Возникли новые вызовы единству энергического пространства и одновременно предпосылки для новой интеграции.

ЕЭС России унаследовала деление на три части. Зона изоляции не претерпела изменений. Перспективы ее развития связаны с включением энергорайонов на параллельную работу с ОЭС Востока. В восточном сегменте ЕЭС России обострилась проблема связности Сибирь–Восток (нужны новые ЛЭП 500 кВ). Актуальность проблемы может усилится при реанимации проекта интеграционного кольца (РЕАСЕ): Россия– КНДР–Китай.

Серьезные структурные трансформации произошли в европейской части ЕЭС по контуру новообразованных границ. Калининградская область – это эксклав России. В результате “Янтарьэнерго” работает как автономное образование, потенциально перспективное для интеграции с общеевропейской энергосистемой.

Устойчивость европейского сегмента ЕЭС России зависит от транзита по Украине. В связи с усложнением отношений между странами неизбежен рост рисков: снижение связности ЕЭС России, потеря выхода к Молдавии (Приднестровью) и юго-западному сегменту европейской энергосистемы. Крайне актуальны сетевые проекты в обход Украины. Связь между ОЭС Урала и Сибири проходит по Казахстану. В случае изменения политики Казахстана снизится связность по линии Урал‒Сибирь, высоки риски потери выхода в Центральную Азию. Усиление сетевой связи по России уже снизило зависимость от казахстанского транзита.