Проблема старения электросетевого комплекса России

«Энергетическая стратегия РФ на период до 2035 года» (утверждена Распоряжением Правительства РФ № 1523-р от 9 июня 2020 г.) в качестве целевых показателей решения задач электроэнергетики предполагает поэтапное снижение индексов средней продолжительности (SAIDI) и средней частоты (SAIFI) отключений. Так, индекс SAIDI  к 2024 г. должен снизиться в 2,46 раза от уровня 2018 г. – с 8,7 часа до 3,53 часа, а к 2035 г. — в 3,9 раза — до 2,23 часа. Также запланировано и снижение индекса средней частоты отключений с 2,3 ед. в 2018 г. до 1,17 ед. к 2024 г. (в 1,96 раза) и 0,85 ед. к 2035 г. (в 2,7 раза).

Важнейшую роль в обеспечении надежного функционирования электросетевого комплекса играет техническое состояние оборудования подстанций и ЛЭП, в частности, уровень их физического износа. Контроль показателей технического состояния объектов электроэнергетики (трансформаторов 110 кВ, 220 кВ и выше; ЛЭП 35 кВ, ЛЭП 110 кВ, 220 кВ и выше) выполняет Минэнерго РФ на основе данных, предоставленных электросетевыми компаниями.

По итогам 2019 г. Минэнерго в целом оценивало техническое состояние электросетей РФ (данные предоставили 496 сетевых компаний) как «очень хорошее» (показатель физического износа <0,15[1]). При этом отмечалось, что среди групп основного оборудования и ЛЭП в наилучшем техническом состоянии (наименьший износ) находятся трансформаторы 220 кВ и выше, в наихудшем (наибольший износ) – ЛЭП 35 кВ.

Среди компаний с наименьшим износом оборудования названы АО «РЭС», ООО «ПЭС-НК», ООО «КАМАЗ-энерго», ООО «ИЖЭК», ООО «ГПП», АО «РСК Ямала» (Износ = 0,01). Неудовлетворительный уровень физического износа фиксировался в МУП «ПТЖКХ  «Городского округа Рефтинский», ООО «РСО», ООО «Охинские электрические сети» (Износ 0,5 ≤ и < 0,75).

На балансе большинства распределительных сетевых компаний находятся объекты разных классов напряжения, при этом доля ТП и ЛЭП 0,4-20 кВ, как правило, весьма внушительна. К примеру, Архангельский филиал ПАО «МРСК Северо-Запада» обслуживает 2912 км ВЛ-110 кВ и 18930 км ВЛ-0,4-20 кВ, филиал «Пензаэнерго» ПАО «Россети Волга» — 2485 км ВЛ-110 кВ и 27095 км ВЛ-0,4-20 кВ, филиал «Свердловэнерго» ОАО «МРСК Урала» — 9789 км ВЛ-35-110 кВ и 29716 км ВЛ-0,4-20 кВ (здесь и далее все данные приводятся по итогам 2019 г).

И если износ сетей ВН и СН 1 так или иначе отслеживает Минэнерго РФ, то техническое состояние объектов НН и СН 2 – это целиком зона самоконтроля сетевой организации.

С одной стороны, любая компания заинтересована в поддержании электросетей в нормативном техническом состоянии, поскольку физический износ оборудования увеличивает риски нарушений и отключений и связанного с ними недоотпуска электроэнергии потребителям, т.е. чреват прямыми денежными потерями, с другой – ни одна компания не обладает достаточными финансовыми ресурсами для масштабного, и тем более полного обновления электросетевого хозяйства.

О техническом состоянии оборудования сетевая компания обязана оповещать потребителей в рамках «Стандарта раскрытия информации субъектами оптового и розничного рынков электрической энергии» (Постановление Правительства РФ от 21.01. 2004 г. N 24). По Стандарту раскрытию подлежит не индекс физического износа – показатель, по которому Минэнерго отслеживает состояние сетей высоких классов напряжения, а доля оборудования (всех классов напряжения), выработавшего нормативный ресурс эксплуатации (устанавливается производителем). Другими словами, если индекс износа – это качественный показатель, то доля  энергообъектов, отработавших нормативный срок – количественный, способный, тем не менее, проиллюстрировать степень старости-новизны сетевого комплекса.

Как же обстоят дела с обновлением электросетей в различных регионах РФ?

В Центральной России (зона присутствия 11 территориальных филиалов крупнейшей межрегиональной сетевой компании — ПАО «МРСК Центра») электросети старее всего в Смоленской области. На конец 2019 г. доля отработавшего нормативный срок эксплуатации оборудования и ЛЭП всех классов напряжения в Смоленском филиале ПАО «МРСК Центра» достигла 79,81%. Не многим лучше обстояли дела и в других филиалах компании: на Брянщине этот показатель — 78,70%, в Тверской области – 77,58%, Орловщине – 77,44%, Курской области – 77,20%,  Костромской – 76,94%, Тамбовщине – 76,38%, Воронежской области – 71,68%, Ярославской – 71,45%, Липецкой – 68,37%. Чуть новее сети только в Белгородской области, где показатель составил 60,2%.

В целом гораздо новее электросети в части Центральной России и Приволжья – зоне ответственности 8 региональных филиалов ПАО «МРСК Центра и Привольжья».

Новее всего сети в филиале «Тулэнерго», где доля объектов со сверхнормативной эксплуатацией составляет 24,37%, а старее – в «Мариэнерго» (39,63%). Между этими границами располагаются показатели остальных филиалов компании: «Удмуртэнего» — 25,83%, «Кировэнерго» — 26,61%, «Калугаэнерго» — 27,01%, «Владимирэнерго» — 29,99%, «Рязаньэнерго» — 32,05%, «Ивэнерго» — 34,12%.

Интересно отметить, что в «Рейтинге субъектов электросетей по уровню износа», рассчитанного Минэнерго РФ по итогам 2019 г., ПАО «МРСК Центра и Привольжья» и  ПАО «МРСК Центра» находятся на соседних позициях с одинаковым показателем 0,19 (оценка – «хороший»), при том, что доля сверхнормативно эксплуатируемых объектов в МРСК Центра в 2 с лишним раза больше, чем в МРСК Центра и Приволжья. На самом деле уровень технического состояния компаний близок только в части объектов ВН и СН 1, попадающих в мониторинг Минэнерго, но разнится в два с лишним раза, если учитывать нормативный срок службы оборудования и ЛЭП всех классов напряжения.

В ПАО «Россети Московский регион» доля оборудования, выработавшего нормативный срок службы, больше, чем в ПАО «МРСК Центра и Приволжья», но меньше, чем в ПАО «МРСК Центра»: эксплуатируются сверхнормативно 51,2% трансформаторов и коммутационных аппаратов и 53,6% ЛЭП.

На Северо-Западе России (в зоне ответственности ПАО «МРСК Северо-Запада») доля старого оборудования и ЛЭП меньше других в Коми (52,38%) и Карелии (оборудование -55,27%,  ЛЭП- 64,44%). Старее электросети в Архангельской (67,91%), Новогородской (71,62%) и Мурманской (подстанционное — 81,51%, ЛЭП — 59,36%) областях.

В Поволжье (зона ответственности 7 региональных филиалов ПАО «Россети Волга») новее энергообъекты в Саратовских (доля оборудования и ЛЭП со сверхнормативным сроком службы — 26,48% и 20,54%) и Самарских распределительных сетях (36,20% и 21,82%). Заметно старее сети в «Чувашэнего» (60,08% и 40,84%) и «Мордовэнерго» (69,99% и 63,60%). Еще больше доля сверхнормативно эксплуатируемого оборудования и ЛЭП в «Пензаэнерго» (79,4% и 49,90%), Ульяновских распределительных сетях (70,90% и 59,67%), «Оренбургэнерго» (71,27% и 72,94%).

На Урале (в распредсетях, принадлежащих ОАО «МРСК Урала») доля изношенного оборудования и ЛЭП больше всего в Свердловской области – 72,80% и 54,4%. Немного новее сети в Пермской (58,95% и 55,09%) и Челябинской областях (60,83% и 57,97%).

В Сибири (большая часть сетевого комплекса контролируется ПАО «Россети Сибирь») наименее изношены сети в Горном Алтае (47%) и Тыве (48%). Доля отработавшего нормативный срок оборудования и ЛЭП больше в Хакасии (54%), Кузбассе (66%) и Забайкалье (66%), еще больше – в Алтайском (70%) и Красноярском (70%) краях, Омской области (71%). Старее всего электросетевые объекты в Бурятии (79%).

На Дальнем Востоке (Хабаровский и Приморский край, Амурская область, Южная Якутия, Еврейская автономная область – территория присутствия АО «ДРСК») доля оборудования и ЛЭП, выработавших нормативный срок эксплуатации, составляет 67%.

Анализ изменений доли изношенных электросетей в крупнейших компаниях свидетельствует, что никакого хоть сколько-нибудь значительного обновления в обозримом будущем не предвидится. Например, по итогам 2019 года 9 из 11 филиалов ПАО «МРСК Центра» демонстрировали нулевую или положительную (1-2%) динамику увеличения доли старых сетей. За тот же период ПАО «Россети Московский регион» увеличили долю оборудования, отработавшего нормативный срок эксплуатации, на 5,8%, а ЛЭП – на 3,5%.

Радикальное и масштабное обновление – это скорее исключение, чем правило, и оно всегда носит локальный характер. Так, в 2019 году Архангельский филиал ПАО «МРСК Северо-Запада» снизил долю устаревших силовых трансформаторов 6-20 кВ на 22% (с 74% до 52%) и выключателей 6-20 кВ на 4% (с 74% до 70%), но параллельно увеличил долю сверхнормативно эксплуатируемых ВЛ-0,4 кВ на 7% (с 29% до 36%), ВЛ-6-20 кВ  — на 4% (с 47% до 51%).

Инвестиционная программа любой сетевой компании включает затраты на ремонт, реконструкцию и модернизацию оборудования, т. е. комплекс мероприятий, направленных на обновление энергообъектов. Так, почти половина (49%) 5-летней (2020-2024 гг.) инвестпрограммы ПАО «Россети» объемом 1,127 трлн руб нацелена на модернизацию основных фондов. Но приведет ли реализация этой программы (как и подобных программ многих других компаний) к весомому снижению доли оборудования и ЛЭП, выработавших нормативный ресурс? По всей видимости, нет.

Приоритеты поддержания сетей в нормативном техническом состоянии – и на уровне Минэнерго РФ, и на уровне отдельных компаний – четко расставлены прежде всего в отношении объектов ВН и СН 1. Такой подход, безусловно, снижает риски масштабных аварий и отключений по причине износа сетей. С другой стороны, ставка делается на повышение эффективности управления электросетями за счет внедрения комплекса цифровых технологий и решений (к примеру, в ПАО «Россети» разработана «Концепция цифровой трансформации-2030»). Стратегия цифровизации вкупе с тактикой «латания дыр» (не тотального, а локального обновления сетей) по расчетам Правительства РФ, Минэнерго и крупных сетевых компаний способны обеспечить кратное увеличение надежности электроснабжения к 2035 г. Но цифровизация сама по себе не решает проблемы старения оборудования, и если в целом снижает, то отнюдь не исключает риски аварийности по причине износа. Не трудно предположить, что, прежде всего, в зону риска попадают отдаленные (преимущественно – сельские) территории с обветшалой электросетевой инфраструктурой, куда цифровизация придет в последнюю очередь, если придет вообще.

Но в этом вопросе есть еще один важнейший аспект, связанный с удовлетворенностью потребителей качеством услуг сетевых организаций.

Энергостратегия-2035 задает высокую планку индикативных показателей надежности (SAIDI и SAIFI), но в оценке качества услуг сетевой компании по передаче электроэнергии («Стандарт раскрытия информации субъектами оптовых и розничных рынков электроэнергии») наряду с ними фигурируют также SAIDI,план и SAIFI,план (показатели средней продолжительности и средней частоты прекращений передачи электроэнергии, связанных с проведением ремонтных работ на объектах электросетевого хозяйства). Качество услуг по передаче электроэнергии оценивается не только по продолжительности и частоте аварийных отключений, но и по перерывам электроснабжения из-за плановых ремонтов. Чем больше на балансе сетевой организации старого оборудования, тем чаще требуется ремонт и тем больше он отнимает времени. К примеру, в 2019 г. аварийная и плановая продолжительность отключений электроэнергии в филиале «Пензаэнерго» ПАО «Россети Волга» отличалась более чем в 10 раз (SAIDI= 0,8685,  SAIDI,план =11,9303); в филиале «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Привольжья» — более чем в 3 раза (SAIDI= 3,01945,  SAIDI,план =9,60982); в ОАО «МРСК Урала» — в 15,4 раза (SAIDI=1,09990, SAIDI,план=16,94848).

Ставка на кратное улучшение показателей надежности при отсутствии целевых ориентиров снижения доли сверхнормативно эксплуатируемого оборудования и ЛЭП отнюдь не гарантирует кратного же роста качества услуги по передаче электроэнергии – ни для отдельной компании, ни для сетевого комплекса в целом.

Проблема старения оборудования была и остается одним из серьезнейших рисков для бесперебойной и надежной работы электросетевого комплекса РФ, а также уровня удовлетворенности потребителей качеством услуг, предоставляемых сетевыми организациями.

Текст: Петр Аристов, «ЭнергоНьюс»

P.S. Точка зрения автора может не совпадать с мнением редакции. «ЭнергоНьюс» приглашает все заинтересованные стороны (сетевые компании, экспертное сообщество, профильные госструктуры) высказаться о проблеме старения электросетей и возможных путях ее решения. Пожелания, предложения, мнения, комментарии, материалы можно присылать по эл. адресу: info@energo-news.ru.