Если посмотреть на структуру установленных мощностей энергетики Юга России, то хорошо видно, что она состоит из двух неравных частей. Одна часть – это мощные теплоэлектростанции, находящиеся в равнинной части, а вторая часть - гидростанции, находящиеся в горах Кавказа. Такое сочетание, в принципе, должно быть очень эффективным – недостатки одного типа станций компенсируются достоинствами другого типа, и наоборот.
Скажем, у ТЭС есть определенные технологические особенности – ее турбины нельзя быстро запустить и быстро остановить, так как требуется время до доведения пара до нужного давления; поэтому после запуска они работают непрерывно круглыми сутками. Гидростанции же легко меняют объем выработки, так как подобного рода ограничений у них нет. Соответственно, при возникновении пиковых нагрузок ГЭС могут увеличивать выработку, дополняя выработку ТЭС, а при падении нагрузки ее снизить, оставляя часть водостока в водохранилищах для использования при появлении следующих пиковых нагрузок.
Однако на Северном Кавказе, несмотря на выгодное сочетание тепловых и гидростанций, использовать эту схему взаимодействия не получается. Таяние снегов в горах весной приводит к резкому увеличению водного потока и росту нагрузки на турбины станций, что поднимает выработку электричества как раз тогда, когда удлинившийся световой день снижает ее потребление. При этом направить часть избыточного потока в водохранилища, к сожалению, невозможно, потому что в отличие от равнинных станций, далеко не у всех горных ГЭС они есть. Поэтому горные ГЭС вынуждены сбрасывать избыток воды горных рек весной через обходные туннели, а осенью и зимой работать не на полную мощность.
Проблемы с использованием энергии горных ГЭС вводят местные энергосистемы в дополнительные расходы. Для покрытия внутрисуточных колебаний спроса местным энергосистемам приходится покупать энергию станций, расположенных в других регионах страны, и оплачивать расходы по передаче энергии на дальние расстояния. Для обеспечения осенне-зимнего спроса потребителей требуется вводить в эксплуатацию часть энергоблоков на теплостанциях, а весной выводить их из эксплуатации, что, естественно, не может не сказаться на эффективности их работы.
Эта асинхронность работы тепловых и гидростанций хорошо заметна на примере Дагестана, где в летние месяцы возникает профицит электроэнергии – превышение производства над потреблением составляет 40%, ну а в зимние месяцы профицит сменяется дефицитом – потребление начинает превышать производство на те же 40%.
Проблема с рассогласованностью пиков производства и потребления электроэнергии далеко не единственная. Поскольку энергосистема Северного Кавказа создавалась в течение длительного периода времени – с начала 30-х годов прошлого века, то и сопутствующее хозяйство – прежде всего, линии электропередач и понижающие подстанции, - были сориентированы на мощности производителей и потребителей соответствующих лет. Поэтому набор ЛЭП и трансформаторных подстанций по своим пропускным возможностям является неоднородным, что сдерживает возможности более полного использования установленных мощностей крупных станций.
В результате несоответствия мощностей генерации и пропускной способности сетевого хозяйства для покрытия сезонного дефицита энергосистема Северного Кавказа вынуждена покупать энергию на оптовом рынке, хотя могла бы обеспечивать внутреннее потребление только за счет своих станций.
Кроме низкой пропускной способности, электросетевое хозяйство региона так же страдает от больших сверхнормативных потерь энергии при ее передаче по сетям.
Норматив потерь электроэнергии устанавливается отдельно для каждой энергоснабжающей организации, поэтому, строго говоря, называть его «нормативом» нельзя; тем более, что этот «норматив» для энергосистем Северного Кавказа очень сильно отличается от оптимального (4%-6%) и нормального (10%-12%) размера потерь в сети. Так, например, самый низкий норматив потерь существует у Северо-Осетинского филиала МРСК Северного Кавказа – около 10%, что соответствует его нормальному значению. Но, вот, у других филиалов норматив потерь зашкаливает – у Дагестанского он составляет 21%, у Чеченского - 23%, у Ингушского филиала - 24%.
Реальный же размер потерь в сетях в нормативы не укладывается. Фактические потери, к сожалению, могут быть гораздо выше нормативных. И если у того же Северо-Осетинского филиала фактические потери чуть меньше нормы, то у Чеченского филиала потери составляют 54% (!), у Ингушского – 36%, у Дагестанского филиала – 29%.
Единственное, что может здесь утешить – это низкий уровень потребления электричества в этих энергосистемах. Объем потребления на Северном Кавказе составляет 2,2% от общероссийского (23 млрд. кВт-ч.), и из этих 2,2% на Ставропольский край (где потери в норме) приходится 40%, на Дагестан – 24%, и на остальные республики – 36%.
Причины, по которым происходят потери в сетях, бывают разными, их сводят к двум основным группам - технические и коммерческие. Технические потери возникают при передаче энергии – потери тем больше, чем больше расстояние, на которое передается энергия, чем ниже напряжение в сети и чем больше энергии потребляют электрические подстанции. Кроме того, на потери влияет структура покупателей – если это домохозяйства и бытовые организации с небольшими объемами потребления, то они тоже значительно увеличивают потери.
Коммерческие потери возникают из-за погрешностей работы измерительной аппаратуры, погрешностей в расчетах при выставлении счетов потребителям энергии (разница между расчетным потреблением и потреблением по счетчикам), воровства электроэнергии и наличия большого количества «бесхозных» потребителей (которые тоже, по сути дела, занимаются воровством).
На Северном Кавказе слабо развит производственный сектор и поэтому большая часть потребления электричества приходится на бытовой сектор. Население потребляет 25% энергии, предприятия ЖКХ – 6%, бюджетные организации – 8%. То есть, на коммунально-бытовой и бюджетный сектор приходится почти 40% потребления электроэнергии, а вот на промышленность - только 21%.
Подобная структура спроса в очень сильной степени влияет на степень оплаты поставок электроэнергии. Небогатое население не имеет нужного количества денежных средств, чтобы оплатить электроэнергию по полному тарифу, поэтому платит с сильными задержками или вообще не платит. При этом нет достаточного количества крупных промышленных предприятий, платежи которых могли бы гарантировать более или менее устойчивое финансовое положение энергетики, вне зависимости от платежей населения. Поэтому финансы энергетиков зависят только от платежей населения, а оно, увы, слабо платежеспособно.
Так, физико-географическая и социально-экономическая специфика макрорегиона во многом предопределяет его энергетические проблемы. И если первое относится к числу констант, то работу со вторым можно считать управленческой задачей.
