Лучше строить станции, нежели линии – диспетчер KEGOC

Передавать электроэнергию на дальние расстояния с точки зрения экономики не совсем верно, считает директор филиала национального диспетчерского центра оператора энергосистемы Ералы Шинасилов.

Энергосистема Казахстана готовится к зиме в контексте продолжающегося энергодефицита и нарастающей генерации ВИЭ. О специфике её нынешней работы и текущих вызовах inbusiness.kz переговорил в интервью с директором филиала национального диспетчерского центра системного оператора KEGOC Ералы Шинасиловым.

– Ералы Турсубекович, сейчас очень большая тема – это ВИЭ. Для KEGOC это проблема, потому что они очень непостоянны, c ними возникают вопросы с точки зрения балансировки. Недавно было сообщение, что Азиатский банк развития даст грант на полмиллиона долларов на адаптацию ВИЭ в энергосистеме. Кто будет эти деньги осваивать – KEGOC или минэнерго?

Ералы Шинасилов

– Между компанией KEGOC и Азиатским банком развития (АБР) заключен меморандум о взаимопонимании в сентябре 2024 года, в рамках которого АБР выделил грант на реализацию совместно разработанной дорожной карты по повышению гибкости энергосистемы Казахстана. Срок реализации – 2024-2027 гг. В реализации дорожной карты примут участие не только KEGOC и АБР, но и министерство энергетики РК, ТОО "РФЦ", АО "КОРЭМ", Qazaq Green Power.

Дорожная карта предусматривает мероприятия по повышению точности прогнозирования генерации ВИЭ, увеличение гибкости энергосистемы за счёт максимального использования возможностей существующих электростанций, вовлечение в регулирование дисбалансов потребителей. Кроме того, будут также рассмотрены вопросы тарифного регулирования.

– Что Вы можете сказать про большие гигаваттные проекты ВИЭ с зарубежными компаниями – TotalEnergies, Masdar, Acwa, China Power?

– Эти проекты учтены в семилетнем прогнозном балансе и после реализации внесут свой вклад в "озеленение" нашей выработки электроэнергии. Необходимо отметить, что гигаваттные проекты ВИЭ будут оказывать значительное влияние на энергосистему, это связано как с погрешностями прогноза выработки, так и с существующим дефицитом регулирующих мощностей. Поэтому одно из требований системного оператора – оснащение проектов ВИЭ системами хранения энергии требуемых мощности и емкости, которые будут подключены к автоматике регулирования частоты и мощности (АРЧМ) АО KEGOC.

Системы хранения энергии на базе аккумуляторов – ещё не изученный для Казахстана способ регулирования дисбалансов в энергосистеме. Есть как свои особенности в эксплуатации, так и вопросы окупаемости. Как вариант, можно окупить затраты на строительство накопителей через рынок мощности либо через продажу электроэнергии на балансирующем рынке. Или же продажа электроэнергии на оптовом рынке, если государство поддержит соответствующий тариф, который в течение определенного времени вернет инвестиции.

– У вас такого требования не будет, что, условно, у ветроэлектростанций мощностью выше 20 МВт будут установлены накопители?

– Мы считаем, что требование оснащения объектов ВИЭ накопителями должно быть для всех видов ВИЭ, поскольку в энергосистеме Казахстана дефицит регулирующих мощностей.

– Даже если 5 МВт?

– Даже если 5 МВт. Потому что с точки зрения управления энергосистемой сто проектов по 5 МВт – это крупный источник нестабильной генерации, который необходимо регулировать для обеспечения бесперебойного энергоснабжения потребителей.

– Сейчас есть почти 3 ГВт установленной мощности ВИЭ. Если располагаемой "зеленой" мощности через пять лет у нас будет 3-4 ГВт примерно, то как их будут балансировать – за счёт новых парогазовых установок (ПГУ) на юге?

– Я думаю, после того, как установленная мощность ВИЭ в Казахстане превысит 5 ГВт, программа развития будет скорректирована. Это связано с тем, что каждый проект ВИЭ требует строительства маневренных регулирующих мощностей, будь то быстродействующая газовая генерация – это, во-первых, очень дорого, во-вторых, возникает вопрос газообеспечения станций. Аккумуляторные технологии тоже не дешевые.

Без строительства маневренных источников регулирования мы придём к тому, что ВИЭ будут создавать серьёзные проблемы с устойчивостью энергосистемы из-за нестабильной выработки в разрезе суток и даже часа. Это создает риски возникновения нарушений в работе энергосистемы с отключением потребителей.

Здесь можно вспомнить случай в Испании, когда из-за отклонений выработки ВИЭ вся энергосистема просто полностью погасла. Были также проблемы в Калифорнии, где более 25% ВИЭ от всей генерации. Так как Калифорния потребляет порядка 50 ГВт, им приходилось перед вечерним максимумом или перед тем, когда ветер начинает останавливаться, а это как раз на смене суток происходит, покупать до 17 ГВт электроэнергии от внешних энергосистем, чтобы заместить резкое снижение генерации ВИЭ, поскольку в Калифорнии в основном солнечные электростанции. Кроме того, энергетикам приходилось пускать на два-три часа свои пиковые газовые турбины, что делало электроэнергию ещё дороже. Поэтому и цена складывается очень дорогой – около 50 центов за кВт*ч.

– Насколько я понимаю, когда у нас ВИЭ перестают работать, российский импорт балансировать начинает и увеличивается?

– Нестабильная выработка электроэнергии электростанциями на ВИЭ создает дополнительные дисбалансы в энергосистеме Казахстана, которые компенсируются в том числе за счёт непланового перетока электроэнергии из энергосистемы России.

– Какие объёмы примерно заходят?

– Объёмы неплановой электроэнергии сильно различаются в течение года, месяца, суток, поскольку имеют разные причины. Одним из случаев является нестабильная генерация ВИЭ. Ещё случаи – это когда не хватает собственной генерации, например, по причине аварийного выбытия оборудования на электростанциях в течение операционных суток либо неправильного планирования своего режима со стороны потребителей. В этих случаях перетоки мощности из РФ пиково могут достигать 1500-2000 МВт.

Третий случай – это когда мы готовимся к осенне-зимнему периоду (ОЗП), то есть в межотопительный период, и все электростанции начинают готовиться к зиме, то очень много оборудования выводится в плановые ремонты. На этот период приходится самый большой пик импорта электроэнергии, причём мы импортируем в плановом порядке. Так, если в январе-мае текущего года покупка электроэнергии единым закупщиком из РФ составляла около 45-75 млн кВт*ч ежемесячно, то в июне-сентябре импорт увеличился до величины около 240-380 млн кВт*ч. При этом необходимо отметить, что ежемесячное потребление ЕЭС (единая энергосистема. – Прим.) Казахстана в январе-сентябре составляло порядка 9-11 млрд кВт*ч.

– То, что случилось летом на юге России, – это как-то повлияло на западную зону энергосистемы Казахстана? Перетоки были какие-либо в сторону РФ?

– Нет, ситуация в энергосистеме РФ не влияет на наши режимы. Единственный раз, когда такое влияние было, – это в 2009 году, когда произошла авария на Саяно-Шушенской ГЭС. До аварии из Сибири через сеть Казахстана мы пропускали электроэнергию на Урал – где-то порядка 2 ГВт. Потом, когда Саяно-Шушенская ГЭС остановилась, переток развернулся в направлении Сибири, в обратную сторону, на 4 ГВт изменилась мощность.

– Сколько сейчас в энергосистеме Казахстана располагаемая мощность, если смотреть на зиму?

– Ожидаемая генерация электростанций с учетом аварийности на электростанциях в декабре составит около 16 ГВт при потреблении около 17,5 ГВт. Дефицит объёмом около 1,5 ГВт планируется покрывать за счёт импортной электроэнергии. При этом установленная мощность всех электростанций Казахстана порядка 24,6 ГВт.

Причин разрыва между установленной и ожидаемой генерацией множество. Например, отсутствие топлива в необходимом объёме на Жамбылской ГРЭС, которая работает на газе. В результате станция при наличии 6 энергоблоков может работать только 4 блоками. То есть, грубо говоря, из 1200 МВт установленной мощности доступно 400-600 МВт.

Ещё пример – Иртышский каскад ГЭС, он ограничен по водным режимам, которые задает бассейновая инспекция. Как только установился лёд, воду выше льда сливать нельзя – затопит все, снесет все дамбы и населённые пункты оставит под водой. Поэтому водные режимы очень строго контролируются Иртышской бассейно-водной инспекцией. На каскаде три ГЭС в общей сложности мощностью около 2 ГВт. Это Бухтарминская ГЭС – 700 МВт, Шульбинская ГЭС – 700 МВт и Усть-Каменогорская ГЭС – порядка 350 МВт. Но на 100% эта генерация недоступна большую часть года.

Та же самая проблема по Капшагайской ГЭС – там тоже становится лёд, по нему воду сливать нельзя, а летом, наоборот, из-за поливов больших расходов делать нельзя. То есть если все эти требования к станциям считать, то у нас из 24,6 ГВт установленной мощности доступно порядка 16 ГВт.

- Сейчас как идёт, потребление всё-таки больше, чем производство?

- В октябре уже начался осенне-зимний период (ОЗП), потребление уже порядка 15 ГВт. При этом генерация 14 ГВт. Но это произошло примерно неделю назад (интервью состоялось в конце октября – прим.), у нас вышли из капитальных ремонтов блоки на Экибастузской ГРЭС-2, потом на Экибастузской ГРЭС-1. Но ремонты на электростанциях продолжаются. В том числе после завершения модернизации мы ожидаем включение в работу энергоблока №1 на Экибастузской ГРЭС-1, ориентировочно в декабре.

- У нас сдвинули стрелки часов. Так понимаю, что если часовые пояса разные, то растягивается пик нагрузки. Сейчас, получается, если всю страну в один час перевели, то пик стал более напряженным?

- Мы анализируем потребление каждый день, и какого-то значительного изменения в характере потребления мы не увидели. Скорей всего, это связано с тем, что у нас население стало просыпаться на час раньше и на час раньше ложиться спать. За счёт этого нивелируется этот эффект в бытовом потреблении.

- Во сколько у нас пики вечером?

- Сейчас в 19 часов, через месяц уже будет в 18 часов пик начинаться и заканчиваться где-нибудь в 22 часа.

- В Астане уже в пять темно. Вы раньше уже начинаете энергосистему готовить?

- Конечно же, пик начинается где-то ориентировочно с 16:30 и пока идёт набор станций. Но у нас же в основном угольные станции, они маломаневренные.

- Почему угольные станции жалуются, что вы заставляете их маневрировать?

- Возможно, такие жалобы были до перехода на модель рынка единого закупщика (запущенного в июле 2023 года – прим.). Тогда для исключения перегрузов сети, аварийных ситуаций, при больших отклонениях на границе с Россией, мы вынуждены были маневрировать электростанциями, в том числе, крупными угольными блоками.

В настоящее время Экибастузская ГРЭС-1 и Аксуская ГРЭС (ЕЭК) на основании решения собственников и в соответствии с заключёнными договорами, подключены к автоматике регулирования частоты и мощности системного оператора (АРЧМ), которая в автоматическом режиме управляет частью генерации в объёме выделенного резерва на этих электростанциях, с целью компенсации дисбалансов в ЕЭС Казахстана. Жалоб со стороны электростанций по работе в режиме маневрирования небольшой долей генерации в АО "KEGOC" не поступало, более того, работа в составе АРЧМ электростанциям экономически выгодна.

Электростанции, не подключенные к АРЧМ, в соответствии с правилами балансирующего рынка, обязаны участвовать в регулировании дисбалансов путём подачи и, при активации, выполнения своих заявок как на загрузку, так и на разгрузку.

- Работает энергокольцо с южными соседями. Таджикистан, кажется, не подсоединился ещё?

- С июня месяца таджикская энергосистема вошла в параллельную работу с ОЭС Центральной Азии.

- Сейчас узбеки понастроили много мощностей. У нас решится вопрос энергодефицита на юге благодаря обмену с ними электроэнергией?

- Я думаю, решение вопроса энергодефицита в строительстве своих электростанций, это и гигаваттные проекты ВИЭ, и новые энергоблоки на Экибастузских ГРЭС, новая газовая генерация на юге Казахстана.

- Будет усиление южной сети. Это даёт нам возможность отгородиться от энергокольца Средней Азии?

- В южной энергетической зоне ЕЭС Казахстана ежегодно растёт потребление. Так, с начала текущего года рост составил 4,8%. Реализация проекта усиления южной зоны позволит усилить надежность работы туркестанского, жамбылского, кызылординского энергоузлов. Кроме того, на юге Казахстана в перспективе планируется строительство как традиционной генерации (ПГУ-1000 Туркестан, ПГУ-250 Кызылорда, ПГУ-450 Шымкент), так и крупные проекты генерации на ВИЭ. Проект строительства ВЛ-500 кВ Шу-Жамбыл-Шымкент также обеспечит надежность работы данных перспективных проектов развития генерации.

- По западной зоне усиление произошло, увеличилась пропускная способность. Больше с ЗКО пошла передача или с России?

- Вообще, проблемы на западе начались года два-три назад, когда увеличилась аварийность на электростанциях МАЭК. И очень вовремя построили новую линию. В периоды максимальных нагрузок, характерных для западных регионов Казахстана (декабрь-январь, июнь-август), линии электропередачи на транзите 220 кВ Уральск – Атырау – Мангыстау были полностью загружены. Таким образом, успешно реализованный проект АО "KEGOC" по усилению западной зоны ЕЭС Казахстана позволил полностью удовлетворить потребности потребителей и исключить необходимость ввода ограничений в периоды пикового потребления.

- Новая линия через Жезказган в Кызылорду намечается?

- Данный проект имеется в планах развития Национальной электрической сети. Сроки реализации и его параметры будут определены на последующих этапах проектирования.

- Что касается линии постоянного тока "Север-Юг" – читал в Интернете, что если АЭС будет через 10-15 лет, то она не будет нужна. Это так?

- Если АЭС будут строиться, то блоки будут крупными, минимум 1000 МВт. Чем крупнее блок, тем сильнее динамическое воздействие на энергосистему при его аварийном отключении. К тому же в части надежности схемы присоединения АЭС к энергосистеме, требования должны быть жестче. Одним из вариантов обеспечения надежности может быть строительство линии постоянного тока "Север-Юг", что позволит управлять режимом перетоков мощности в нормальных и аварийных режимах и за счёт этого обеспечить для АЭС надёжную выдачу мощности.

- Есть же две линии "Север-Юг", потом ещё одна идёт через восток Казахстана. Может из Семея протянуть ещё одну?

- Сегодня пропускная способность транзита "Север-Восток-Юг" полностью исчерпана. Перетоки мощности достигают своих максимально допустимых значений. Усиление транзита требует рассмотрения различных вопросов как техники, так и экономики, и будут рассматриваться в соответствующих проектах.

- Зачем строить линии, почему просто генерацию на месте не построить?

- Хороший вопрос, лично я, как диспетчер, всегда говорил: лучше строить станции, чем линии.

- Почему у нас нет линии электропередачи в Китай? Россияне туда экспортируют. Говорят, что чем больше энергосистема связана с другими, тем она более стабильна.

- Во-первых, на такие большие расстояния можно передавать электроэнергию только линиями постоянного тока. Во-вторых, это повышает надежность, можно обмениваться своими избытками электроэнергии – там же разные часовые пояса. Они восточнее, у них максимум начинается раньше, мы можем свои избытки туда загнать, потом по мере продвижения максимума нагрузок к нам, мы можем у них забирать и дальше в Европу, если, конечно, будет избыточная энергия.

- Такой проект Silk Road Super Grid, кажется, назывался, обсуждался несколько лет назад.

- Такая идея была. Китай – это единственная страна, которая использует линии постоянного тока мощностью 12 ГВт – это соизмеримо с потреблением всего Казахстана.

- Я хотел спросить ещё про потребление металлургических заводов на фоне падения цен на металлы. Кроме того, у нас новый медеплавильный комбинат Kaz Minerals в Актогае намечается – на это будет электроэнергия или новые линии будут протянуты? Помните, третью линию "Север-Юг" тянули в том числе для второй очереди Актогайской обогатительной фабрики.

- По-хорошему, для них надо строить станции. Этого вполне достаточно. Обычно станции строят там, где есть центр потребления, тогда меньше потерь при передаче электроэнергии, а это главный показатель в энергосистеме. Во-первых, и устойчивость больше, во-вторых, потерь меньше.

Мы не заметили изменения потребления металлургических заводов. Кроме "Казфосфата", но там не выплавка металла, а химическое производство. У них сейчас идёт небольшое уменьшение, но насколько я знаю, они готовятся к включению, то есть у них двухкратное увеличение мощности ожидается –будут увеличивать потребление до 400 МВт, если не ошибаюсь.

- По транзиту электроэнергии из РФ в Среднюю Азию можете рассказать?

- Кыргызстан заключал договор с "Интер РАО", потому что у него были маловодные годы. Нашей электроэнергии им не хватало. Если вы в курсе, то кыргызская энергосистема каждый год покупает от 3 до 3,5 млрд кВтч, чтобы обеспечить нас водой. Из которых порядка 2 млрд кВтч поставляет Узбекистан и Туркменистан и где-то 1,5 млрд кВтч Казахстан и Российская Федерация. С начала текущего года транзит электроэнергии из России в Кыргызстан составил порядка 250 млн. кВтч.

- В Узбекистан не идёт электроэнергия через Казахстан?

- Узбекистан от нас и России по крайней мере последние 20 лет не брал электроэнергию. У них там своих станций очень много.

- У них уже профицит там получается?

- Профицит, но они ограничены топливом. У них ограничивается газ в планах по генерации на 5-10 лет, под это делается баланс газа – больше, чем дают газ, они не могут потреблять, хотя генераторы есть.

- У них тоже есть большие проекты ВИЭ. Насколько будет стабильна их система, если с нами будет тоже завязана – как на нас это может повлиять?

- Мы уже об этом говорили. Если мы будем работать параллельно и не нарушать условия параллельной работы, не создавать проблем друг другу – это всегда надежно.

- По электрификации железной дороги – это вас касается или это какие-то отдельные электросети?

- Нет, у КТЖ свои подстанции, при этом линии электропередачи, снабжающие эти подстанции, на балансе АО "KEGOC".

- В Костанайской области пишут, что не хватает электроэнергии.

- В Костанайской области одна-единственная электростанция – Рудненская ТЭЦ, которая обеспечивает электроэнергией Соколовско-Сарбайское горно-обогатительное производственное объединение (ССГПО). Помимо этого, они ещё из Павлодарской области берут электроэнергию, Аксуская ГРЭС тоже входит в промышленную группу (Евразийской Группы, куда входит ССГПО – прим.), а также Шымкентская ТЭЦ-3 ("3-Энергоорталык" – прим.).

- Они с Шымкента тоже берут?

- Ну как, баланс электроэнергии – он неявный. То есть шымкентская электроэнергия, которая вырабатывается для ССГПО, физически остается в Шымкенте, естественно. А та, которая должна попасть бытовым потребителям северного Казахстана – она уходит туда, в Актобе и ССГПО.

- В чем смысл объединения северной зоны с западной зоной? Не знаю, будут ли объединяться ещё южная с западной…

- В рамках проекта "Объединение энергосистемы Западного Казахстана с ЕЭС Казахстана" рассматривается строительство линии электропередачи, соединяющей западную зону с основной частью ЕЭС Казахстана. В результате будет обеспечено вовлечение западной зоны в общий энергобаланс страны и в целом повышена надежность электроснабжения потребителей западной зоны. В рамках проекта предусматривается строительство ВЛ 500кВ Карабатан – Ульке протяженностью порядка 600 км.

- Там же будут вроде новые мощности — МАЭК будет увеличиваться, Карабатан расти, скорей всего, на АНПЗ будет установка, ВИЭ будет в Мангистау.

- Есть планы строительства новой генерации. На АНПЗ будет новая генерация, на KPI будут строить новую генерацию, будут строить ВИЭ. По примеру юга или севера Казахстана это все может не сбыться по ряду причин. Скажем, того же газа нет, в Казахстане дефицит газа.

- У нас есть Карачаганакское месторождение – надо его на газ переориентировать, а не нефть, как сейчас. В итоге будут ли проводки по этой ЛЭП, соединяющей запад и север, или просто будет стоять эта сеть? Как она будет отбиваться?

- Она строится для надежности. Потому что мы в 2021-2022 годах имели проблемы с западной зоной. А там работают очень важные для Казахстана заводы – добывающие, перерабатывающие, химическая промышленность. Для того, чтобы обеспечить надежность и вообще объединить Казахстан своими проводами, не вокруг, через РФ или Узбекистан, а своими – идея эта, конечно, очень правильная. Но передавать электроэнергию на дальние расстояния с точки зрения экономики не совсем верно.

- По ней будут происходить поставки постоянно или в случае аварий?

— Вот только именно в случае аварии будет поставляться. За счёт этого будет достигаться экономика и надежность обеспечиваться, то есть не на постоянной основе туда электроэнергию передавать. Или, наоборот, если на западе будет избыток генерирующей мощности, то это все будет уходить на север Казахстана, где сейчас уже не хватает электроэнергии.

- На севере Казахстана? Северо-Казахстанская область?

- В северную зону энергосистемы Казахстана входит Костанайская область, Актюбинская, Акмолинская, Павлодарская, Карагандинская, Абайская и ВКО.

- Говорят, что майнеры большую часть электроэнергию потребляют в Казахстане, чуть ли не 20%. Это правда, по вашим наблюдениям? Вы же видите, наверное, основные островки потребления. Вот говорят, что майнинговая ферма есть на ферросплавном заводе YDD в Караганде. Это правда или нет?

- В 2023 году, с вводом модели единого закупщика и балансирующего рынка, субъекты цифрового майнинга приобретают электроэнергию от единого закупщика только в часы профицита и на основании результатов торгов, проводимых КОРЭМ. В часы дефицита майнинг имеет возможность электроснабжения от импортной электроэнергии. При этом майнинговая деятельность лицензируется. Что касается нелегального майнинга, то его выявление не относится к компетенции АО "KEGOC". Техническая возможность отследить нелегальный майнинг, исходя из характера трафика данных, имеется у МЦРИАП (минцифры – прим.).

- Обещали увеличить мощность Топарской ГРЭС – она добавится?

- Там реконструкция уже давно идёт. Но они одно добавляют, другое убирают, потому что станция довольно старая, 1960 годов образца, может и того раньше. То есть они включили одну 120-МВтную турбину, тут же взяли следующую на реконструкцию – это не за один год делается, а несколько лет.

- По Атырауской ТЭЦ тоже обещали мощность увеличить – это случится в этом году или нет?

- У Атырауской ТЭЦ установленная мощность за 400 МВт. Я знаю, там установлено пару газовых турбин. Надеюсь, что в эту зиму они хотя бы на 300 МВт выйдут.

- По Астане какое потребление, около гигаватта?

- Нет, Астана где-то 550-600 МВт.

- У нас на столичной ТЭЦ-2 530 МВт, по-моему, располагаемая мощность. Они говорят: мы ещё турбину хотим. Астана станет независимой от Экибастузских ГРЭС в ближайшие пять лет?

- Очень хотелось бы верить в это. Передавать на большие расстояния электроэнергию теоретически это неправильно – ни по деньгам, ни по устойчивости – по надежности это тоже неправильно. Акмолинская область развивается, вокруг столицы много чего будет строиться, естественно, и станции надо строить. Желательно, конечно, газовые, но для этого очень много других объектов надо строить, таких как второй газопровод, кучу газоперерабатывающих станций – есть свои минусы в этом.

- Я слышал, что в РФ много свободных ГВт было, но летом у них местами наблюдались вопросы с электроэнергией. В этом плане у нас будут проблемы с точки зрения импорта оттуда из-за того, что у них какой-то дефицит намечается? Они могут так сказать: нет, ребята, мы вам не сможем столько дать.

- Вполне возможно. У них генераторы тоже не везде новые. Насколько я знаю, при потреблении порядка 165-170 ГВт у них установленная мощность порядка 240 ГВт. Но у них тоже есть разрывы и ограничения. Во-первых, это старое оборудование, во-вторых, удалённость топливных поставок от точки потребления этого топлива, другие причины.

- Говорят, что добавится у нас 17 ГВт мощности к 2035 году. Вы в это верите? Вообще потребность такая есть или это будет перебор?

- Когда я пришел на работу в 2000 году – потребление Казахстана было порядка 8 ГВт. За 20 лет наше потребление больше, чем удвоилось. Так что я не удивлюсь, если у нас через 10 лет потребление увеличится на 50-70%. Мы живем в стране, где есть вся таблица Менделеева. Если у нас будет энерговооруженность – мы можем построить кучу заводов и перерабатывать все эти полезные ископаемые.

- Что касается новых мощностей "Самрук-Энерго" — будет 3-4 блок Экибастузской ГРЭС-2, потом хотят Экибастузскую ГРЭС-3 строить, не знаю для чего, может действительно понадобится. Потом у нас будут новые ТЭЦ в Семее, Усть-Каменогорске, Кокшетау. Куда это все? У нас ведь профицит в северной зоне.

- Я боюсь, этого не хватит. Потому что то оборудование, которое сейчас уже подходит к концу: Экибастузская ГРЭС-1 как генератор была построена в начале 1980-х, Экибастузская ГРЭС-2 – в начале 1990-х, если не ошибаюсь. К тому времени, пока эти станции построят, старые придётся уже менять и строить новые. У нас очень много оборудования на тепловых станциях, которое уже использовало свой ресурс. Поэтому в энергетике надо работать на опережение, строить нужно заранее, иначе можем попасть в ситуацию, когда у нас будет большой энергодефицит, из-за которого либо придётся ограничивать рост промышленности, либо ограничивать бытовое потребление, а может быть, и то и другое. Ничего хорошего в этом нет.