Приказ Министерства энергетики РФ от 13 августа 2012 г. N 387 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы"

Приказ Министерства энергетики РФ от 13 августа 2012 г. N 387
"Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы"

 

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073) и пунктом 4.4.1 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; N 42, ст. 4825; N 46, ст. 5337; 2009, N 3, ст. 378; N 6, ст. 738; N 33, ст. 4088; N 52 (ч. 2), ст. 6586; 2010, N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350; N 31, ст. 4251; N 47, ст. 6128; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935; N 44, ст. 6269; 2012, N 11, ст. 1293; N 15, ст. 1779), приказываю:

Утвердить прилагаемую схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы.

 

Министр

А.В. Новак

 

Схема и программа
развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы
(утв. приказом Министерства энергетики РФ от 13 августа 2012 г. N 387)

ГАРАНТ:

См. Схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2014-2020 гг., утвержденную приказом Минэнерго России от 1 августа 2014 г. N 495

См. Схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 г.г., утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2013 г. N 309

1. Основные цели и задачи

 

Схема и программа развития Единой энергетической системы (далее - ЕЭС) России на 2012-2018 годы (далее - схема и программа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073).

Основной целью схемы и программы является содействие развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, а также обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность.

Основными задачами схемы и программы являются обеспечение надежного функционирования ЕЭС России в долгосрочной перспективе, скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей и информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии и инвесторов.

2. Прогноз спроса на электрическую энергию по единой энергетической системе России и территориям субъектов Российской Федерации на 2012-2018 годы

 

Прогноз спроса на электрическую энергию на период 2012-2018 годов по ЕЭС России выполнен на основе Сценарных условий для формирования вариантов социально-экономического развития России в 2012-2014 годах, представленных Минэкономразвития России в апреле 2011 года, и макроэкономических показателей "Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2012 год и плановый период 2013-2014 годы", одобренного на заседании Правительства Российской Федерации в сентябре 2011 года. В качестве ориентиров и приоритетов долгосрочного социально-экономического развития приняты уточненные в феврале 2011 года на совещании у Председателя Правительства Российской Федерации В.В. Путина параметры, предусматриваемые "Концепцией долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации до 2020 года", утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 17.11.2008 г. N 1662-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 47, ст. 5489; 2009, N 33, ст. 4127).

Объем электропотребления в ЕЭС России увеличился в 2011 году по сравнению с 2010 годом на 1,12% и составил 1000,07 млрд. кВт.ч. Относительно невысокий прирост электропотребления 2011 года связан, с одной стороны, с замедлением процесса посткризисного восстановления экономики, с другой, высокой базой электропотребления 2010 года, обусловленной значительным восстановительным ростом электроемких производств в этом году, а также погодными условиями (холодная зима и жаркое лето).

Прогнозируемый вариант спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2012-2018 годов (рисунок 2.1), составлен в рамках умеренно-оптимистичного варианта прогноза социально-экономического развития России, предложенного Минэкономразвития России в качестве базового варианта для разработки параметров федерального бюджета на 2012-2014 годы.

 

РИС. 1 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

 

Базовый вариант предусматривает развитие экономики в условиях реализации активной государственной политики, направленной на улучшение инвестиционного климата, повышение конкурентоспособности и эффективности бизнеса, на стимулирование экономического роста и модернизации производства. Прогнозный период 2012-2014 годов характеризуется переходом от развития экономики в условиях благоприятной внешней конъюнктуры к развитию в условиях нестабильности мировых рынков и повышением роли внутренних факторов экономического роста. Согласно этому варианту темпы роста валового внутреннего продукта (ВВП) в 2012-2014 годах оцениваются на уровне 3,7-4,6%, при 4,1% в 2011 году; соответственно темпы роста промышленного производства планируются в пределах 3,4-4,2% при 4,8% в 2011 году.

Рост электропотребления, соответствующий базовому варианту прогноза развития экономики страны, будет связан с расширением производства отечественной продукции, осуществлением программ и мероприятий по формированию современных высокотехнологичных производств и реализацией отдельных крупных инвестиционных проектов. Общий спрос на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается на уровне 1175,3 млрд. кВт.ч, что на 175,2 млрд. кВт.ч выше объема электропотребления 2011 года. Превышение уровня 2011 года может составить в 2018 году 17,5% при среднегодовом приросте за период 2,33%. Динамика спроса на электрическую энергию по годам прогнозируется неравномерной. Более высокие темпы прироста по ЕЭС России ожидаются в 2014-2015 годах, что обусловлено прогнозируемым повышением роли внутренних факторов экономического роста (расширением и модернизацией производства на действующих объектах и планируемым в эти годы вводом новых мощностей на предприятиях обрабатывающих производств). Снижение темпов прироста электропотребления после 2015 года связано с ожидаемой технологической модернизацией промышленного производства и применением энерго- и ресурсосберегающих технологий.

Прогноз спроса на электрическую энергию по объединенным энергетическим системам (ОЭС) и территориальным энергосистемам составлен на базе фактических показателей электропотребления за последние годы с учетом анализа имеющихся заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электроэнергии к электрическим сетям с оценкой прироста потребности в электроэнергии. При составлении прогноза использованы указанные в заявках сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках их ввода в эксплуатацию, а также о характере нагрузки (вид экономической деятельности (ВЭД) хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электрическую энергию по ВЭД и годам прогнозирования. При разработке прогноза использованы стратегии социально-экономического развития до 2020 (2025) года субъектов Российской Федерации и федеральных округов, а также информация региональных органов исполнительной власти о крупных инвестиционных проектах, намечаемых к реализации в прогнозный период, их присоединяемой мощности, сроках ввода в эксплуатацию и местах расположения.

Показатели электропотребления по ОЭС, сформированные в рамках прогноза спроса на электрическую энергию в ЕЭС России, представлены в таблице 2.1, по территориальным энергосистемам - в приложении N 1.

Таблица 2.1 Прогноз потребления электрической энергии на 2012-2018 годы, млрд. кВт.ч

 

 

Факт

Ср. год. прирост за 2008 - 2010 годы.,%

Факт

Прогноз

Ср. год. прирост за 2012-2018 годы,%

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

ЕЭС России

988,961

 

1000,070

1021,483

1045,605

1076,435

1103,701

1129,942

1154,808

1175,301

 

годовой темп прироста,%

4,49

0,69

1,12

2,14

2,36

2,95

2,53

2,38

2,20

1,77

2,33

ОЭС Северо-Запада

92,723

 

92,554

94,829

97,200

99,565

102,014

104,439

106,973

109,071

 

годовой темп прироста,%

4,40

1,26

-0,18

2,46

2,50

2,43

2,46

2,38

2,43

1,96

2,37

ОЭС Центра

221,847

 

223,677

228,900

235,173

241,020

247,081

253,602

259,887

266,653

 

годовой темп прироста,%

4,79

0,62

0,82

2,34

2,74

2,49

2,51

2,64

2,48

2,60

2,54

ОЭС Средней Волги

104,992

 

108,005

109,921

112,330

114,582

116,827

119,231

121,392

123,458

 

годовой темп прироста,%

5,69

-0,68

2,87

1,77

2,19

2,00

1,96

2,06

1,81

1,70

1,93

ОЭС Юга

82,408

 

85,749

88,180

91,719

97,248

99,850

102,148

104,787

106,883

 

годовой темп прироста,%

5,52

1,64

4,05

2,84

4,01

6,03

2,68

2,30

2,58

2,00

3,20

ОЭС Урала

248,731

 

254,598

257,986

262,255

266,654

270,624

274,412

278,005

281,684

 

годовой темп прироста,%

3,93

0,00

2,36

1,33

1,65

1,68

1,49

1,40

1,31

1,32

1,45

ОЭС Сибири

208,354

 

204,966

209,834

213,622

223,009

231,447

239,442

246,493

249,690

 

годовой темп прироста,%

3,70

1,40

-1,63

2,38

1,81

4,39

3,78

3,45

2,94

1,30

2,86

ОЭС Востока

29,906

 

30,521

31,833

33,306

34,357

35,858

36,668

37,271

37,862

 

годовой темп прироста,%

5,88

2,78

2,06

4,30

4,63

3,16

4,37

2,26

1,64

1,59

3,13

В пяти ОЭС (Юга, Северо-Запада, Востока, Сибири и Центра) темпы прироста спроса на электрическую энергию прогнозируются выше средних по ЕЭС России. Ниже средних ожидаются темпы прироста электропотребления в ОЭС Средней Волги (1,93%) и в ОЭС Урала (средний темп прироста за период - менее 1,5%).

Наиболее высокие темпы увеличения спроса на электрическую энергию ожидаются в ОЭС Юга (средний темп прироста за прогнозный период - 3,2%). Уровень электропотребления может возрасти здесь к концу прогнозного периода по сравнению с 2011 годом на четверть, соответственно доля ОЭС Юга возрастет с 8,6% в 2011 году до 9,1% в 2018 году. Опережающий рост электропотребления в ОЭС Юга будет определяться: реализацией проектов развития нефте- и газодобычи на Каспийском шельфе, расширением трубопроводной системы каспийского трубопроводного консорциума России (КТК-Р); наращиванием производства сельскохозяйственного, энергетического и транспортного машиностроения; развитием имеющихся предприятий металлургии, а также вводом новых предприятий обрабатывающего комплекса в связи с предполагаемым ростом внутреннего спроса; реализацией проектов, обеспечивающих ввод в эксплуатацию и энергоснабжение олимпийских объектов в 2014 году; формированием на базе крупных агломераций Южного федерального округа (ЮФО) (Ростовской, Волгоградской и Краснодарской) торговых, транспортно-логистических и финансовых центров общенационального и межрегионального значения; устойчивым ростом потребления и развитием туристского-рекреационного комплекса в Республиках Северного Кавказа.

Крупнейшей энергосистемой (ЭС) ОЭС Юга является ЭС Краснодарского края и Республики Адыгея, выделяющаяся как по абсолютному объему электропотребления, так и по темпам прироста. В 2011 году ее доля в общем электропотреблении ОЭС Юга превысила 25%. При прогнозируемом для этой энергосистемы увеличении спроса на электрическую энергию к 2018 году более чем в 1,5 раза (среднегодовой прирост за период 6%), ее удельный вес возрастет до 31%. Повышенные темпы прироста электропотребления будут связаны с планируемым завершением двух этапов реконструкции Туапсинского нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), вводом в эксплуатацию Абинского электрометаллургического завода, строительством новых цементных заводов и реализацией проектов строительства объектов для проведения Олимпийских игр в г. Сочи в 2014 году, предусматривающих крупномасштабное строительство спортивных сооружений, гостиничных и рекреационных комплексов, транспортных и инженерных коммуникаций, объектов коммунальной и туристической инфраструктуры.

Опережающие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока определяются строительством и вводом в эксплуатацию второй очереди нефтепроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан" (ВСТО) производительностью до 50 млн. тонн нефти в год, начавшимся освоением Эльгинского угольного месторождения, созданием горно-металлургического кластера в Приамурье на базе рудных месторождений (Кимкано-Сутарское в Еврейской автономной области, Большой Сейим, Албынское, Покровское в Амурской области), развитием портовых комплексов для переработки контейнеров, массовых навалочных и наливных грузов (Владивосток, Ванино, Советская Гавань и др.). Развитие промышленности, международной торговли, социальной сферы приведет к ускоренному росту складских и офисных площадей, гостиничного сектора, современных торговых площадей, учреждений образования и здравоохранения. При этом наибольший рост коммерческого сектора ожидается в южных районах Дальневосточного федерального округа (ДФО), в первую очередь во Владивостокской агломерации, где будут сосредоточены офисы крупнейших транспортных и торговых компаний, создаются туристическая и игорная зоны (побережье бухты Муравьиная).

Абсолютное снижение электропотребления в ОЭС Сибири в 2011 году (на 1,63%) связано с продолжающимся негативным влиянием кризиса, отразившегося на сокращении металлургического производства, прежде всего электроемкого производства алюминия, являющегося важнейшим видом экономической деятельности на территории Сибири, и консервации производства на некоторых крупных предприятиях (ООО "Усольехимпром"). Дополнительным фактором снижения электропотребления в 2011 году стали теплая зима и весна.

Прогнозируемое увеличение спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири со среднегодовым темпом прироста 2,9%, превышающим среднегодовой темп по ЕЭС России, соотносится с тезисом о необходимости превышения среднегодового темпа роста валового регионального продукта Сибири начиная с 2012 года над среднероссийским показателем, приведенным в Стратегии социально-экономического развития Сибири до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 05.07.2010 г. N 1120-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 33, ст. 4444). Перспективное развитие регионов СФО будет определяться конкурентными преимуществами этой территории: наличием крупных запасов углеводородного сырья, полиметаллических и золотосодержащих руд, гидроэнергетических ресурсов и запасов древесины. Сибирь является естественным транспортным мостом между странами Европы, Северной Америки и Восточной Азии, прежде всего, это Транссибирская железнодорожная магистраль (Транссиб), роль которой возрастет со строительством Северо-Сибирской железной дороги (Севсиб).

Более высокие темпы прироста электропотребления в ОЭС Сибири приведут к увеличению ее доли к концу прогнозного периода на 0,7 процентных пункта по сравнению с 2011 годом. Динамика увеличения электропотребления в ОЭС Сибири характеризуется максимальными приростами в 2014 и 2015 годах, что в значительной степени связано с предполагаемым вводом в эти годы на полную мощность двух крупнейших новых алюминиевых заводов - Тайшетского в Иркутской области и Богучанского в Красноярском крае. Соответственно среднегодовые темпы спроса на электрическую энергию в Иркутской и Красноярской энергосистемах (3,9% и 3,7%) выше, чем в среднем по ОЭС Сибири.

Среди энергосистем ОЭС Сибири наибольшее увеличение спроса на электрическую энергию в рассматриваемый период (более чем на 70%) прогнозируется в Республике Тыва при максимальных приростах в 2014 (22,6%) и 2015 (14,8%) годах. Это связано с планируемым строительством угледобывающего комплекса на Элегестском месторождении и предполагаемой реализацией крупных инвестиционных проектов, направленных на освоение полезных ископаемых: строительство горно-обогатительного комбината (далее - ГОК) на базе Ак-Сугского медно-молибденового месторождения, ГОК по разработке Кызыл-Таштыгского месторождения полиметаллических руд. Освоению месторождений будет способствовать строительство в 2012-2014 годах железнодорожной линии Кызыл-Курагино.

Вторая среди ОЭС по величине электропотребления ОЭС Центра характеризуется стабильными темпами прироста на протяжении всего прогнозного периода, превышающими средние по ЕЭС России. Перспективный спрос на электрическую энергию будет определяться развитием промышленного производства с высокими показателями электропотребления (машиностроительного и металлургического), а также вводом в действие новых предприятий обрабатывающего комплекса в связи с предполагаемым ростом внутреннего спроса на продукцию промышленных предприятий - сталепрокатных и электрометаллургических заводов в Калужской, Владимирской, Рязанской областях. Реализация инвестиционных проектов по созданию индустриальных парков машиностроительной и деревообрабатывающей промышленности будут способствовать росту электропотребления в Калужской и Вологодской областях.

Более половины прироста (54%) электропотребления по ОЭС Центра формируется в энергосистеме Москвы и Московской области, доля которой возрастает с 43,9% в 2011 году до 45,5% к концу прогнозного периода. Этому способствует наличие в Московском регионе значительного технологического и научно-инновационного потенциала для дальнейшего развития. Одним из основных перспективных проектов региона является развитие научно-технологического комплекса по разработке и коммерциализации новых технологий "Сколково".

ОЭС Урала является крупнейшей в ЕЭС России, на ее долю приходится четверть общего электропотребления. Прогноз спроса на электрическую энергию в ОЭС Урала определяется развитием нефтегазового и металлургического комплексов. Развитие нефтегазового комплекса связано как с поддержанием объемов добычи нефти за счет внедрения совершенных технологий эксплуатации месторождений в традиционных районах добычи и вводом в эксплуатацию новых месторождений, так и с диверсификацией направлений развития. Новые направления развития нефтегазового комплекса определяются реализацией проектов трубопроводного транспорта и организацией высокотехнологичных перерабатывающих производств. Динамика электропотребления в металлургии определяется реконструкцией и техперевооружением существующих крупных металлургических комбинатов, обеспечивающих решение экологических проблем, ресурсосбережение и рост конкурентоспособности продукции с учетом перспектив развития машиностроения, а также увеличения экспортных поставок. В территориальной структуре электропотребления ОЭС Урала суммарная доля Тюменской, Свердловской и Челябинской энергосистем сохраняется на высоком уровне - 66%.

Прогнозируемый в ОЭС Северо-Запада стабильный прирост электропотребления (среднегодовой прирост за период 2,4%) на 64% формируется за счет энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области в результате увеличения объемов транспортных услуг, дальнейшего развития машиностроения (завод по производству высоковольтного электротехнического оборудования на площадях ОАО "Силовые машины"), увеличения мощности НПЗ в г. Кириши и строительства жилья и инфраструктурных объектов. Росту электропотребления будет способствовать также реализация ряда инвестиционных проектов по добыче полезных ископаемых в Республике Коми (увеличение добычи нефти в Тимано-Печорской провинции, разработка Ярегского нефтетитанового месторождения), в Архангельской (ввод второй очереди ГОКа на алмазном месторождении в Мезенском районе) и Мурманской (ГОК на базе апатит-нефелиновых руд "Олений ручей") областях.

Темпы роста спроса на электрическую энергию в ОЭС Средней Волги прогнозируются ниже средних по ЕЭС России. Основная часть прироста электропотребления формируется в энергосистемах Республики Татарстан, Саратовской, Нижегородской и Самарской областях. Наиболее крупные проекты, которые могут оказать существенное влияние на рост электропотребления ОЭС Средней Волги, будут осуществляться в металлургическом и химическом производствах: строительство электросталеплавильного завода ЗАО "ТатСталь" в Республике Татарстан, строительство малого металлургического завода мощностью 1 млн. тонн сортового проката с дальнейшим созданием сервисного металлоцентра в Саратовской области (ЗАО "Северсталь - Сортовой завод Балаково"), строительство интегрированного комплекса по производству аммиака, метанола и гранулированного карбамида на базе ООО "Менделеевск азот" (Республика Татарстан), строительство производства поливинилхлорида в г. Кстово (Нижегородская область).

Изменение территориальной структуры электропотребления в 2018 году по сравнению с 2011 годом в рамках ЕЭС России, представленное на рисунке 2.2, характеризуется увеличением доли ОЭС Сибири, ОЭС Юга, ОЭС Центра и ОЭС Востока и снижением доли ОЭС Урала (на 1,5%) и ОЭС Средней Волги. Доля ОЭС Северо-Запада не изменится.

 

РИС. 2 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

3. Прогноз максимальных электрических нагрузок единой энергетической системы России, объединенных энергетических систем и по территориям субъектов Российской Федерации на 2012-2018 годы

 

ЕЭС России

 

В таблице 3.1. и 3.2 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2012-2018 годы соответственно с учетом ОЭС Востока и без нее. Спрос на электрическую энергию в ниже приведенных таблицах представлен без учета потребления электрической энергии на заряд действующих и перспективных гидроаккумулирующих электрических станций (ГАЭС). Кроме того, не учтены спрос на электрическую энергию и мощность Николаевского энергоузла, присоединение которого к сетям Хабаровской энергосистемы в рассматриваемый перспективный период не планируется.

Таблица 3.1. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Э год

986,3

997,5

1018,9

1042,3

1072,3

1099,4

1125,7

1150,5

1171,0

собств.

МВт

149157

147769

154279

158095

162356

166391

170340

173873

177071

год.

час/год

6613

6750

6604

6593

6605

6607

6608

6617

6613

 

Таблица 3.2. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России без учета ОЭС Востока

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Э год

956,4

966,9

987,1

1009,0

1038,0

1063,6

1089,0

1113,3

1133,2

собств.

МВт

145089

143569

149858

153558

157670

161438

165273

168730

171843

год.

час/год

6592

6738

6587

6571

6583

6588

6589

6598

6594

По данным таблицы 3.1 максимальное потребление мощности ЕЭС России на 2012 год прогнозируется на уровне 154279 МВт (для условий среднемноголетней температуры прохождения максимума потребления), на 2018 год прогнозируется на уровне 177071 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за период 2012-2018 годов около 2,6%.

На рисунке 3.1 представлен график прогнозного максимума потребления мощности ЕЭС России.

 

РИС. 3 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

 

С учетом основных тенденций изменения режимов потребления электрической энергии, выявленных на основе ретроспективного анализа, заявок потребителей, заключенных договоров и выданных технических условий на технологическое присоединение к электрической сети сформированы перспективные режимы потребления электрической энергии по ОЭС.

Далее представлены характеристики перспективных режимов потребления электрической энергии по ОЭС России.

ОЭС Северо-Запада

 

Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2012 году составит 9,7%. Такой же показатель прогнозируется и в 2018 году. В 2012 году собственный максимум потребления мощности может достигнуть значения 15058 МВт, к 2018 году - 17298 МВт. Среднегодовой прирост максимума потребления мощности за 2012-2018 годы прогнозируется на уровне 2,2%.

В таблице 3.3 приведены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада.

Таблица 3.3. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Э год

92,7

92,6

94,8

97,2

99,6

102,0

104,4

107,0

109,1

собств.

МВт

14897

14877

15058

15417

15813

16208

16551

16957

17298

год.

час/год

6224

6221

6298

6305

6296

6294

6310

6308

6305

Р совм.

МВт

14697

13640

14981

15338

15731

16124

16466

16869

17209

Т совм.

час/год

6309

6785

6330

6337

6329

6327

6343

6341

6338

Изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Северо-Запада на период 2012-2018 годов представлено на рисунке 3.2.

 

РИС. 4 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

ОЭС Центра

 

В 2012 году доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России может составить 24,0%, а в 2018 году - 24,4%. В 2012 году собственный максимум потребления мощности региона прогнозируется на уровне 38397 МВт, к 2018 году - 44876 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления мощности за 2012-2018 годы прогнозируется на уровне 3,3%.

В таблице 3.4 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра.

Таблица 3.4. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Э год

219,2

221,1

226,3

231,9

237,1

243,1

249,7

255,9

262,7

собств.

МВт

36904

35761

38397

39278

40057

41246

42331

43646

44876

год.

час/год

5940

6183

5894

5904

5919

5894

5899

5863

5854

Р совм.

МВт

36612

35149

36958

37805

38556

39700

40745

42010

43194

Т совм.

час/год

5988

6290

6124

6134

6149

6123

6128

6091

6082

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.4 представлен без учета потребления электрической энергии на заряд действующей Загорской ГАЭС и Загорской ГАЭС-2, ввод первой очереди которой предусмотрен в IV квартале 2012 года.

На рисунке 3.3 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Центра на период 2012-2018 годов.

 

РИС. 5 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

ОЭС Средней Волги

 

Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России оценивается 11,3% в 2012 году и ожидается ее снижение к 2018 году до 11%. К 2012 году собственный максимум потребления мощности составит 17565 МВт, к 2018 году - 19658 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления мощности за 2012-2018 годы прогнозируется на уровне 2,2%.

В таблице 3.5 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги.

Таблица 3.5. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Э год

105,0

108,0

109,9

112,3

114,6

116,8

119,2

121,4

123,5

собств.

МВт

16791

16844

17565

17983

18294

18665

19028

19332

19658

год.

час/год

6253

6412

6258

6246

6263

6259

6266

6279

6280

Р совм.

МВт

16285

16149

17366

17780

18088

18455

18813

19114

19436

Т совм.

час/год

6476

6688

6330

6318

6335

6330

6338

6351

6352

На рисунке 3.4 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Средней Волги на период 2011-2018 годов.

 

РИС. 6 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

ОЭС Юга

 

Доля ОЭС Юга в 2012 году составит порядка 9,1% по потреблению мощности от общей максимальной нагрузки ЕЭС России. К 2018 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России увеличится до 9,5%. В 2012 году собственный максимум потребления мощности прогнозируется на уровне 14593 МВт, к 2018 году - 17477 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления за 2012-2018 годы прогнозируется на уровне 3,4%.

В таблице 3.6 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга.

Таблица 3.6. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Э год

82,4

85,7

88,2

91,7

97,1

99,5

101,8

104,5

106,6

собств

МВт

13645

13785

14593

15177

15926

16390

16733

17164

17477

год

час/год

6039

6220

6043

6043

6096

6072

6085

6086

6097

Р совм.

МВт

13620

13452

14073

14636

15357

15805

16136

16551

16853

Т совм.

час/год

6051

6374

6266

6267

6321

6297

6310

6311

6323

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.6 представлен без учета потребления электрической энергии на заряд Зеленчукской ГАЭС, ввод мощности на которой предусмотрен в 2013 году.

На рисунке 3.5 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Юга на период 2012-2018 годов.

 

РИС. 7 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

ОЭС Урала

 

Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2012 году составит 23,2% и в 2018 году - 22,2%. Собственный максимум потребления мощности в 2012 году прогнозируется на уровне 37162 МВт, к 2018 году - на уровне 40454 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления за 2012-2018 годы прогнозируется на уровне 1,4%.

В таблице 3.7 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Урала.

Таблица 3.7. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Урала

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Э год

248,7

254,6

258,0

262,3

266,7

270,6

274,4

278,0

281,7

собств.

МВт

35927

36087

37162

37856

38438

38969

39471

39962

40454

год.

час/год

6923

7055

6942

6928

6937

6945

6952

6957

6963

Р совм.

МВт

34606

35737

36108

36783

37349

37864

38352

38829

39307

Т совм.

час/год

7188

7124

7145

7130

7140

7147

7155

7160

7166

На рисунке 3.6 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Урала на период 2012-2018 годов.

 

РИС. 8 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

ОЭС Сибири

 

Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2012 году составит 19,7% и в 2018 году ожидается увеличение ее доли до 20,2%. Собственный максимум потребления мощности к 2012 году прогнозируется на уровне 31963 МВт, к 2018 году - на уровне 37723 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления за 2012-2018 годы прогнозируется на уровне 2,8%.

В таблице 3.8 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Сибири.

Таблица 3.8. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Сибири

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Э год

208,4

205,0

209,8

213,6

223,0

231,4

239,4

246,5

249,7

собств

МВт

31744

31158

31963

32852

34297

35245

36583

37210

37723

год.

час/год

6564

6578

6565

6503

6502

6567

6545

6624

6619

Р совм.

МВт

29269

29442

30372

31216

32589

33490

34761

35357

35844

Т совм.

час/год

7119

6962

6909

6843

6843

6911

6888

6972

6966

На рисунке 3.7 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Сибири на период 2012-2018 годов.

 

РИС. 9 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

ОЭС Востока

 

Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2012 году составит 2,9% , а к 2018 году увеличится до 3%. Собственный максимум потребления мощности ОЭС Востока (без учета потребления мощности и электроэнергии изолированно работающего Николаевского энергоузла) в 2012 году прогнозируется на уровне 5512 МВт, к 2018 году - 6519 МВт. Среднегодовые темпы прироста максимума потребления за 2012-2018 годы составят около 3,1%. В таблице 3.9 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Востока.

Таблица 3.9. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Э год

29,9

30,5

31,8

33,3

34,4

35,9

36,7

37,3

37,9

собств.

МВт

5214

5260

5512

5657

5843

6175

6318

3412

6519

год.

час/год

5736

5802

5775

5888

5880

5807

5804

5812

5825

Р совм.

МВт

4068

4200

4421

4537

4686

4953

5067

5143

5228

Т совм.

час/год

7411

7267

7200

7341

7332

7240

7237

7247

7242

На рисунке 3.8 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Востока на период 2012-2018 годов.

 

РИС. 10 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

4. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию на период 2012-2018 годов

 

Величина перспективной потребности в мощности (спроса на мощность) определена с учетом прогнозируемых на рассматриваемый перспективный период максимумов потребления по ОЭС и ЕЭС России, сальдо экспорта-импорта мощности и нормативного резерва мощности.

При оценке потребности в мощности для ОЭС европейской части ЕЭС России учитывается максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, для ОЭС Сибири и Востока - максимум потребления, совмещённый с ЕЭС, и собственный. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый совмещенный максимум потребления (без учета экспорта) по ЕЭС России на уровне 2012 года составит 154279 МВт и возрастёт к 2018 году до 177071 МВт, а без учета ОЭС Востока - 149858 МВт и 171843 МВт соответственно.

Величина экспорта (импорта) мощности и электрической энергии из ЕЭС России принята на основе имеющихся договоров и предварительных соглашений по данным ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС".

Экспортные поставки из ЕЭС России на уровне 2012 года планируются в объеме 2298 МВт/16,76 млрд. , в период 2013-2018 годов 1176 МВт/10,31 млрд. . Прогнозируемые объемы экспорта мощности на час годового совмещенного максимума ЕЭС и годовые объемы передаваемой электрической энергии с указанием стран, в которые осуществляются экспортные поставки, представлены в таблице 4.1.

На период до 2018 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электроэнергии в Финляндию (450 МВт/3,94 млрд. ), страны Балтии (300 МВт/2,63 млрд. ), Беларусь (300 МВт/3 млрд. ), Монголию (60 МВт/0,36 млрд. ).

Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электроэнергии в Южную Осетию в объеме 35 МВт/0,13 млрд. .

Экспортные поставки в Казахстан в рассматриваемой перспективе планируются в объеме 27 МВт/0,21 млрд. .

Из ОЭС Востока в рассматриваемый период предусматривается экспорт мощности и электроэнергии в Китай в объеме 4 МВт/0,035 млрд. .

Таблица 4.1. Прогноз экспорта электрической энергии и мощности по ОЭС и ЕЭС России

 

Наименование

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

Энергия

Мощность

млрд. кВт.ч

МВт

млрд. кВт.ч

МВт

млрд. кВт.ч

МВт

млрд. кВт.ч

МВт

млрд. кВт.ч

МВт

млрд. кВт.ч

МВт

млрд. кВт.ч

МВт

ЕЭС России, всего

16,76

2298

10,31

1176

10,31

1176

10,31

1176

10,31

1176

10,31

1176

10,31

1176

ОЭС Северо-Запада

13,17

1689

6,57

750

6,57

750

6,57

750

6,57

750

6,57

750

6,57

750

Финляндия

10,55

1354

3,94

450

3,94

450

3,94

450

3,94

450

3,94

450

3,94

450

Балтия

2,62

335

2,63

300

2,63

300

2,63

300

2,63

300

2,63

300

2,63

300

ОЭС Центра

3,0

500

3,0

300

3,0

300

3,0

300

3,0

300

3,0

300

3,0

300

Беларусь

3,0

500

3,0

300

3,0

300

3,0

300

3,0

300

3,0

300

3,0

300

ОЭС Средней Волги

0,04

4

0,05

7

0,05

7

0,05

7

0,05

7

0,05

7

0,05

7

Казахстан

0,04

4

0,05

7

0,05

7

0,05

7

0,05

7

0,05

7

0,05

7

ОЭС Юга

0,13

23

0,13

35

0,13

35

0,13

35

0,13

35

0,13

35

0,13

35

Грузия

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Азербайджан

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Южная Осетия

0,13

23

0,13

35

0,13

35

0,13

35

0,13

35

0,13

35

0,13

35

Турция

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Иран

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

ОЭС Сибири

0,40

80

0,52

80

0,52

80

0,52

80

0,52

80

0,52

80

0,52

80

Монголия

0,25

60

0,36

60

0,36

60

0,36

60

0,36

60

0,36

60

0,36

60

Казахстан

0,15

20

0,16

20

0,16

20

0,16

20

0,16

20

0,16

20

0,16

20

ОЭС Востока

0,02

2

0,04

4

0,04

4

0,04

4

0,04

4

0,04

4

0,04

4

Китай

0,02

2

0,04

4

0,04

4

0,04

4

0,04

4

0,04

4

0,04

4

Фактором, оказывающим значительное влияние на величину спроса на мощность, является величина резерва мощности, необходимого по условиям обеспечения надежности функционирования ЕЭС России и ОЭС.

Планируемый на перспективу резерв мощности складывается из трех составляющих: ремонтного резерва, компенсационного резерва (резерва мощности на внеплановые отклонения параметров электроэнергетической системы) и стратегического резерва.

Величины нормируемого расчетного резерва мощности по ЕЭС и ОЭС России определены в соответствии с методическим подходом к определению нормативных значений резерва мощности энергосистем, разработанным в составе Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем. Нормативные значения резерва мощности по различным энергообъединениям в процентах от максимума потребления представлены в таблице 4.2.

 

Таблица 4.2. Нормативные значения резерва мощности,%

 

ЕЭС России

ОЭС Северо-Запада

ОЭС Центра

ОЭС Юга

ОЭС Средней Волги

ОЭС Урала

ОЭС Сибири

ОЭС Востока

20,5

19,0

22,0

19,5

16,5

20,0

22,0

23,0

 

Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2012 года должна составить 31566 МВт, на уровне 2018 года - 36251 МВт.

Изменение спроса на мощность по ОЭС и ЕЭС России в период 2012-2018 годов представлено на рисунке 4.1 и в таблице 4.3.

 

РИС. 11 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

 

Таблица 4.3. Спрос на мощность, МВт

 

 

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

 

ОЭС Северо-Запада

 

Максимум нагрузки

14981

15338

15731

16124

16466

16869

17209

Нормативный резерв

2852

2920

2995

3070

3135

3210

3275

Экспорт

1689

750

750

750

750

750

750

Спрос на мощность - всего

19522

19008

19476

19944

20351

20829

21234

 

ОЭС Центра

 

Максимум нагрузки

36958

37805

38556

39700

40745

42010

43194

Нормативный резерв

8145

8332

8495

8745

8975

9255

9515

Экспорт

500

300

300

300

300

300

300

Спрос на мощность - всего

45603

46437

47351

48745

50020

51565

53009

 

ОЭС Средней Волги

 

Максимум нагрузки

17366

17780

18088

18455

18813

19114

19436

Нормативный резерв

2872

2940

2990

3050

3110

3160

3210

Экспорт

4

7

7

7

7

7

7

Спрос на мощность - всего

20242

20727

21085

21512

21930

22281

22653

 

ОЭС Юга

 

Максимум нагрузки

14073

14636

15357

15805

16136

16551

16853

Нормативный резерв

2750

2860

3000

3085

3150

3227

3290

Экспорт

23

35

35

35

35

35

35

Спрос на мощность - всего

16846

17531

18392

18925

19321

19813

20178

 

ОЭС Урала

 

Максимум нагрузки

36108

36783

37349

37864

38352

38829

39307

Нормативный резерв

7236

7371

7485

7585

7685

7780

7870

Экспорт

0

0

0

0

0

0

0

Спрос на мощность - всего

43344

44154

44834

45449

46037

46609

47177

 

ОЭС Сибири

 

Максимум нагрузки

30372

31216

32589

33490

34761

35357

35844

Нормативный резерв

6693

6880

7180

7380

7660

7785

7887

Экспорт

80

80

80

80

80

80

80

Спрос на мощность - всего

37145

38176

39849

40950

42501

43222

43811

 

ОЭС Востока

 

Максимум нагрузки

4421

4537

4686

4953

5067

5143

5228

Нормативный резерв

1018

1045

1080

1141

1167

1185

1204

Экспорт

2

4

4

4

4

4

4

Спрос на мощность - всего

5441

5586

5770

6098

6238

6332

6436

 

ЕЭС России

 

Максимум нагрузки

154279

158095

162356

166391

170340

173873

177071

Нормативный резерв

31566

32348

33225

34056

34882

35602

36251

Экспорт

2298

1176

1176

1176

1176

1176

1176

Спрос на мощность - всего

188143

191619

196757

201623

206398

210651

214498

 

ОЭС Сибири на собственный максимум нагрузки

 

Максимум нагрузки

31963

32852

34297

35245

36583

37210

37723

Нормативный резерв

7032

7227

7545

7754

8048

8186

8299

Экспорт

80

80

80

80

80

80

80

Спрос на мощность - всего

39075

40159

41922

43079

44711

45476

46102

 

ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки

 

Максимум нагрузки

5512

5657

5843

6175

6318

6412

6519

Нормативный резерв

1268

1301

1344

1420

1453

1475

1499

Экспорт

2

4

4

4

4

4

4

Спрос на мощность - всего

6782

6962

7191

7599

7775

7891

8022

5. Прогноз развития действующих и предполагаемых к сооружению новых генерирующих мощностей

 

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2012-2018 годы сформирована с учетом вводов новых генерирующих мощностей в 2012-2018 годах и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующих генерирующих объектов в соответствии с предложениями генерирующих компаний (ноябрь-декабрь 2011 года), а также с учетом вводов генерирующих мощностей по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок.

Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2012-2018 годы составят 11527,5 МВт, в том числе на атомных электростанциях (АЭС) - 3274 МВт (вывод из эксплуатации энергоблоков N 1 и N 2 на Ленинградской АЭС (2х1000МВт), первого энергоблока на Кольской АЭС (440 МВт) в 2018 году в ОЭС Северо-Запада, а также энергоблоков N 3 и N 4 на Нововоронежской АЭС (2х417 МВт) в ОЭС Центра в 2016 и 2017 годах) и на тепловых электростанциях (ТЭС) - 8253,5 млн. кВт.

Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по ОЭС и ЕЭС России представлены в таблице 5.1 и на рисунке 5.1.

 

Таблица 5.1. Структура выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России, МВт

 

 

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2012 - 2018 годы

ЕЭС России, всего

846,5

389,5

158,8

2918,4

3051,3

2923,5

1239,5

11527,5

АЭС

 

 

 

 

1417,0

1417,0

440,0

3274,0

ТЭС

846,5

389,5

158,8

2918,4

1634,3

1506,5

799,5

8253,5

в т.ч. ТЭЦ

724,7

232,0

117,8

1845,9

1482,3

1154,5

721,5

6278,7

КЭС*

119,0

157,5

41,0

1072,5

152,0

352,0

78,0

1972,0

дизельные

2,8

 

 

 

 

 

 

2,8

в т.ч. под замену

69,3

147,5

 

72,0

160,0

382,0

120,0

950,8

ТЭС

69,3

147,5

 

72,0

160,0

382,0

120,0

950,8

в т.ч. ТЭЦ

60,0

125,0

 

72,0

160,0

282,0

120,0

819,0

КЭС

6,5

22,5

 

 

 

100,0

 

129,0

дизельные

2,8

 

 

 

 

 

 

2,8

ОЭС Северо-Запада, всего

257,8

 

57,8

125,5

1000,0

1073,5

566,0

3080,6

АЭС

 

 

 

 

1000,0

1000,0

440,0

2440,0

ТЭС

257,8

 

57,8

125,5

 

73,5

126,0

640,6

в т.ч. ТЭЦ

205,0

 

57,8

125,5

 

73,5

126,0

587,8

КЭС

50,0

 

 

 

 

 

 

50,0

дизельные

2,8

 

 

 

 

 

 

2,8

в т.ч. под замену

2,8

 

 

 

 

 

 

2,8

ТЭС

2,8

 

 

 

 

 

 

2,8

в т.ч. дизельные

2,8

 

 

 

 

 

 

2,8

ОЭС Центра, всего

206,5

135,0

 

425,0

1044,0

832,0

117,0

2759,5

АЭС

 

 

 

 

417,0

417,0

 

834,0

ТЭС

206,5

135,0

 

425,0

627,0

415,0

117,0

1925,5

в т.ч. ТЭЦ

156,0

 

 

285,0

487,0

275,0

117,0

1320,0

КЭС

50,5

135,0

 

140,0

140,0

140,0

 

605,5

в т.ч. под замену

 

22,5

 

12,0

 

60,0

20,0

114,5

ТЭС

 

22,5

 

12,0

 

60,0

20,0

114,5

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

12,0

 

60,0

20,0

92,0

КЭС

 

22,5

 

 

 

 

 

22,5

ОЭС Средней Волги, всего

125,7

25,0

 

627,0

295,0

 

 

1072,7

ТЭС

125,7

25,0

 

627,0

295,0

 

 

1072,7

в т.ч. ТЭЦ

113,7

25,0

 

627,0

295,0

 

 

1060,7

КЭС

12,0

 

 

 

 

 

 

12,0

в т.ч. под замену

 

25,0

 

 

 

 

 

25,0

ТЭС

 

25,0

 

 

 

 

 

25,0

в т.ч. ТЭЦ

 

25,0

 

 

 

 

 

25,0

ОЭС Юга, всего

64,0

 

 

532,5

 

95,0

 

691,5

ТЭС

64,0

 

 

532,5

 

95,0

 

691,5

в т.ч. ТЭЦ

64,0

 

 

 

 

95,0

 

159,0

КЭС

 

 

 

532,5

 

 

 

532,5

в т.ч. под замену

 

 

 

 

 

95,0

 

95,0

ТЭС

 

 

 

 

 

95,0

 

95,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

 

 

95,0

 

95,0

ОЭС Урала, всего

157,5

84,0

60,0

948,4

433,3

92,0

191,0

1966,2

ТЭС

157,5

84,0

60,0

948,4

433,3

92,0

191,0

1966,2

в т.ч. ТЭЦ

151,0

84,0

60,0

748,4

433,3

92,0

191,0

1759,7

КЭС

6,5

 

 

200,0

 

 

 

206,5

в т.ч. под замену

66,5

50,0

 

60,0

60,0

12,0

 

248,5

ТЭС

66,5

50,0

 

60,0

60,0

12,0

 

248,5

в т.ч. ТЭЦ

60,0

50,0

 

60,0

60,0

12,0

 

242,0

КЭС

6,5

 

 

 

 

 

 

6,5

ОЭС Сибири, всего

35,0

72,5

 

260,0

50,0

140,0

50,0

607,5

ТЭС

35,0

72,5

 

260,0

50,0

140,0

50,0

607,5

в т.ч. ТЭЦ

35,0

50,0

 

60,0

50,0

140,0

50,0

385,0

КЭС

 

22,5

 

200,0

 

 

 

222,5

в т.ч. под замену

 

50,0

 

 

 

90,0

 

140,0

ТЭС

 

50,0

 

 

 

90,0

 

140,0

в т.ч. ТЭЦ

 

50,0

 

 

 

90,0

 

140,0

ОЭС Востока, всего

 

73,0

41,0

 

229,0

691,0

315,5

1349,5

ТЭС

 

73,0

41,0

 

229,0

691,0

315,5

1349,5

в т.ч. ТЭЦ

 

73,0

 

 

217,0

479,0

237,5

1006,5

КЭС

 

 

41,0

 

12,0

212,0

78,0

343,0

в т.ч. под замену

 

 

 

 

100,0

125,0

100,0

325,0

ТЭС

 

 

 

 

100,0

125,0

100,0

325,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

 

100,0

25,0

100,0

225,0

КЭС

 

 

 

 

 

100,0

 

100,0

 

______________________________

* КЭС - конденсационные электростанции

 

РИС. 12 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

 

Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России представлены в приложении N 2.

Объем оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в конкурентном отборе мощности (КОМ), составит: к 2012 году - 1750 МВт, к 2013 году - 3396,7 МВт, к 2014 году - 2115,2 МВт, к 2015 году - 1190 МВт, к 2016 году - 291 МВт, суммарно за период 2012-2016 годов - 8742,9 МВт. Из объема оборудования в размере 1469 МВт, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ на 2011 год, на 01.01.2012 выведено из эксплуатации 714 МВт.

В таблице 5.2 и на рисунке 5.2 представлены объемы оборудования ТЭС, которое не будет допущено к КОМ, с выделением объемов оборудования, запланированного собственниками к выводу из эксплуатации.

 

Таблица 5.2. Объемы оборудования ТЭС, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ, МВт

 

 

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2012-2016 годы

ЕЭС России

 

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

1750

3396,7

2115,2

1190

291

8742,9

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

139

159

112

529,5

85

1024,5

ОЭС Северо-Запада

 

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

175,5

166,5

86

54,5

56

538,5

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

 

30

30

 

 

60

ОЭС Центра

 

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

454,3

415

182

85

 

1136,3

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

28

 

 

42

 

70

ОЭС Средней Волги

 

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

308

305

156

 

55

824

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

26

75

 

 

 

101

ОЭС Юга

 

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

 

135,2

47

61

25

268,2

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

 

 

22

 

 

 

ОЭС Урала

 

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

577,7

1322

1012,2

483,5

155

3550,4

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

85

34

60

327,5

85

591,5

ОЭС Сибири

 

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

234,5

1053

632

506

 

2425,5

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

 

20

 

160

 

180

 

РИС. 13 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

 

По результатам рассмотрения и согласования Министерством энергетики Российской Федерации направленных генерирующими компаниями в ОАО "СО ЕЭС" заявлений о выводе из эксплуатации генерирующего оборудования в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 26.07.2007 N 484 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2007, N 31, ст. 4100; 2009, N 12, ст. 1429; 2010, N 15, ст. 1803; N 14, ст. 1916; 2012, N 6, ст. 695) объемы мощностей, дополнительно выводимых из эксплуатации, могут составить 4596,8 МВт в период 2012-2014 годов. В таблице 5.3 и на рисунке 5.3 представлены объемы возможного дополнительного вывода из эксплуатации генерирующего оборудования на электростанциях ЕЭС России в период 2012-2014 годов.

 

Таблица 5.3. Объемы дополнительно выводимого из эксплуатации генерирующего оборудования, МВт

 

 

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2012-2014 годы

ЕЭС России

 

 

 

 

ТЭС

1153,8

50,0

3393,0

4596,8

в т.ч. ТЭЦ

1047,8

 

854,0

1901,8

КЭС

106,0

50,0

2539,0

2695,0

ОЭС Северо-Запада

 

 

 

 

ТЭС

2,0

50,0

 

52,0

в т.ч. ТЭЦ

2,0

 

 

2,0

КЭС

 

50,0

 

50,0

ОЭС Центра

 

 

 

 

ТЭС

71,3

 

865,0

936,3

в т.ч. ТЭЦ

71,3

 

 

71,3

КЭС

 

 

865,0

865,0

ОЭС Средней Волги

 

 

 

 

ТЭС

57,0

 

40,0

97,0

в т.ч. ТЭЦ

57,0

 

40,0

97,0

КЭС

 

 

 

 

ОЭС Урала

 

 

 

 

ТЭС

46,0

 

423,0

469,0

в т.ч. ТЭЦ

46,0

 

279,0

325,0

КЭС

 

 

144,0

144,0

ОЭС Сибири

 

 

 

 

ТЭС

977,5

 

2065,0

3042,5

в т.ч. ТЭЦ

871,5

 

535,0

1406,5

КЭС

106,0

 

1530,0

1636,0

 

РИС. 14 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

 

Дополнительно к рассмотренным выше предложениям по выводу из эксплуатации генерирующего оборудования возможен вывод из эксплуатации генерирующего оборудования на ТЭС в объеме 2769,5 МВт, которое предлагалось к выводу генерирующими компаниями (ноябрь-декабрь 2011 года), но не было учтено при формировании инвестиционных программ генерирующих компаний на 2012-2014 годы. В таблице 5.4 и на рисунке 5.4 представлены объемы возможного дополнительного вывода из эксплуатации генерирующего оборудования, не включенного в инвестиционные программы, на электростанциях ЕЭС России в период 2012-2014 годов. Планируемые дополнительные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России, не вошедших в инвестиционные программы, представлены в приложении N 3.

 

Таблица 5.4. Объемы дополнительно выводимого из эксплуатации генерирующего оборудования, не включенного в инвестиционные программы, МВт

 

 

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2012-2015 годы

ЕЭС России

 

 

 

 

 

ТЭС

334,5

779,0

1608,0

48,0

2769,5

в т.ч. ТЭЦ

334,5

579,0

655,0

 

1568,5

КЭС

 

200,0

953,0

48,0

1201,0

ОЭС Северо-Запада

 

 

 

 

 

ТЭС

40,0

2,0

118,0

 

160,0

в т.ч. ТЭЦ

40,0

2,0

118,0

 

160,0

ОЭС Центра

 

 

 

 

 

ТЭС

84,5

162,0

188,0

 

434,5

в т.ч. ТЭЦ

84,5

162,0

188,0

 

434,5

ОЭС Средней Волги

 

 

 

 

 

ТЭС

135,0

135,0

125,0

 

395,0

в т.ч. ТЭЦ

135,0

135,0

125,0

 

395,0

ОЭС Урала

 

 

 

 

 

ТЭС

50,0

315,0

957,0

 

1322,0

в т.ч. ТЭЦ

50,0

115,0

134,0

 

299,0

КЭС

 

200,0

823,0

 

1023,0

ОЭС Сибири

 

 

 

 

 

ТЭС

25,0

165,0

190,0

 

380,0

в т.ч. ТЭЦ

25,0

165,0

90,0

 

280,0

КЭС

 

 

100,0

 

100,0

ОЭС Востока

 

 

 

 

 

ТЭС

 

 

30,0

48,0

78,0

в т.ч. КЭС

 

 

30,0

48,0

78,0

 

РИС. 15 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

 

Изменение мощности действующих электростанций ЕЭС России с учетом вывода из эксплуатации устаревшего оборудования, планируемого присоединения (отсоединения) мощностей и изменения установленной мощности генерирующего оборудования после проведения реконструкции и модернизации представлено в таблице 5.5 и на рисунке 5.5. Установленная мощность действующих электростанций по ЕЭС России к 2018 году снизится на 10375,2 МВт (с 218235,8 МВт в 2011 году до 207860,6 МВт в 2018 году).

Таблица 5.5. Изменение установленной мощности действующих электростанций ЕЭС России (без учета ввода новых генерирующих объектов), МВт

 

 

Факт

Прогноз

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Мощность действующих электростанций - всего

218235,8

217556,9

217316,4

217424,3

214637,1

211732,0

208987,4

207860,6

АЭС

24266,0

24266,0

24266,0

24266,0

24266,0

22849,0

21432,0

20992,0

ГЭС

44586,5

44628,3

44717,3

44791,3

44846,5

44942,7

45056,6

45144,3

ТЭС

149373,5

148652,8

148323,3

148357,2

145514,8

143930,5

142489,0

141714,5

ВИЭ

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

Вывод из эксплуатации мощностей

 

846,5

389,5

158,8

2918,4

3051,3

2923,5

1239,5

АЭС

 

0,0

0,0

0,0

0,0

1417,0

1417,0

440,0

ГЭС

 

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭС

 

846,5

389,5

158,8

2918,4

1634,3

1506,5

799,5

ВИЭ

 

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Присоединение (+), отсоединение (-)

 

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

АЭС

 

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ГЭС

 

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭС

 

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ВИЭ

 

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Перемаркировка

 

0,0

6,0

60,7

0,0

0,0

0,0

0,0

АЭС

 

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ГЭС

 

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭС

 

0,0

6,0

60,7

0,0

0,0

0,0

0,0

ВИЭ

 

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция и модернизация

 

167,6

143,0

206,0

131,2

146,2

178,9

112,7

АЭС

 

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ГЭС

 

41,8

89,0

74,0

55,2

96,2

113,9

87,7

ТЭС

 

125,8

54,0

132,0

76,0

50,0

65,0

25,0

ВИЭ

 

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

 

Примечание: в составе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) учитываются ветровые электростанции (ВЭС) и приливные электростанции (ПЭС), в составе гидроэлектростанций (ГЭС) учитываются также ГАЭС и малые ГЭС (ГЭС с установленной мощностью 25 МВт и менее).

РИС. 16 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

 

Объемы модернизации, перемаркировки и реконструкции генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации приведены, соответственно, в приложениях N 4, N 5 и N 6.

В 2011 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 4688,3 МВт. Структура вводов генерирующих мощностей по ОЭС и ЕЭС России в 2011 году приведена в таблице 5.6.

 

Таблица 5.6. Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России в 2011 году

 

Электростанция

Станционный номер

Марка турбины

Установленная мощность, МВт

Фактическая дата ввода

ЕЭС России

 

 

4688,3

 

ОЭС Северо-Запада

 

 

932,0

 

Южная ТЭЦ-22

N 4

ПГУ*(6)

425

01.04.2011

ДЭС*(1) Коми

 

 

0,3

01.11.2011

ТЭЦ СЛПК

N 5У

ГТУ*(7)

87,7

01.12.2011

ТЭС-1 ОАО "Кондопога"

N 1-3

ПР 13/15,8 - 3,4/1,5/0,6

48

01.12.2011

ДЭС Коми

 

 

1,15

01.01.2012

Первомайская ТЭЦ-14

N 2

ПГУ

180

01.01.12

МГЭС "Ляскеля"

N 1-6

СГ-800-16В2 УХЛЗ

4,8

01.01.2012

Юго-Западная ТЭЦ

N 1

ПГУ

185

01.01.2012

ОЭС Центра

 

 

718,3

 

Мини-ТЭС Курьяновские очистные сооружения

N 5

JMS 620

2,7

01.06.2011

ТЭЦ-26 Мосэнерго

N 8

ПГУ

420,9

01.07.2011

Курская ТЭЦ СЗР

N 1

ПГУ

116,9

01.07.2011

Калужская ТЭЦ

N 2

ГТУ

29,8

01.08.2011

ГТ-ТЭЦ*(2) г. Щелково

N 1-2

ГТУ

18

01.10.2011

ГТЭС*(3) Лыково

N 1

ПГУ

130

01.11.2011

ОЭС Средней Волги

 

 

6

 

Ромодановская ТЭЦ-4

N 2

Р-6-35/5М

6

01.01.2012

ОЭС Юга

 

 

543,9

 

Новочеркасская ГТ-ТЭЦ

N 1-2

ГТ-009

18

01.04.2011

Егорлыкская ГЭС-2

N 1-4

РО 45-В-190

14,2

01.05.2011

Астраханская ГРЭС*(4)

N 1

ПГУ

101,5

01.07.2011

Невинномысская ГРЭС

N 14

ПГУ

410,2

01.07.2011

ОЭС Урала

 

 

2447,1

 

Тюменская ТЭЦ-1

N 2

ПГУ

190

01.02.2011

Уфимская ТЭЦ-1

 

ГТУ

18,7

01.03.2011

Северо-Лабатьюганская ГТЭС-2 (Сургутнефтегаз)

N 1-3

ГТУ

36

01.03.2011

Челябинская ТЭЦ-3

N 3

ПГУ

206,3

01.06.2011

Сургутская ГРЭС-2

N 7

ПГУ

396,9

01.08.2011

Сургутская ГРЭС-2

N 8

ПГУ

400,2

01.08.2011

Яйвинская ГРЭС

N 5

ПГУ

424,6

01.08.2011

Уфимская ТЭЦ-2

N 1

ГТУ

49

01.08.2011

Тобольская ТЭЦ

N 3, 5

ПГУ

213,3

01.10.2011

Среднеуральская ГРЭС

N 12

ПГУ

419

01.12.2011

Сургутнефтегаз (ГПЭС*(5) при ДНС-2)

N 5, 6

ГТУ

3,1

01.11.2011

Приобская ГТЭС

N 5, 6

ГТУ

90

28.12.2011

ОЭС Сибири

 

 

41

 

Игольско-Таловая ГТЭС

N 1-2

ГТУ

12

01.07.2011

ТЭЦ НКМК (бл. ст)

N 4

ПТ-29/35-2,9/1

29

01.08.2011

 

 

Всего

4688,3

 

 

______________________________

*(1) - ДЭС - дизельная электростанция

*(2) - ГТ-ТЭЦ - газотурбинная теплоэлектроцентраль

*(3) - ГТЭС - газотурбинная электрическая станция

*(4) - ГРЭС - государственная районная электростанция

*(5) - ГПЭС - газопоршневая электростанция

*(6) - ПГУ - парогазовая установка

*(7) - ГТУ - газотурбинная установка

 

Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2012-2018 годов предусматриваются в объеме 40109,7 МВт, в т.ч. на АЭС - 12315,6 МВт, на ГЭС - 3830,2 МВт, на ГАЭС - 980 МВт и на ТЭС - 22983,2 МВт. При этом вводы на замену устаревшего оборудования планируются в объеме 1073,5 МВт. Из общего объема запланированных вводов генерирующих мощностей выделены генерирующие объекты с высокой вероятностью ввода, к которым для целей настоящего документа отнесены следующие генерирующие объекты:

генерирующие объекты, строительство (реконструкция) которых осуществляется в соответствии с обязательствами, принятыми по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;

генерирующие объекты, включенные в инвестиционные программы ОАО "Концерн Росэнергоатом", ОАО "РусГидро", ОАО "РАО ЭС Востока" и других компаний;

генерирующие объекты, по которым имеются заключенные договоры об осуществлении технологического присоединения.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2012-2018 годов представлены в таблице 5.7 и на рисунках 5.6 и 5.7.

 

Таблица 5.7. Вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

 

 

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Всего за 2012-2018 годы

ЕЭС России

10749,4

7267,0

9136,1

4844,8

3339,0

1624,2

3149,0

40109,7

АЭС

1000,0

 

3148,8

2368,8

2364,0

1070,0

2364,0

12315,6

ГЭС

2004,4

1129,0

164,8

160,0

 

30,0

342,0

3830,2

ГАЭС

420,0

350,0

210,0

 

 

 

 

980,0

ТЭС

7325,0

5788,2

5612,5

2316,0

975,0

524,2

443,0

22983,9

в т.ч. ТЭЦ

4057,8

3542,4

2252,5

618,0

555,0

524,2

443,0

11992,9

КЭС

3264,4

2245,8

3360,0

1698,0

420,0

 

 

10988,2

дизельные

2,8

 

 

 

 

 

 

2,8

в т.ч. замена

61,5

150,0

115,0

185,0

185,0

257,0

120,0

1073,5

ГЭС

 

 

 

 

 

30,0

 

30,0

ТЭС

61,5

150,0

115,0

185,0

185,0

227,0

120,0

1043,5

в т.ч. ТЭЦ

61,5

150,0

115,0

185,0

185,0

227,0

120,0

1043,5

ОЭС Северо-Запада

1253,8

410,0

70,0

1336,0

2364,0

66,0

2364,0

7863,8

АЭС

 

 

 

1170,0

2364,0

 

2364,0

5898,0

ТЭС

1253,8

410,0

70,0

166,0

 

66,0

 

1965,8

в т.ч. ТЭЦ

560,0

410,0

70,0

166,0

 

66,0

 

1272,0

КЭС

691,0

 

 

 

 

 

 

691,0

дизельные

2,8

 

 

 

 

 

 

2,8

ОЭС Центра

2914,4

2410,2

2471,8

1355,8

 

 

 

9152,2

АЭС

1000,0

 

1198,8

1198,8

 

 

 

3397,6

ГАЭС

420,0

210,0

210,0

 

 

 

 

840,0

ТЭС

1494,4

2200,2

1063,0

157,0

 

 

 

4914,6

в т.ч. ТЭЦ

955,6

1816,4

643,0

157,0

 

 

 

3572,0

КЭС

538,8

383,8

420,0

 

 

 

 

1342,6

в т.ч. замена

61,5

50,0

 

 

 

 

 

111,5

ТЭС

61,5

50,0

 

 

 

 

 

111,5

в т.ч. ТЭЦ

61,5

50,0

 

 

 

 

 

111,5

ОЭС Средней Волги

501,0

115,0

440,0

110,0

 

 

 

1166,0

ТЭС

501,0

115,0

440,0

110,0

 

 

 

1166,0

в т.ч. ТЭЦ

501,0

115,0

110,0

110,0

 

 

 

836,0

КЭС

 

 

330,0

 

 

 

 

330,0

в т.ч. замена

 

35,0

 

 

 

 

 

35,0

ТЭС

 

35,0

 

 

 

 

 

35,0

в т.ч. ТЭЦ

 

35,0

 

 

 

 

 

35,0

ОЭС Юга

1136,8

1351,5

1404,8

 

420,0

1070,0

342,0

5725,1

АЭС

 

 

1070,0

 

 

1070,0

 

2140,0

ГЭС

6,4

130,0

4,8

 

 

 

342,0

483,2

ГАЭС

 

140,0

 

 

 

 

 

140,0

ТЭС

1130,4

1081,5

330,0

 

420,0

 

 

2961,9

в т.ч. ТЭЦ

1130,4

332,0

 

 

 

 

 

1462,4

КЭС

 

749,5

330,0

 

420,0

 

 

1499,5

ОЭС Урала - всего

2367,8

1559,0

3650,0

1763,0

65,0

273,2

 

9678,0

АЭС

 

 

880,0

 

 

 

 

880,0

ГЭС

 

 

 

 

 

30,0

 

30,0

ТЭС

2367,8

1559,0

2770,0

1763,0

65,0

243,2

 

8768,0

в т.ч. ТЭЦ

547,0

749,0

1290,0

65,0

65,0

243,2

 

2959,2

КЭС

1820,8

810,0

1480,0

1698,0

 

 

 

5808,8

в т.ч. замена

 

65,0

115,0

65,0

65,0

42,0

 

352,0

ГЭС

 

 

 

 

 

30,0

 

30,0

ТЭС

 

65,0

115,0

65,0

65,0

12,0

 

322,0

в т.ч. ТЭЦ

 

65,0

115,0

65,0

65,0

12,0

 

322,0

ОЭС Сибири

2525,8

1421,5

800,0

120,0

 

90,0

 

4957,3

ГЭС

1998,0

999,0

 

 

 

 

 

2997,0

ТЭС

527,8

422,5

800,0

120,0

 

90,0

 

1960,3

в т.ч. ТЭЦ

314,0

120,0

 

120,0

 

90,0

 

644,0

КЭС

213,8

302,5

800,0

 

 

 

 

1316,3

в т.ч. замена

 

 

 

120,0

 

90,0

 

210,0

ТЭС

 

 

 

120,0

 

90,0

 

210,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

120,0

 

90,0

 

210,0

ОЭС Востока

49,8

 

299,5

160,0

490,0

125,0

443,0

1567,3

ГЭС

 

 

160,0

160,0

 

 

 

320,0

ТЭС

49,8

 

139,5

 

490,0

125,0

443,0

1247,3

в т.ч. ТЭЦ

49,8

 

139,5

 

490,0

125,0

443,0

1247,3

в т.ч. замена

 

 

 

 

120,0

125,0

120,0

365,0

ТЭС

 

 

 

 

120,0

125,0

120,0

365,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

 

120,0

125,0

120,0

365,0

 

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2018 года планируется в ОЭС Урала (9678 МВт) и в ОЭС Центра (9152,2 МВт).

 

РИС. 17 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

 

РИС. 18 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

 

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по электростанциям ЕЭС России приведены в приложении N 7.

В соответствии с предложениями генерирующих компаний предполагаются дополнительные вводы генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России в объеме 14047,1 МВт, в т.ч. на ГЭС - 618,7 МВт, на ГАЭС - 155 МВт, на ТЭС - 12336 МВт и на ВИЭ - 937,4 МВт. Объемы дополнительных вводов генерирующих мощностей по предложениям компаний представлены в таблице 5.8 и на рисунке 5.8.

 

Таблица 5.8. Дополнительные вводы мощности на электростанциях, МВт

 

 

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Всего за 2012-2018 годы

ЕЭС России

233,4

636,0

1676,0

1903,0

3862,6

3151,2

2584,9

14047,1

ГЭС

 

 

 

 

110,6

103,2

404,9

618,7

ГАЭС

 

 

 

 

 

 

155,0

155,0

ТЭС

198,0

570,0

1597,0

1836,0

3685,0

2798,0

1652,0

12336,0

ВИЭ

35,4

66,0

79,0

67,0

67,0

250,0

373,0

937,4

ОЭС Северо-Запада

 

30,0

150,0

500,0

 

180,0

134,0

994,0

ГЭС

 

 

 

 

 

 

14,0

14,0

ТЭС

 

30,0

138,0

500,0

 

180,0

120,0

968,0

ВИЭ

 

 

12,0

 

 

 

 

12,0

ОЭС Центра

 

 

371,0

182,0

175,0

565,0

587,0

1880,0

ГАЭС

 

 

 

 

 

 

155,0

155,0

ТЭС

 

 

371,0

182,0

175,0

565,0

432,0

1725,0

ОЭС Средней Волги

 

40,0

895,0

18,0

410,0

545,0

440,0

2348,0

ТЭС

 

40,0

895,0

18,0

410,0

545,0

440,0

2348,0

ОЭС Юга

35,4

66,0

67,0

67,0

252,7

404,1

422,9

1315,1

ГЭС

 

 

 

 

75,7

37,1

172,9

285,7

ТЭС

 

 

 

 

110,0

117,0

 

227,0

ВИЭ

35,4

66,0

67,0

67,0

67,0

250,0

250,0

802,4

ОЭС Урала

138,0

500,0

175,0

154,0

1019,9

721,6

661,4

3369,9

ГЭС

 

 

 

 

0,9

0,6

1,4

2,9

ТЭС

138,0

500,0

175,0

154,0

1019,0

721,0

660,0

3367,0

ОЭС Сибири

60,0

 

18,0

532,0

1572,0

735,5

216,6

3134,1

ГЭС

 

 

 

 

34,0

65,5

216,6

316,1

ТЭС

60,0

 

18,0

532,0

1538,0

670,0

 

2818,0

ОЭС Востока

 

 

 

450,0

433,0

 

123,0

1006,0

ТЭС

 

 

 

450,0

433,0

 

 

883,0

ВИЭ

 

 

 

 

 

 

123,0

123,0

 

РИС. 19 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

 

Дополнительные объемы и структура вводов генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России приведены в приложении N 8.

Дополнительные объемы модернизации и перемаркировки генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации приведены, соответственно, в приложениях N 9 и N 10.

Развитие атомной энергетики в период 2012-2018 годов предусматривается за счет установки новых энергоблоков на действующих АЭС (в том числе: энергоблоки N 3 и N 4 типа ВВЭР мощностью 1070 МВт в 2014 и 2017 годах на Ростовской АЭС, четвертый энергоблок типа БН-880 мощностью 880 МВт в 2014 году на Белоярской АЭС), ввода в промышленную эксплуатацию четвертого энергоблока типа ВВЭР мощностью 1000 МВт Калининской АЭС в 2012 году, а также сооружения новых АЭС. Сооружение АЭС на новых площадках предусматривается в:

ОЭС Северо-Запада - Балтийской АЭС в Калининградской области (с вводом энергоблоков N 1 и N 2 типа ВВЭР-1200 мощностью 1194 МВт в 2016 и 2018 годах) и Ленинградской АЭС-2 (взамен выбывающих в 2016 и 2017 годах энергоблоков по 1000 МВт на Ленинградской АЭС с вводом энергоблоков N 1-3 типа ВВЭР-1200 мощностью 1170 МВт в 2015, 2016 и 2018 годах);

ОЭС Центра - Нововоронежской АЭС-2 с вводом двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1198,8 МВт в 2014 и 2015 годах.

Вводы мощности на ГЭС ЕЭС России в период 2012-2018 годов предусматриваются в объеме 3830,2 МВт.

В рассматриваемый перспективный период приоритетной задачей является завершение строительства ГЭС с высоким уровнем готовности к вводу в эксплуатацию.

Значительные вводы ГЭС в европейской части России предусматриваются в ОЭС Юга, в том числе завершение сооружения Гоцатлинской ГЭС каскада Зирани (2х50 МВт в 2013 году), Зеленчукской ГЭС-ГАЭС (2х70 МВт в 2013 году).

В связи с планируемым развитием атомной энергетики и, как следствие, увеличением потребности в маневренной мощности в европейской части России в период 2012-2018 годов предусматривается строительство Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме Московской области и г. Москвы в ОЭС Центра (2х210 МВт в 2012 году и по 210 МВт в 2013 и 2014 годах) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в энергосистеме Республики Карачаево-Черкессия в ОЭС Юга (2x70 МВт в 2013 году). Дополнительно предполагается сооружение Курской ГАЭС в энергосистеме Курской области в ОЭС Центра с вводом в эксплуатацию первого гидроагрегата 155 МВт в 2018 году.

В настоящее время ОАО "РусГидро" проводит работы по проектированию Ленинградской ГАЭС. Ввод первых двух агрегатов по 195 МВт в энергосистеме Ленинградской области и г. Санкт-Петербург предполагается в 2020 году.

Наибольший объем вводов ГЭС намечается в ОЭС Сибири, где планируется завершение строительства Богучанской ГЭС (6х333 МВт в 2012 году и 3х333 МВт в 2013 году, с достижением проектной установленной мощности 3000 МВт в 2013 году).

Приоритетным направлением технической политики в электроэнергетике России является применение парогазовых технологий при техническом перевооружении существующих и строительстве новых электростанций, а также создание оборудования, работающего на угле, с суперсверхкритическими параметрами острого пара.

В рассматриваемый перспективный период до 2018 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью 200 МВт и выше) с использованием парогазовых технологий:

в ОЭС Северо-Запада: с высокой вероятностью ввода - на Юго-Западной ТЭЦ (ПГУ-300(Т)), Киришской ГРЭС (2хГТ-270), Правобережной ТЭЦ (ПГУ-450(Т)); дополнительно - на ТЭЦ "Морской Фасад" (ПГУ-500(Т));

в ОЭС Центра: с высокой вероятностью ввода - на Владимирской ТЭЦ-2 (ПГУ-230(Т)), Череповецкой ГРЭС (ПГУ-420), Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т)), Ивановских ПГУ (ПГУ-325), Тенинской водогрейной котельной (ПГУ-450(Т)), а также на электростанциях ОАО "Мосэнерго": ТЭЦ-12 (ПГУ-220(Т)), ТЭЦ-16 (ПГУ-420(Т)), ТЭЦ-20 (ПГУ-420(Т)); дополнительно - на ТЭЦ-25 ОАО "Мосэнерго" (ПГУ-420(Т)) и ГТЭС "Молжаниновка" (2хПГУ-240 (Т));

в ОЭС Средней Волги: с высокой вероятностью ввода - на Сызранской ТЭЦ (ПГУ-225(Т)); дополнительно - на Автозаводской ТЭЦ (ПГУ-400(Т)) и Нижегородской ТЭЦ (2хПГУ-450(Т));

в ОЭС Юга: с высокой вероятностью ввода - на Краснодарской ТЭЦ (ПГУ-410(Т)) и Ставропольской ГРЭС (ПГУ-420);

в ОЭС Урала: с высокой вероятностью ввода - на Уфимской ТЭЦ-5 (2хПГУ-220(Т)), Серовской ГРЭС (ПГУ-420), Ново-Березниковской ТЭЦ (ПГУ-230(Т)), Нижнетуринской ГРЭС (2хПГУ-230), Ново-Богословской ТЭЦ (ПГУ-230(Т)), Уренгойской ГРЭС (ПГУ-450), Нижневартовской ГРЭС (2хПГУ-410), Няганской ГРЭС (3хПГУ-418), Ижевской ТЭЦ-1 (ПГУ-230(Т)), Челябинской ГРЭС (2хПГУ-248(Т)), Южно-Уральской ГРЭС-2 (3хПГУ-400), Пермской ГРЭС (ПГУ-410); дополнительно - на Ново-Салаватской ТЭЦ (ПГУ-410(Т)) и ПГУ в Тарко-Сале (2хПГУ-300);

в ОЭС Сибири: дополнительно - на Газовой ТЭС в Усть-Куте (2хПГУ-400) и Омской ТЭЦ-6 (ПГУ-428(Т));

в ОЭС Востока: дополнительно - на ТЭЦ Восточной нефтехимической компании (ПГУ-433(Т)) и Хабаровской ПГУ (2хПГУ-225(Т)).

Также в рассматриваемый период планируется ввод крупных (единичной мощностью 200 МВт и выше) энергоблоков на угле:

в ОЭС Центра: с высокой вероятностью ввода - на Черепетской ГРЭС (2хК-214-130);

в ОЭС Юга: с высокой вероятностью ввода - на Новочеркасской ГРЭС (К-330-240);

в ОЭС Урала: с высокой вероятностью ввода - на Троицкой ГРЭС (К-660-300); дополнительно - на Демидовской ТЭС (2хК-660-300);

в ОЭС Сибири: с высокой вероятностью ввода - на Березовской ГРЭС-1 (К-800-240) и Красноярской ТЭЦ-3 (Т-185-130); дополнительно - на Алтайской КЭС (К-330-240).

Развитие возобновляемых источников энергии в рассматриваемый перспективный период предполагается в основном за счет строительства ветровых электростанций (при условии реализации дополнительных вводов мощности), в том числе: ветропарка "Нижняя Волга" (2х250 МВт в 2017-2018 годах) и Приютненской ВЭС (с достижением установленной мощности 302,4 МВт к 2016 году) в ОЭС Юга, а также Дальневосточной ВЭС на о. Попова (23 МВт в 2018 году) и Дальневосточной ВЭС на м. Поворотный (100 МВт в 2018 году) в ОЭС Востока. Также рассматривается строительство приливной Северной ПЭС (12 МВт) в ОЭС Северо-Запада.

В настоящее время Центральный энергорайон Якутской энергосистемы и Западный энергорайон Якутской энергосистемы работают изолированно от ЕЭС России. Южно-Якутский энергорайон работает в составе ОЭС Востока. В рассматриваемый перспективный период в Центральном энергорайоне предполагается строительство Якутской ТЭС-2 с вводом четырех ГТ-39,4 (157,6 МВт) в 2014 году и еще трех ГТ-39,4 (118,2 МВт) в 2016 году (по планам ОАО "РАО ЭС Востока").

Объединение Центрального и Южно-Якутского энергорайонов намечается в 2015 году посредством сооружения воздушной линии (ВЛ) 220 кВ Томмот - Майя. В 2015 году намечается объединение Западного энергорайона Якутской энергосистемы с Иркутской энергосистемой ОЭС Сибири с сооружением ВЛ 220 кВ Пеледуй - Чертово Корыто - Сухой Лог - Мамакан.

При составлении балансов мощности и электроэнергии Центральный и Западный энергорайоны Якутской энергосистемы, а также энергорайон г. Салехарда не учитывались в установленной мощности ОЭС и ЕЭС России.

В настоящее время энергорайон г. Салехарда работает изолированно от ЕЭС России. ОАО "Корпорация Урал Промышленный - Урал Полярный" в 2012-2013 годах предполагает ввод ТЭС "Полярная" мощностью 262,3 МВт в данном регионе. В 2013 году предполагается присоединение энергорайона г. Салехард к ЕЭС России путем строительства ВЛ 220 кВ Салехард - Надым.

При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2018 году на 29734,5 МВт (13,6%) и составит 247970,3 МВт. В период 2012-2018 годов в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России возрастет доля АЭС с 11,1% в 2011 году до 13,4%, доля ГЭС и ГАЭС незначительно снизится с 20,5% до 20,2%, доля ТЭС снизится с 68,4% до 66,4%. Доля ВИЭ остается практически неизменной - 0,005% на уровне 2011 года и 0,004% в перспективный период 2012-2018 годов.

Структура установленной мощности электростанций по ОЭС и ЕЭС России в период 2012-2018 годов представлена в таблице 5.9 и на рисунке 5.9.

Таблица 5.9. Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт

 

 

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

ЕЭС России

218235,8

228306,3

235333,0

244577,0

246634,6

247068,5

245948,1

247970,3

АЭС

24266,0

25266,0

25266,0

28414,8

30783,6

31730,6

31383,6

33307,6

ГЭС

43386,5

45432,7

46650,7

46889,5

47104,7

47200,9

47344,8

47774,5

ГАЭС

1200,0

1620,0

1970,0

2180,0

2180,0

2180,0

2180,0

2180,0

ТЭС

149373,5

155977,8

161436,5

167082,9

166556,5

165947,2

165029,9

164698,4

в т.ч. ТЭЦ

82535,4

86089,8

89460,2

91727,6

90600,7

89723,4

89133,1

88854,6

КЭС

66699,4

69749,3

71837,6

75216,6

75817,1

76085,1

75758,1

75705,1

дизельные

138,7

138,7

138,7

138,7

138,7

138,7

138,7

138,7

ВИЭ

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

в т.ч. ВЭС

8,7

8,7

8,7

8,7

8,7

8,7

8,7

8,7

ПЭС

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

ОЭС Северо-Запада

22466,6

23434,8

23849,8

23861,0

25071,5

26444,0

25445,0

27247,0

АЭС

5760,0

5760,0

5760,0

5760,0

6930,0

8294,0

7294,0

9218,0

ГЭС

2928,4

2941,6

2946,6

2945,6

2945,6

2954,1

2962,6

2966,6

ТЭС

13771,8

14726,8

15136,8

15149,0

15189,5

15189,5

15182,0

15056,0

в т.ч. ТЭЦ

9878,2

10383,2

10793,2

10805,4

10845,9

10845,9

10838,4

10712,4

КЭС

3806,3

4256,3

4256,3

4256,3

4256,3

4256,3

4256,3

4256,3

дизельные

87,3

87,3

87,3

87,3

87,3

87,3

87,3

87,3

ВИЭ

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

в т.ч. ВЭС

5,3

5,3

5,3

5,3

5,3

5,3

5,3

5,3

ПЭС

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

ОЭС Центра

50322,9

53030,8

55312,0

57853,8

58804,6

57770,6

56948,6

56841,6

АЭС

11834,0

12834,0

12834,0

14032,8

15231,6

14814,6

14397,6

14397,6

ГЭС

638,6

638,6

638,6

648,6

648,6

658,6

668,6

678,6

ГАЭС

1200,0

1620,0

1830,0

2040,0

2040,0

2040,0

2040,0

2040,0

ТЭС

36650,3

37938,2

40009,4

41132,4

40884,4

40257,4

39842,4

39725,4

в т.ч. ТЭЦ

20195,9

20995,5

22817,9

23460,9

23352,9

22865,9

22590,9

22473,9

КЭС

16454,4

16942,7

17191,5

17671,5

17531,5

17391,5

17251,5

17251,5

ОЭС Средней Волги

25817,7

26202,0

26322,0

26783,0

26300,5

26056,5

26104,0

26119,0

АЭС

4072,0

4072,0

4072,0

4072,0

4072,0

4072,0

4072,0

4072,0

ГЭС

6796,0

6805,0

6835,0

6856,0

6890,5

6941,5

6989,0

7004,0

ТЭС

14949,5

15324,8

15414,8

15854,8

15337,8

15042,8

15042,8

15042,8

в т.ч. ТЭЦ

12631,5

13018,8

13108,8

13218,8

12701,8

12406,8

12406,8

12406,8

КЭС

2318,0

2306,0

2306,0

2636,0

2636,0

2636,0

2636,0

2636,0

ВИЭ

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

в т.ч. ВЭС

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

ОЭС Юга

17773,0

18895,4

20283,9

21746,7

21246,9

21678,6

22671,5

23047,2

АЭС

2000,0

2000,0

2000,0

3070,0

3070,0

3070,0

4140,0

4140,0

ГЭС

5582,6

5602,6

5769,6

5812,4

5825,1

5836,8

5854,7

6230,4

ГАЭС

 

 

140,0

140,0

140,0

140,0

140,0

140,0

ТЭС

10189,4

11291,8

12373,3

12723,3

12210,8

12630,8

12535,8

12535,8

в т.ч. ТЭЦ

3742,0

4808,4

5140,4

5160,4

5180,4

5180,4

5085,4

5085,4

КЭС

6447,4

6483,4

7232,9

7562,9

7030,4

7450,4

7450,4

7450,4

ВИЭ

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

в т.ч. ВЭС

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

ОЭС Урала

45721,0

47978,6

49465,6

53061,6

53904,2

53545,9

53762,1

53616,1

АЭС

600,0

600,0

600,0

1480,0

1480,0

1480,0

1480,0

1480,0

ГЭС

1831,5

1837,5

1849,5

1855,5

1858,5

1868,5

1908,5

1928,5

ТЭС

43287,3

45538,9

47013,9

49723,9

50563,5

50195,2

50371,4

50205,4

в т.ч. ТЭЦ

15904,5

16316,8

16981,8

18211,8

17528,4

17160,1

17311,3

17120,3

КЭС

27382,8

29222,1

30032,1

31512,1

33035,1

33035,1

33060,1

33085,1

ВИЭ

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

в т.ч. ВЭС

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

ОЭС Сибири

46925,0

49505,3

50913,3

51826,0

51719,0

51724,0

51719,0

51674,0

ГЭС

22269,4

24267,4

25271,4

25271,4

25276,4

25281,4

25286,4

25291,4

ТЭС

24655,6

25237,9

25641,9

26554,6

26442,6

26442,6

26432,6

26382,6

в т.ч. ТЭЦ

16378,8

16712,8

16836,8

16949,5

17037,5

17037,5

17027,5

16977,5

КЭС

8230,5

8478,8

8758,8

9558,8

9358,8

9358,8

9358,8

9358,8

дизельные

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

ОЭС Востока

9209,6

9259,4

9186,4

9444,9

9587,9

9848,9

9297,9

9425,4

ГЭС

3340,0

3340,0

3340,0

3500,0

3660,0

3660,0

3675,0

3675,0

ТЭС

5869,6

5919,4

5846,4

5944,9

5927,9

6188,9

5622,9

5750,4

в т.ч. ТЭЦ

3804,5

3854,3

3781,3

3920,8

3953,8

4226,8

3872,8

4078,3

КЭС

2060,0

2060,0

2060,0

2019,0

1969,0

1957,0

1745,0

1667,0

дизельные

5,1

5,1

5,1

5,1

5,1

5,1

5,1

5,1

РИС. 20 К СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "Рисунок 5.9"

5.1. На следующих территориях ЕЭС России технологически необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах каких-либо собственников

 

5.1.1. Юго-Западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края

 

Электроснабжение потребителей Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края осуществляется по контролируемому сечению "Юго-Запад", состоящему из следующих линий электропередачи:

- ВЛ 500 кВ Тихорецк - Кубанская;

- ВЛ 220 кВ Афипская - Кубанская;

- ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Кирилловская;

- ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат - Славянская;

- ВЛ 110 кВ Ильская - Холмская;

- ВЛ 110 кВ Новомышастовская - ВНИИРИС;

- ВЛ 110 кВ Забойская - Гривенская.

Основные показатели баланса мощности Юго-Западного энергорайона на перспективу до 2018 года приведены в таблице 5.10.

При определении максимально допустимых перетоков (МДП) в контролируемом сечении "Юго-Запад" учтено:

- строительство ВЛ 500 кВ Кубанская - Центральная (2012 год);

- ввод в работу автотрансформатора (АТ) номер 3 220/110 кВ на подстанции (ПС) 220 кВ Крымская (2012 год);

- ввод в работу 3 автотрансформаторной группы (АТГ) 500/220 кВ на ПС 500 кВ Кубанская (2013 год);

- ввод в работу ПС 220 кВ Бужора с заходами ВЛ 110 кВ и 220 кВ (2012 год);

- строительство ВЛ 220 кВ Бужора - Кубанская (в габаритах 500 кВ) (2014 год);

- строительство ПС 500 кВ Анапа (Бужора) с ВЛ 500 кВ Анапа (Бужора) - Андреевская (2017 год).

Снижение располагаемой мощности электростанций начиная с 2013 года связано с возможным демонтажем неэкономичных Мобильных ГТУ.

 

Таблица 5.10. Баланс мощности Юго-Западного энергорайона на 2012-2018 годы, МВт

 

 

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Потребление мощности

950

1 200

1 400

1 450

1 600

1 650

1 750

Располагаемая мощность электростанций

73

28

28

28

28

28

28

Покрытие спроса (переток в сечении Юго-Запад)

877

1 172

1 372

1 422

1 572

1 622

1 722

МДП в нормальной схеме

1400

1400

1400

1400

1400

1800

1800

Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" в нормальной схеме

523

228

28

-22

-172

178

78

МДП в ремонтной схеме (откл. ВЛ 500 кВ)

1000

1000

1000

1000

1000

1400

1400

Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" в ремонтной схеме

123

-172

-372

-422

-572

-222

-322

 

Анализ баланса мощности Юго-Западного энергорайона на перспективу до 2018 года показывает на наличие непокрываемого дефицита активной мощности:

- в нормальной схеме - на этапе 2015 года;

- в единичной ремонтной схеме (ремонт ВЛ 500 кВ Тихорецк - Кубанская) - на этапе 2013 года.

Максимальная величина дефицита наблюдается на этапе 2016 года и составляет 172 МВт (для нормальной схемы) и 572 МВт (для единичной ремонтной схемы).

Учитывая изложенное, для обеспечения надежного электроснабжения потребителей и обеспечения возможности демонтажа неэкономичных Мобильных ГТУ, в Юго-Западном энергорайоне необходимо строительство тепловой электростанции установленной мощностью до 600 МВт, в том числе не менее 200 МВт (2х100 МВт) в Новороссийском энергоузле Юго-Западного энергорайона.

5.1.2. Энергосистема Республики Тыва

 

Электроснабжение потребителей на территории Республики Тыва осуществляется по контролируемому сечению "Красноярск, Хакасия - Тыва", состоящему из следующих линий электропередачи:

- ВЛ 220 кВ Шушенская-опорная - Туран с отпайкой на ПС 220 кВ Ергаки;

- ВЛ 220 кВ Абаза - Ак-Довурак.

Потребление на территории энергосистемы Республика Тыва в осенне-зимний период (ОЗП) 2012/2013 (с учетом перетока активной мощности в западный энергорайон энергосистемы Монголии) прогнозируется на уровне 174 МВт.

Суммарная мощность генерирующего оборудования, находящегося на территории энергосистемы Республики Тыва, составляет 62 МВт, в том числе:

- Кызылская ТЭЦ - 17 МВт;

- Мобильная ГТЭС - 45 МВт (ввод в работу осуществляется в период прохождения максимума нагрузки и в послеаварийных режимах).

Установка второй Мобильной ГТЭС (мощностью 22,5 МВт) выполнена в июне 2011 года из-за непокрываемого дефицита активной мощности на территории энергосистемы.

Учитывая:

- прогнозируемый рост потребления на территории энергосистемы (в том числе за счет энергоемких горно-обогатительных комбинатов);

- необходимость вывода из эксплуатации находящейся в неудовлетворительном техническом состоянии Кызылской ТЭЦ;

- необходимость вывода из работы неэкономичного оборудования Мобильных ГТЭС;

- высокую вероятность смещения сроков сооружения ВЛ 220 кВ Чадан - Кызылская и ВЛ 220 кВ Шушенская - Туран - Кызылская;

- необходимость учета при определении области допустимых режимов работы питающих связей энергосистемы нормативного возмущения, связанного с аварийным отключением двух линий электропередачи, проходящих в общем коридоре,

в целях обеспечения допустимых электроэнергетических режимов в энергосистеме Республики Тыва при различных нормативных возмущениях, на территории энергосистемы Республики Тыва требуется строительство тепловой электростанции установленной мощностью не менее 110 МВт.

5.1.3. Бодайбинский и Мамско-Чуйский энергорайоны энергосистемы Иркутской области

 

Электроснабжение потребителей Бодайбинского и Мамско-Чуйского энергорайонов энергосистемы Иркутской области осуществляется по контролируемому сечению "Таксимо - Мамакан", состоящему из следующих линий электропередачи:

- ВЛ 220 кВ Таксимо - Мамакан;

- ВЛ 110 кВ Таксимо - Мамаканская ГЭС.

Существующая пропускная способность контролируемого сечения (после выполнения перевода ВЛ Таксимо - Мамакан на напряжение 220 кВ) - 65 МВт не позволяет обеспечить надежное электроснабжение потребителей Бодайбинского и Мамско-Чуйского энергорайонов.

Прогнозируемый дефицит активной мощности указанных энергорайонов (81 МВт), определяемый прогнозным потреблением на ОЗП 2012/2013 (87 МВт) и характерной для зимнего периода генерацией Мамаканской ГЭС (6 МВт) превышает МДП в нормальной схеме на 16 МВт, а в единичной ремонтной (послеаварийной) схеме - на 26 МВт.

В целях минимизации объема ввода графиков аварийного ограничения режима потребления в нормальной схеме электрической сети в 2012 году на связях Бодайбинского и Мамско-Чуйского энергорайонов с Иркутской энергосистемой осуществлялась длительная работа в вынужденном режиме с существенными рисками полного погашения потребителей энергорайонов при единичном аварийном возмущении.

Реализация технологических мероприятий, по снижению рисков нарушения электроснабжения в регионах с высокими рисками нарушения электроснабжения, в целях обеспечения надежного электроснабжения регионов с высокими рисками нарушения электроснабжения разработанных и рекомендованных к осуществлению Министерством энергетики Российской Федерации, позволит снизить, но не исключить необходимость ввода графиков аварийного ограничения режима потребления.

Учитывая значительный объем технических условий на технологическое присоединение потребителей в указанных районах (в объеме более 250 МВт), на территории Бодайбинского и Мамско-Чуйского энергорайонов необходимо строительство тепловой электростанции установленной мощностью не менее 200 МВт в совокупности с развитием электрической сети 220 кВ.

5.1.4. Энергосистема Чеченской Республики

 

Электроснабжение потребителей Чеченской Республики в составе юго-восточной части ОЭС Юга осуществляется по ВЛ 330-500 кВ, входящим в состав нескольких последовательных контролируемых сечений:

- ОЭС - Дагестан (МДП - 550 МВт);

- Терек (МДП - 1200 МВт);

- Восток (МДП - 2300 МВт).

В период прохождения ОЗП 2011/2012 в вышеуказанных контролируемых сечениях осуществлялась длительная работа в вынужденном режиме с перетоками активной мощности, превышающими максимально допустимое значение. Это явилось следствием недостаточного объема тепловой генерации на электростанциях в юго-восточной части ОЭС Юга, недостаточными запасами гидроресурсов (связанными с традиционно низкой приточностью на ГЭС в зимний период) и значительным ростом электропотребления, в том числе по территории Чеченской Республики.

Работа в вынужденном режиме привела к увеличению с 1 (в ОЗП 2010/2011) до 8 (в ОЗП 2011/2012) количества отключений нагрузки потребителей устройствами противоаварийной автоматики, однако позволило не допустить ввода графиков аварийного ограничения режима потребления в юго-восточной части ОЭС Юга.

Электроснабжение потребителей Республики Дагестан, Чеченской Республики, Республики Ингушетия, Республики Северная Осетия - Алания осуществляется по контролируемому сечению "Терек", состоящему из следующих линий электропередачи:

- ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2;

- ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок;

- ВЛ 330 кВ Буденновск - Чирюрт.

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Терек" составляет:

- 1200 МВт - в нормальной схеме электрической сети;

- 750 МВт - в схеме отключенного состояния ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2.

При аварийном отключении одной из ВЛ 330 кВ, входящих в контролируемое сечение, требуется использование резервов мощности ГЭС, объем и возможность продолжительной реализации которых существенно ограничены вследствие недостаточности гидроресурсов на длительном интервале времени, с последующим вводом графиков аварийного ограничения режима потребления.

Основные показатели баланса мощности юго-восточной части ОЭС Юга на перспективу до 2018 года приведены в таблице 5.11.

При определении МДП в контролируемом сечении "Терек" учтено:

- строительство ВЛ 330 кВ Артем - Моздок с ПС Артем и заходами ВЛ 330 кВ Чирюрт - Махачкала (2012 год);

- строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (2015 год);

- строительство ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 (2015 год).

 

Таблица 5.11. Баланс мощности юго-восточной части ОЭС Юга, МВт

 

 

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Потребление мощности с учетом коэффициента совмещения*

2061

2138

2202

2326

2394

2481

2569

Экспорт (Южная Осетия)

35

35

35

35

35

35

35

Требуемая мощность

2096

2173

2237

2361

2429

2516

2604

Установленная мощность

1926

2042

2058

2058

2058

2061

2407

Располагаемая мощность**

700

715

715

715

715

715

742

Переток по сечению "Терек"

1396

1458

1522

1646

1714

1801

1862

Пропускная способность сечения "Терек" в нормальной схеме

1200

1200

1200

1700

1700

1700

1700

Запас перетока по сечению "Терек" в нормальной схеме

-196

-258

-322

54

-14

-101

-162

Пропускная способность сечения "Терек" в ремонтной схеме сети

750

750

750

1400

1400

1400

1400

Запас перетока по сечению "Терек" в ремонтной схеме сети

-646

-708

-772

-246

-314

-401

-462

______________________________

* - прогноз потребления приведен для среднемноголетней температуры наружного воздуха

** - располагаемая мощность ГЭС принята по усредненным фактическим режимам работы в отопительный период 2011/2012 года с учетом имеющихся ограничений гидроресурсов Сулакского каскада

 

Обеспечение надежного электроснабжения потребителей возможно за счет сооружения тепловой электростанции в юго-восточной части ОЭС Юга установленной мощностью не менее 400 МВт (2*200 МВт).

Сооружение указанной электростанции позволит в период до 2014 года исключить необходимость ввода графиков аварийного ограничения режима потребления в юго-восточной части ОЭС Юга и перехода на работу в вынужденном режиме в нормальной схеме электрической сети, при этом потребуется реализация дополнительных мероприятий по управлению электроэнергетическим режимом в послеаварийных и ремонтных схемах. В период после 2014 года (вплоть до 2017 года) наличие дополнительной генерирующей мощности в юго-восточной части ОЭС Юга (не менее 400 МВт) позволит обеспечить надежное электроснабжение потребителей и допустимые параметры электроэнергетического режима как в нормальной, так и в единичной ремонтной схеме.

Наиболее оптимальным местом размещения тепловой электростанции (установленной мощностью не менее 2*200 МВт) является энергосистема Чеченской Республики в связи со следующим:

- энергосистема Чеченской Республики характеризуется недостаточно надежной схемой электроснабжения. В настоящее время электроснабжение потребителей осуществляется от ПС 330 кВ Грозный, а также по слабым связям 110 кВ со смежными энергосистемами. Погашение ПС 330 кВ Грозный приведет к невозможности осуществления электроснабжения потребителей Чеченской Республики в полном объеме;

- наличие готовой площадки для сооружения ТЭС (на площадке бывшей Грозненской ТЭЦ-3);

- возможность выдачи мощности в сеть 110 и 330 кВ с минимальным объемом сетевого строительства;

- возможность бесперебойного получения резервного (аварийного) топлива от планируемого Грозненского НПЗ;

- возможность повышения эффективности производства электроэнергии за счет применения когенерации с отпуском пара промышленных параметров Грозненскому НПЗ.

Сооружение электростанции в энергосистеме Чеченской Республики позволит не только повысить надежность электроснабжения потребителей Республики, но и, в совокупности с предусмотренным сетевым строительством, обеспечить допустимость электроэнергетических режимов работы юго-восточной части ОЭС Юга.

6. Балансы мощности и электрической энергии ОЭС и ЕЭС России на 2012-2018 годы

 

Балансы мощности по ОЭС Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Юга и Урала рассчитаны на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС России. По ОЭС Сибири и ОЭС Востока рассмотрены перспективные балансы мощности и на час совмещенного максимума ЕЭС и на час прохождения собственного максимума ОЭС. В сводном балансе мощности по ЕЭС России максимум потребления ОЭС Сибири и ОЭС Востока учтены на совмещенный максимум потребления ЕЭС России.

При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемого 188142,9 МВт в 2012 году до 214498 МВт на уровне 2018 года.

Балансы мощности разработаны для варианта развития генерирующих мощностей, имеющих только высокую вероятность вводов (глава 5), величина которых составит 40109,7 МВт за период 2012-2018 годов.

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей за 2012-2018 годы возрастет с фактической величины 218235,8 МВт в 2011 году на 29734,5 МВт и составит 247970,3 МВт в 2018 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,1% в 2011 году до прогнозных 13,4% в 2018 году, доля ТЭС снизится с 68,4% до 66,5%, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) характеризуется стабильностью с незначительным снижением с 20,5% до 20,1%.

При расчетах балансов мощности учтены следующие факторы снижения использования установленной мощности электростанций:

- ограничения мощности действующих электростанций всех типов в период зимнего максимума потребления;

- неучастие в покрытии максимума нагрузки мощности оборудования, введенного после прохождения максимума нагрузки;

- наличие в отдельные годы "запертой" мощности в ряде регионов, которая из-за недостаточной пропускной способности электрических сетей не может быть выдана в смежные энергосистемы и ОЭС;

- негарантированность использования мощности возобновляемых источников энергии в час максимума потребления (ветровые электростанции).

Ограничения установленной мощности на ТЭС связаны с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, несоответствием производительности отдельного оборудования (сооружений) установленной мощности, износом оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном на турбинах с противодавлением), экологическими ограничениями по условиям охраны воздушного и водного бассейнов и др.

Ограничения установленной мощности ГЭС связаны с техническим состоянием оборудования, дополнительными требованиями по охране окружающей среды, снижением располагаемого напора ниже расчетного из-за проектной сезонной сработки водохранилища, ледового подпора, незавершенностью строительных мероприятий по нижнему бьефу отдельных ГЭС.

Величина прогнозируемых ограничений мощности снижается в результате технического перевооружения действующих электростанций с 17145,7 МВт в 2012 году до 15408,4 МВт в 2018 году.

Прогнозные ежегодные объемы вводов генерирующего оборудования после прохождения зимнего максимума в 2012-2018 годах составляют от 1582,2 до 4534,2 МВт.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию "запертой" мощности. В период до 2018 года прогнозируется наличие "запертой" мощности в энергосистемах ОЭС Северо-Запада (энергосистемы Республики Коми, Архангельской и Мурманской областей) и в энергосистеме Иркутской области ОЭС Сибири. Величина "запертой" мощности с ростом потребления и развитием электрических связей снижается с 2580 МВт в 2012 году до 340 МВт в 2018 году.

Располагаемая мощность ветровых электростанций в период прохождения максимума нагрузки принимается равной нулю.

Величина мощности, не участвующая в результате названных выше факторов в балансе на час прохождения максимума потребления по ЕЭС России, изменяется в диапазоне 17318,1-22196,7 МВт, что составляет 7,0-9,7% от установленной мощности электростанций ЕЭС России.

В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 206059,8 МВт на уровне 2012 года и 229594,9 МВт на уровне 2018 года, что превышает спрос на мощность на 17916,9-27648 МВт в период 2012-2016 годов (порядка 9,5-14,1% от прогнозируемого спроса) и 17979-15096,9 МВт в 2017-2018 годах (8,5-7,0% от прогнозируемого спроса).

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2018 года складывается с избытком резерва мощности в размере 12507,4-24252,4 МВт, что составляет 6,0-12,7% от спроса на мощность.

Баланс мощности по европейской части ЕЭС России (с ОЭС Урала) в 2012-2018 годах складывается с избытком резерва мощности в объеме 12925,6-20551,6 МВт (7,9-13,6%).

В приложении N 11 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2012-2018 годы.

Сводные балансы мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по европейской зоне ЕЭС России представлены в таблицах 6.1-6.3.

В приложении N 12 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2012-2018 годы.

При прогнозируемой потребности в ОЭС Северо-Запада баланс мощности в 2012-2018 годах складывается с превышением нормативного резерва мощности 1307,4-3027 МВт, что составляет 6,7-14,5% от спроса на мощность. С вводом мощности на Ленинградской АЭС-2 и Балтийской АЭС в ОЭС Северо-Запада создаются избытки нормативного резерва мощности, которые частично могут быть востребованы для обеспечения негарантированного объема экспорта.

В ОЭС Центра, Средней Волги, ОЭС Юга и ОЭС Урала при заданном развитии электростанций балансы мощности в 2012-2018 годах складываются с превышением нормативного расчетного резерва мощности.

Баланс мощности ОЭС Сибири на час прохождения максимума нагрузки ЕЭС в период 2012-2017 годов складывается с превышением нормативного резерва мощности на 130,8-3700,8 МВт (0,3-9,3% от спроса на мощность). В 2018 году в энергообъединении возникает дефицит мощности в размере 418,2 МВт.

На час прохождения собственного максимума дефицит нормативного резерва мощности в ОЭС Сибири ожидается в 2012 году в размере 1091,9 МВт, который может быть покрыт из европейской части ЕЭС России в основном по электрическим связям Урал - Казахстан - Сибирь, а также частично по существующей линии 220 кВ Томск - Нижневартовск (возможность передачи в северные районы энергосистемы Томской области в объеме порядка 200 МВт).

Восстановление Саяно-Шушенской ГЭС, ввод Богучанской ГЭС и энергоблока N 3 (800 МВт) на Березовской ГРЭС позволит обеспечить бездефицитный баланс мощности ОЭС Сибири в 2013-2015 годах. Однако, с 2016 года баланс мощности ОЭС Сибири на час собственного максимума будет складываться с нарастающим дефицитом до 2709,2 МВт в 2018 году (5,9% от спроса на мощность). Покрытие этого дефицита может обеспечиваться также напрямую из ОЭС Урала с учетом строящихся на территории России транзитов 500 кВ Восход - Ишим (Витязь) - Курган и Томская - Парабель - Советско-Соснинская (Чапаевск) - Нижневартовская ГРЭС.

Баланс мощности ОЭС Востока на собственный максимум потребления до 2018 года складывается с превышением прогнозируемого спроса на мощность на 1003,5-2287,8 МВт (12,5-33,7% от спроса на мощность). В состав вводов с высокой вероятностью реализации включена Уссурийская ТЭЦ, строительство которой имеет важное значение для обеспечения надежного электроснабжения потребителей юга Приморья.

Таблица 6.1. Баланс мощности ЕЭС России с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

 

 

Ед. измер.

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

Спрос

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребление электрической энергии

млн. кВт. ч

1021483,0

1045605,0

1076435,0

1103701,0

1129942,0

1154808,0

1175301,0

Рост потребления электрической энергии

%

2,1

2,4

2,9

2,5

2,4

2,2

1,8

Заряд ГАЭС

млн. кВт. ч

2580,0

3280,0

4120,0

4279,0

4279,0

4279,0

4279,0

Максимум ЕЭС

тыс. кВт

154279,0

158095,0

162356,0

166391,0

170340,0

173873,0

177071,0

Число часов использования максимума

час

6604

6593

6605

6607

6608

6617

6613

Экспорт мощности

 

2297,9

1176,0

1176,0

1176,0

1176,0

1176,0

1176,0

Нормируемый резерв мощности

тыс. кВт

31566,0

32348,0

33225,0

34056,0

34882,0

35602,0

36251,0

Нормируемый резерв в % к максимуму

%

20,5

20,5

20,5

20,5

20,5

20,5

20,5

Итого спрос на мощность

тыс. кВт

188142,9

191619,0

196757,0

201623,0

206398,0

210651,0

214498,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Покрытие

 

 

 

 

 

 

 

 

Устан. мощность на конец года

тыс. кВт

228306,3

235333,0

244577,0

246634,6

247068,5

245948,1

247970,3

АЭС

тыс. кВт

25266,0

25266,0

28414,8

30783,6

31730,6

31383,6

33307,6

ГЭС

тыс. кВт

47052,7

48620,7

49069,5

49284,7

49380,9

49524,8

49954,5

ТЭС

тыс. кВт

155977,8

161436,5

167082,9

166556,5

165947,2

165029,9

164698,4

ВИЭ

тыс. кВт

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

Ограничения мощности на максимум нагрузки

тыс. кВт

17145,7

15713,8

15599,5

15415,2

15378,0

15375,9

15408,4

Вводы мощности после прохождения максимума

тыс. кВт

2471,0

4067,8

3892,5

4534,2

2364,0

1582,2

2627,0

Запертая мощность

тыс. кВт

2580,0

2028,0

680,0

640,0

390,0

360,0

340,0

Итого покрытие спроса

тыс. кВт

206109,6

213523,4

224405,0

226045,2

228936,5

228630,0

229594,9

Собственный

Избыток(+)/ Дефицит(-) резервов

тыс. кВт

17966,7

21904,4

27648,0

24422,2

22538,5

17979,0

15096,9

 

Таблица 6.2. Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

 

 

Ед. измер.

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

Спрос

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребление электрической энергии

млн. кВт. ч

989650,0

1012299,0

1042078,0

1067843,0

1093274,0

1117537,0

1137439,0

Рост потребления электрической энергии

%

2,1

2,3

2,9

2,5

2,4

2,2

1,8

Заряд ГАЭС

млн. кВт. ч

2580,0

3280,0

4120,0

4279,0

4279,0

4279,0

4279,0

Максимум ЕЭС

тыс. кВт

149858,0

153558,0

157670,0

161438,0

165273,0

168730,0

171843,0

Число часов использования максимума

час

6587

6571

6583

6588

6589

6598

6594

Экспорт мощности

 

2295,9

1172,0

1172,0

1172,0

1172,0

1172,0

1172,0

Нормируемый резерв мощности

тыс. кВт

30548,0

31303,0

32145,0

32915,0

33715,0

34417,0

35047,0

Нормируемый резерв в % к максимуму

%

20,4

20,4

20,4

20,4

20,4

20,4

20,4

Итого спрос на мощность

тыс. кВт

182701,9

186033,0

190987,0

195525,0

200160,0

204319,0

208062,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Покрытие

 

 

 

 

 

 

 

 

Устан. мощность на конец года

тыс. кВт

219046,9

226146,6

235132,1

237046,7

237219,6

236650,2

238544,9

АЭС

тыс. кВт

25266,0

25266,0

28414,8

30783,6

31730,6

31383,6

33307,6

ГЭС

тыс. кВт

43712,7

45280,7

45569,5

45624,7

45720,9

45849,8

46279,5

ТЭС

тыс. кВт

150058,4

155590,1

161138,0

160628,6

159758,3

159407,0

158948,0

ВИЭ

тыс. кВт

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

Ограничения мощности на максимум нагрузки

тыс. кВт

17005,9

15574,0

15459,7

15275,4

15238,2

15236,1

15271,5

Вводы мощности после прохождения максимума

тыс. кВт

2471,0

4067,8

3753,0

4534,2

2364,0

1457,2

2364,0

Запертая мощность

тыс. кВт

2580,0

2028,0

680,0

640,0

390,0

360,0

340,0

Итого покрытие спроса

тыс. кВт

196990,0

204476,8

215239,4

216597,1

219227,4

219596,9

220569,4

Собственный

Избыток(+)/ Дефицит(-) резервов

тыс. кВт

14288,1

18443,8

24252,4

21072,1

19067,4

15277,9

12507,4

 

Таблица 6.3. Баланс мощности европейской части ЕЭС России с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

 

 

Ед. измер.

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

Спрос

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребление электрической энергии

млн. кВт.ч

779816,0

798677,0

819069,0

836396,0

853832,0

871044,0

887749,0

Рост потребления электрической энергии

%

2,0

2,4

2,6

2,1

2,1

2,0

1,9

Заряд ГАЭС

млн. кВт.ч

2580,0

3280,0

4120,0

4279,0

4279,0

4279,0

4279,0

Максимум, совмещенный с ЕЭС

тыс. кВт

119486,0

122342,0

125081,0

127948,0

130512,0

133373,0

135999,0

Число часов использования максимума

час

6505

6501

6515

6504

6509

6499

6496

Экспорт мощности

 

2215,5

1092,0

1092,0

1092,0

1092,0

1092,0

1092,0

Нормируемый резерв мощности

тыс. кВт

23855,0

24423,0

24965,0

25535,0

26055,0

26632,0

27160,0

Нормируемый резерв в % к максимуму

%

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

Итого спрос на мощность

тыс. кВт

145556,5

147857,0

151138,0

154575,0

157659,0

161097,0

164251,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Покрытие

 

 

 

 

 

 

 

 

Устан. мощность на конец года

тыс. кВт

169541,6

175233,3

183306,1

185327,7

185495,6

184931,2

186870,9

АЭС

тыс. кВт

25266,0

25266,0

28414,8

30783,6

31730,6

31383,6

33307,6

ГЭС

тыс. кВт

19445,3

20009,3

20298,1

20348,3

20439,5

20563,4

20988,1

ТЭС

тыс. кВт

124820,5

129948,2

134583,4

134186,0

133315,7

132974,4

132565,4

ВИЭ

тыс. кВт

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

Ограничения мощности на максимум нагрузки

тыс. кВт

7190,8

7297,8

7183,5

6994,2

6952,0

6959,9

6990,3

Вводы мощности после прохождения максимума

тыс. кВт

2364,3

3787,8

3753,0

4414,2

2364,0

1367,2

2364,0

Запертая мощность

тыс. кВт

980,0

830,0

680,0

640,0

390,0

360,0

340,0

Итого покрытие спроса

тыс. кВт

159006,5

163317,7

171689,6

173279,3

175789,6

176244,1

177176,6

Собственный

Избыток(+)/ Дефицит(-) резервов

тыс. кВт

13450,0

15460,7

20551,6

18704,3

18130,6

15147,1

12925,6

Наличие дополнительной резервной мощности может служить базой для проведения генерирующими компаниями программ по выводу из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования, а также для надежного функционирования ЕЭС в условиях формирующегося конкурентного рынка мощности и электрической энергии.

В рамках формирования генерирующими компаниями программ по выводу из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования рекомендуется дополнительно к выводу из эксплуатации оборудования, предложенного генерирующими компаниями, рассматривать вывод из эксплуатации оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ.

Суммарный объем оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ, составит на период до 2016 года 9498 МВт, включая запланированный собственниками вывод из эксплуатации генерирующего оборудования в объеме 1024,5 МВт (подробнее - в Главе 5).

При этом для принятия решения о возможности вывода из эксплуатации оборудования необходимо учитывать следующие факторы:

- обеспечение надежного тепло- и энергоснабжения потребителей в соответствующем энергоузле (энергорайоне);

- необходимость продолжения эксплуатации распределительного устройства электростанции;

- обеспечение поддержания требуемых уровней напряжения (необходимость продолжения эксплуатации части генерирующего оборудования в режиме синхронных компенсаторов или обеспечения ввода новых сетевых элементов, позволяющих поддерживать требуемые режимы производства/потребления реактивной мощности);

- необходимость пересмотра ранее выданных технических условий на присоединение энергопринимающих устройств потребителей.

В случае реализации дополнительного вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по заявкам генерирующих компаний, согласованных ОАО "СО ЕЭС" и Министерством энергетики Российской Федерации, дополнительное снижение установленной мощности оценивается 4596,8 МВт (глава 5).

Кроме того, возможен дополнительный вывод из эксплуатации генерирующего оборудования в объеме 2769,5 МВт, которое предлагалось к выводу генерирующими компаниями, но не было учтено при формировании инвестиционных программ на 2012-2014 годы (глава 5).

Балансы электрической энергии по ЕЭС и ОЭС России рассчитаны для варианта развития генерирующих мощностей с вводами высокой вероятностью реализации и сформированы с учетом следующих расчетных условий:

- потребность в электроэнергии по ЕЭС России формируется из величины электропотребления и прогнозируемого экспорта-импорта электроэнергии (сальдо экспорта-импорта) по энергообъединениям;

- выработка электрической энергии по ГЭС учтена среднемноголетней величиной. Для ОЭС Сибири и Востока с большой долей ГЭС в структуре генерирующих мощностей выполнен также расчет на маловодные условия;

- выработка АЭС определена с учетом предложений ОАО "Концерн Росэнергоатом" по прогнозу выработки электрической энергии на действующих и новых АЭС в 2012-2018 годах.

Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России приведена в таблице 6.4.

Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактических величин 2011 года (1019,4 ) возрастет на 166,2 (до 1185,6 ) в 2018 году. Прирост выработки будет обеспечен на 31% от АЭС, на 52% - от ТЭС и на 17% - от ГЭС.

Таблица 6.4. Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

 

ОЭС

Единицы измерения

Прогноз

2012 г.

2015 г.

2018 г.

АЭС

ГЭС

ТЭС

Всего

АЭС

ГЭС

ТЭС

Всего

АЭС

ГЭС

ТЭС

Всего

Северо-Запада

37,5

12,7

57,5

107,7

35,5

12,7

57,1

105,3

46,9

12,7

55,7

115,3

 

%

34,9

11,7

53,4

100,0

33,7

12

54,3

100,0

40,7

11

48,3

100,0

Центра

89,0

3,4

154,0

246,4

108,3

4,4

153,3

266,0

108,4

4,4

166,3

279,1

 

%

36,1

1,4

62,5

100,0

40,7

1,7

57,6

100,0

38,8

1,6

59,6

100,0

Средней Волги

30,5

21,7

55,6

107,8

30,2

20,3

59,4

109,9

30,9

20,3

64,3

115,5

 

%

28,3

20,1

51,6

100,0

27,5

18,5

54,0

100,0

26,7

17,6

55,7

100,0

Юга

14,7

20,8

45,7

81,2

18,6

21,0

54,8

94,4

26,9

21,7

57,3

105,9

 

%

18,1

25,6

56,3

100,0

19,7

22,2

58,1

100,0

25,4

20,5

54,1

100,0

Урала

4,1

5,4

248,6

258,1

7,3

5,0

259,3

271,6

10,7

5,0

270

285,7

 

%

1,6

2,1

96,3

100,0

2,7

1,8

95,5

100,0

3,8

1,7

94,5

100,0

Европейская часть ЕЭС

175,9

64,0

561,4

801,3

199,9

63,3

583,9

847,1

223,8

64,1

613,6

901,5

 

%

21,9

8,0

70,1

100,0

23,6

7,5

68,9

100,0

24,8

7,1

68,1

100,0

Сибири

0,0

92,4

112,5

204,9

0,0

107,4

123,6

231,0

0,0

107,4

138,8

246,2

 

%

0,0

45,1

54,9

100,0

0,0

46,5

53,5

100,0

0,0

43,6

56,4

100,0

Востока

0,0</