Приказ Министерства энергетики РФ от 19 июня 2013 г. N 309 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы"

Приказ Министерства энергетики РФ от 19 июня 2013 г. N 309
"Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 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; N 31, ст. 4386; N 37, ст. 5001; N 40, ст. 5449), приказываю:

Утвердить прилагаемую схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы.

 

Министр

A.B. Новак

 

Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы
(утв. приказом Министерства энергетики РФ от 19 июня 2013 г. N 309)

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

1. Основные цели и задачи

 

Схема и программа развития Единой энергетической системы (далее - ЕЭС) России на 2013-2019 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 2013-2019 годы

 

Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2013-2019 годов выполнен на основе уточненных в декабре 2012 года макроэкономических показателей прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2013 год и плановый период 2014-2015 годов, представленного Минэкономразвития России в сентябре 2012 года. В качестве ориентиров и приоритетов более отдаленной перспективы развития российской экономики приняты "Сценарные условия долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 года", разработанные Минэкономразвития России в апреле 2012 года, исходя из задач, сформулированных в "Концепции долгосрочного социально-экономического развития России до 2020 года" (далее - КДР), утверждённой распоряжением Правительства Российской Федерации от 17.11.2008 N 1662-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 47, ст. 5489).

Объем электропотребления в ЕЭС России увеличился в 2012 году на 1,64% и составил 1016,5 млрд кВт. ч. с учетом приграничной торговли в энергосистеме (далее - ЭС) Мурманской области и ЭС г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Показатель абсолютного прироста потребления электрической энергии 2012 года (16,4 млрд кВт. ч.) отражает сложившиеся в этом году макроэкономические тенденции развития страны.

По оценке Минэкономразвития России, прирост валового внутреннего продукта (далее - ВВП) 2012 года к прошлому году составил 3,5%. Общий рост промышленного производства (на 3,2% по отгруженной продукции) в большой степени обеспечивался ростом вида деятельности "Обрабатывающие производства" (на 4,3%) за счет роста металлургического производства, включая производства готовых металлических изделий (на 3,6%), и машиностроительных производств (на 7,5%).

Прогнозируемый вариант спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период 2013-2019 годов (рисунок 2.1) составлен в рамках уточненного умеренно-оптимистичного варианта социально-экономического развития России, предложенного Минэкономразвития России в качестве основного для разработки федерального бюджета на 2013-2015 годы. Для периода с 2016 по 2019 годы приняты скорректированные Минэкономразвития России в ноябре 2012 года параметры представленных в апреле 2012 года Сценарных условий долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 года.

Умеренно-оптимистичный вариант развития предусматривает годовые темпы роста ВВП в 2013-2015 годах в пределах 3,6-4,5%, при 3,5% в 2012 году; соответственно темпы роста промышленного производства планируются на уровне 3,6-3,7% при 3,2% в 2012 году.

 

 

В более отдаленной перспективе инновационный сценарий предполагает усиление инвестиционной направленности экономического роста, формирование на рубеже 2020 года усовершенствованной транспортной инфраструктуры, способствующей развитию ряда секторов экономики. Предполагается ускоренное развитие конкурентоспособных высокотехнологичных производств (авиастроения, ядерных технологий, производства редкоземельных металлов) наряду с модернизацией энерго-сырьевого комплекса.

Сценарий предусматривает развитие человеческого капитала, что чрезвычайно важно в условиях ожидаемого сокращения численности населения в трудоспособном возрасте. Согласно среднему сценарию демографического прогноза, разработанного Росстатом с учетом итогов Всероссийской переписи населения 2010 года, ожидается относительная стабилизация общей численности населения при сокращении численности населения в трудоспособном возрасте. За период с 2012 по 2019 год прогнозируется незначительное увеличение общей численности населения (на 0,6 млн человек) при сокращении численности населения в трудоспособном возрасте на 6,5 млн человек.

Переход к инновационному развитию предполагает изменение сложившейся структуры экономики за счет сокращения неконкурентоспособных производств, возникновения новых направлений и создания эффективных рабочих мест с высокой производительностью труда. Рост производительности труда является ключевым фактором для обеспечения устойчивого экономического роста в условиях ограниченности предложения на рынке труда.

Прогнозируется повышение параметров эффективности экономики России: снижение энергоемкости ВВП к 2020 году относительно 2010 года на 26%, рост производительности труда за соответственный период в 1,6 раза. При указанных предпосылках среднегодовой рост ВВП в период 2016-2019 годов оценивается на уровне 4,5%, соответственно среднегодовой рост промышленного производства - на уровне 3,7%.

Рост электропотребления, соответствующий умеренно-оптимистичному варианту прогноза развития экономики страны, будет определяться динамикой основных макроэкономических показателей, проведением модернизации малоэффективных и неконкурентоспособных производств, 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 1151,0 млрд кВт. ч, что на 13,2% выше объема электропотребления 2012 года (абсолютный прирост 134,5 млрд кВт. ч) при среднегодовом приросте за период 1,79%. Более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию по ЕЭС России ожидаются в 2014-2017 годах, что обусловлено планируемым расширением и реконструкцией производства на действующих объектах и прогнозируемым в эти годы вводом новых мощностей на крупных предприятиях обрабатывающих производств. Снижение темпов прироста электропотребления после 2017 года связано с ожидаемой технологической модернизацией промышленного производства, в первую очередь энергоемкого металлургического производства, и более интенсивным развитием энергосберегающих технологий.

Прогноз спроса на электрическую энергию по объединённым энергетическим системам (далее - ОЭС) и территориальным энергосистемам составлен на базе фактических показателей электропотребления за последние годы с учетом анализа имеющихся заявок и выданных технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям с оценкой прироста потребности в электрической энергии. При формировании прогноза использованы сведения о максимальной заявленной мощности, указанные в заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям, сроках их ввода в эксплуатацию, а также сведения о характере нагрузки (вид деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электрической энергии по видам деятельности и годам прогнозирования. При разработке прогноза использованы материалы стратегий социально-экономического развития до 2020 (2025) года, разработанные Минрегионом России совместно с администрациями субъектов Российской Федерации и утвержденные Правительством Российской Федерации, а также информация региональных органов исполнительной власти о крупных инвестиционных проектах, намечаемых к реализации в прогнозный период, их максимальной 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.

В трех ОЭС (Центра, Юга и Востока) темпы прироста спроса на электрическую энергию прогнозируются выше средних по ЕЭС России. Ниже средних - темпы прироста в ОЭС Северо-Запада, Средней Волги и Урала. В ОЭС Сибири темпы прироста практически равны средним по ЕЭС России.

Таблица 2.1. Прогноз потребления электрической энергии на 2013-2019 годы, млрд кВт. ч

 

 

Факт

Прогноз

Ср. год. прирост за 2013-2019 годы, %

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

ОЭС Северо-Запада

93,210

93,092

94,511

96,257

97,677

98,763

100,272

101,874

 

годовой темп прироста, %

0,71

0,69*

1,52

1,85

1,48

1,11

1,53

1,60

1,28

ОЭС Центра

229,416

234,007

239,315

244,970

250,235

255,778

260,346

264,129

 

годовой темп прироста, %

2,57

2,00

2,27

2,36

2,15

2,22

1,79

1,45

2,03

ОЭС Средней Волги

108,504

110,333

112,516

114,625

116,171

117,874

119,817

121,329

 

годовой темп прироста, %

0,46

1,69

1,98

1,87

1,35

1,47

1,65

1,26

1,61

ОЭС Юга

86,510

88,120

92,141

95,314

97,399

99,172

100,393

101,496

 

годовой темп прироста, %

0,89

1,86

4,56

3,44

2,19

1,82

1,23

1,10

2,31

ОЭС Урала

257,003

260,042

263,895

267,819

271,484

274,650

278,319

281,045

 

годовой темп прироста, %

0,95

1,18

1,48

1,49

1,37

1,17

1,34

0,98

1,29

ОЭС Сибири

210,183

212,544

216,913

221,984

228,953

234,027

236,557

238,733

 

годовой темп прироста, %

2,55

1,12

2,06

2,34

3,14

2,22

1,08

0,92

1,84

ОЭС Востока

31,674

33,252

34,889

36,326

38,618

40,760

41,559

42,396

 

годовой темп прироста, %

3,77

4,98

4,92

4,12

6,31

5,55

1,96

2,01

4,25

ЕЭС России

1016,500

1031,390

1054,180

1077,295

1100,537

1121,024

1137,263

1151,002

 

годовой темп прироста, %

1,64

1,46

2,21

2,19

2,16

1,86

1,45

1,21

1,79

 

______________________________

* без учета приграничной торговли в ЭС Мурманской обл. и ЭС г. Санкт-Петербурга и Ленинградской обл. в показателях 2012 года

Наиболее высокие темпы увеличения спроса на электрическую энергию ожидаются в ОЭС Востока (среднегодовой темп за семь лет - 4,2%). Объем электропотребления возрастет здесь к концу прогнозного периода относительно 2012 года более чем на четверть и превысит 42 млрд кВт. ч. Прогнозируемый опережающий рост потребности в электрической энергии согласуется с разрабатываемой в настоящее время Государственной программой Российской Федерации "Социально-экономическое развитие Дальнего Востока и Байкальского региона", предусматривающей ускоренное развитие Дальневосточного региона. В качестве основного направления предстоящего развития Дальнего Востока определено развитие транспортной инфраструктуры и энергетики.

В числе крупных потребителей электрической энергии рассматриваются - космодром "Восточный" в Амурской области; вторая очередь нефтепроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан" (далее - ВСТО) с доведением объема транспортирования нефти до 30 млн тонн и дальнейшим наращиванием до 50 млн тонн, что обеспечит как экспортные поставки, так и потребности, связанные с развитием производства на Хабаровском и Комсомольском нефтеперерабатывающих заводах (далее - НПЗ); Эльгинское месторождение угля и угольный комплекс Инаглинский в Южной части Республики Саха - Якутия (далее - Якутия); горно-металлургические предприятия на базе Кимкано-Сутарского железорудного месторождения в Еврейской автономной области, освоения железнорудных месторождений Южной Якутии ("Таежное"), золоторудных месторождений (Албынский и Маломырский рудники в Амурской обл.); развитие Дальневосточного центра судостроения и судоремонта ("Верфь "Звезда - "DSME", верфь "Восток-Раффлс"). В энергосистеме Приморского края предполагается строительство ЗАО "ВНХК" с максимальной заявленной мощностью 372 МВт.

Наиболее высокие темпы роста спроса на электрическую энергию в Южной Якутии (среднегодовой темп 7,2%) обусловлены предстоящим комплексным развитием этой территории с традиционной специализацией на угледобывающей промышленности и освоением железорудных месторождений с целью создания металлургической базы.

Повышенные темпы прироста спроса на электрическую энергию (среднегодовой темп 2,3%) прогнозируются для ОЭС Юга, охватывающей территории Южного и Северо-Кавказского федеральных округов.

В ближайшей перспективе согласно "Прогнозу социально-экономического развития Российской Федерации на 2013 год и плановый период 2014-2015 годы" значительный экономический рост, обусловленный стабильным притоком инвестиций, ожидается в регионах Северо-Кавказского федерального округа (далее - СКФО), (прирост валового регионального продукта (далее - ВРП) в 2015 году относительно 2011 года составит около 30%). Рост экономики в Южном федеральном округе (далее - ЮФО) планируется в этот период менее существенным. Прирост ВРП в 2015 году по отношению к 2011 году составит здесь около 18%. Замедление темпов роста производства ВРП в ЮФО в значительной мере обусловлено нисходящей динамикой инвестиционной деятельности в Краснодарском крае в связи с завершением строительства и реконструкции объектов для проведения Олимпийских игр 2014 года. Объем инвестиций в крае в течение рассматриваемого периода будет снижаться и к 2015 году сократится почти на 29% относительно 2011 года.

Спрос на электрическую энергию на территории ОЭС Юга к концу прогнозного периода превысит показатели 2012 года на 17%, доля ОЭС Юга в потреблении ЕЭС России при этом возрастет на 0,3 процентных пункта (с 8,5 до 8,8%).

Территориальное распределение электропотребления в ОЭС Юга характеризуется преобладанием трех энергосистем (ЭС Волгоградской области, ЭС Краснодарского края и Республики Адыгея, ЭС Ростовской области), на долю которых приходится около 70% (за 2012 год - 68,2%) объема электропотребления. К концу прогнозного периода доля трех ЭС в общем электропотреблении ОЭС Юга несколько уменьшится.

Крупнейшей территориальной энергосистемой ОЭС Юга является ЭС Краснодарского края и Республики Адыгея, выделяющаяся как по абсолютному объему электропотребления, так и по темпам годового прироста. По данным 2012 года ее доля составила более четверти (26,3%) общего электропотребления ОЭС Юга, к 2019 году она может достичь 29%.

Особенности формирования спроса на электрическую энергию на территории ЭС Краснодарского края и Республики Адыгея в прогнозируемый период определяют неравномерную по годам динамику приростов потребности в электрической энергии. При среднегодовом темпе прироста равном 3,7% темпы прироста до 10% ожидаются в 2013-2014 годах, что связано с реализацией Программы строительства олимпийских объектов и развития города Сочи как горноклиматического курорта, утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2007 N 991 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 2, ст. 113), а также с предстоящим вводом ряда промышленных производств, в том числе первой очереди крупного Армавирского электрометаллургического завода, Абинского электрометаллургического завода, Туапсинского НПЗ. В Ростовской области предполагается развитие Таганрогского металлургического завода.

После 2015 года темпы прироста спроса на электрическую энергию в энергосистеме снижаются, и в последующие годы динамика изменения темпов приростов имеет затухающий вид. К концу периода они ниже темпов по ОЭС Юга.

Самые низкие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга прогнозируются для ЭС Волгоградской области (среднегодовой темп 0,20%), занимающей второе место по объему электропотребления (около 22%). К 2019 году доля энергосистемы в общем электропотреблении ОЭС Юга может снизиться до 18,8%. Большая часть ожидаемого прироста электропотребления будет связана здесь со строительством компанией ООО "ЕвроХим-ВолгаКалий" горнообогатительного комбината (далее - ГОК) по добыче и переработке калийных солей на базе Гремяченского месторождения в Котельниковском районе.

Принятые более высокие относительно ОЭС Юга в целом темпы прироста спроса на электрическую энергию в пяти энергосистемах национальных республик согласуются с опережающим экономическим ростом в регионах СКФО, предусмотренным в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на 2013 год и плановый период 2014-2015 годов.

В ЭС Республики Калмыкия при среднегодовом приросте в период 2013-2019 годов 5,3%, на 2013-2014 годы темпы прироста потребления электрической энергии предполагаются выше 10%. В эти годы на территории Калмыкии вводятся две новые нефтеперекачивающие станции (далее - НПС), предусмотренные инвестиционным проектом по расширению нефтепровода каспийского трубопроводного консорциума России.

Объем электропотребления в ОЭС Центра в 2012 году составил 229,4 млрд кВт. ч (прирост за год 2,6%).

Рост спроса на электрическую энергию в ОЭС Центра ожидается к 2019 году более чем на 15% относительно 2012 года и составит 264,1 млрд кВт. ч., при этом доля ОЭС Центра в потреблении ЕЭС России увеличится до 23%. Прогнозные показатели потребления электрической энергии ОЭС Центра характеризуются относительно высокими темпами прироста (среднегодовой темп за период 2,0%).

Крупнейшей энергосистемой ОЭС Центра остается ЭС г. Москвы и Московской области. На ее долю приходится около половины (44%) электропотребления ОЭС Центра. Особенностью структуры электропотребления региона является снижение электропотребления в промышленности при существенном увеличении доли быта и сферы услуг. Более 40% общего объема электропотребления формирует непроизводственная сфера, в первую очередь, за счет развития столичных функций г. Москвы.

Прогнозируемый относительно высокий прирост спроса на электрическую энергию в ЭС г. Москвы и Московской области (17,0 млрд кВт. ч к 2019 году) в значительной мере будет связан с реализацией начатых инвестиционных проектов, строительством жилья и объектов инфраструктуры, развитием транспортной системы столичного региона.

В промышленном производстве продолжится реализация и внедрение инновационных направлений в научно-промышленный комплекс: развитие инновационного центра "Сколково", Особой экономической зоны технико-внедренческого типа "Дубна" и "Зеленоград", центра по разработке инновационных препаратов в г. Химки и г. Долгопрудном, инновационного кластера биофармацевтической и биомедицинской направленности в г. Пущино, создание портовой особой экономической зоны и центра авиастроения в г. Жуковском.

Дополнительный прирост потребности в электрической энергии ожидается за счет развития присоединенных к г. Москве территорий, где планируется масштабное жилищное строительство, развитие объектов социальной и транспортной инфраструктуры.

Наибольший темп прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Центра за рассматриваемый прогнозный период будет наблюдаться в ЭС Калужской области. К 2019 году электропотребление здесь вырастет более, чем на 50% при среднегодовом приросте за 2013-2019 годы - 6,3%, что приведет к увеличению ее доли в потреблении ОЭС Центра с 2,4% в 2012 году до 3,1% в 2019 году.

Ожидается дальнейшее развитие производства в индустриальных парках, ориентированных на выпуск автомобилей и автокомпонентов, расположенных вблизи г. Калуги: "Калуга Юг", "Росва", "Грабцево", "А-Парк", а в промышленной зоне "Детчино" в Малоярословецком районе. В металлургическом производстве планируется ввод ОАО "Калужского электрометаллургического завода". Развитие ядерной медицины, биотехнологий и фармацевтики будет сосредоточено в технологическом парке "Обнинск" в г. Обнинске.

Объем электропотребления в ОЭС Урала в 2012 году составил 257,0 млрд кВт. ч с приростом 0,95%, что ниже среднего показателя по ЕЭС России. Доля ОЭС Урала в суммарном потреблении электрической энергии по ЕЭС России сохраняется достаточно высокой - 25%, что связано со специализацией на производстве экспортно-ориентированных видов продукции - нефти, черных и цветных металлов, химической продукции.

Развитие экономики на территории ОЭС Урала в рамках рассматриваемого варианта приведет к росту спроса на электрическую энергию до 281 млрд кВт.ч в 2019 году, что соответствует среднегодовым темпам прироста в период 2013-2019 годов - 1,3%, то есть ниже средних показателей по ЕЭС России. Прогнозируемые сравнительно невысокие темпы прироста спроса определяются особенностями развития профилирующих производств - нефтедобычи и металлургии.

Рост спроса на электрическую энергию в черной металлургии связан с увеличением производства труб на Уральском и Северском трубных заводах, выпуском высокотехнологичной продукции для авиакосмического комплекса на Каменск-Уральском металлургическом заводе (Свердловская область), реконструкцией Ашинского металлургического завода, добычей медных руд (Михеевский и Томинский ГОКи - Челябинская область, Гайский ГОК - Оренбургская область), железных руд (Качканарский ГОК в Свердловской области).

Рост спроса на электрическую энергию со стороны химических производств прогнозируется в значительной мере за счет крупных потребителей Пермского края - ОАО "Уралкалий", ООО "Верхне-Камская калийная компания", ООО "ЕвроХим-Усольский калийный комбинат".

С учетом ожидаемого снижения добычи западносибирской нефти доля ЭС Тюменской области, Ямало-Ненецкого автономного округа (далее - ЯНАО), Ханты-Мансийского автономного округа (далее - ХМАО) в суммарном электропотреблении ОЭС Урала остается на уровне 33%. Особенностью развития промышленного производства Тюменской области, ЯНАО, ХМАО является диверсификация и уход от ярко выраженного моноструктурного характера. Это определяется созданием новых мощностей в обрабатывающих производствах и расширением существующих предприятий - рост объема нефтепереработки на Антипинском НПЗ (промышленная зона г. Тюмени), развитие нефтегазохимических производств с вводом в эксплуатацию Новоуренгойского газохимического комплекса, ООО "Тобольск-Полимер". С вводом в эксплуатацию строящегося электрометаллургического мини-завода "УГМК-Сталь" (промышленная зона г. Тюмени) в регионе будет представлен новый вид экономической деятельности по производству металлургической продукции (550 тыс. тонн сортового проката).

Одним из направлений развития нефтегазового комплекса Тюменского региона является реализация проектов развития трубопроводного транспорта, в их числе трасса Пурпе-Самотлор, введенная в эксплуатацию в октябре 2011 года и предназначенная для перекачки нефти с месторождений ЯНАО и севера Красноярского края. Участок Пурпе-Самотлор станет частью магистральной нефтепроводной системы Заполярье (ЯНАО) - Пурпе (ЯНАО) - Самотлор (ХМАО), которая свяжет месторождения ЯНАО с нефтепроводной системой "ВСТО".

Объем электропотребления ОЭС Сибири, охватывающей 12 субъектов Российской Федерации, входящих в состав Сибирского федерального округа (далее - СФО), в 2012 году составил 210,2 млрд кВт. ч. К 2019 году прогнозируется его увеличение на 13,6% при среднегодовом темпе прироста 1,8%.

Преобладание в структуре электропотребления ОЭС Сибири металлургического производства, в первую очередь производства алюминия, потребляющего более 60% электрической энергии в обрабатывающих производствах, отражается на уровне электроемкости промышленной продукции Сибири, превышающей средний показатель по России более чем в 2 раза, а в энергосистемах, на территории которых размещены крупнейшие в стране алюминиевые заводы, - в 2,4 раза (ЭС Красноярского края), в 4,6 раза (ЭС Иркутской области), в 9,4 раза (ЭС Республики Хакасия).

Прогнозируемое увеличение спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири будет определяться перспективным развитием видов производства, являющихся базовыми для экономики СФО, предусмотренным в Стратегии социально-экономического развития Сибири до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 05.07.2010 N 1120-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 33, ст. 4444). Предстоящее развитие экономики регионов СФО будет связано с реализацией крупных инвестиционных проектов в области энергетики, горнодобывающей и лесоперерабатывающей промышленности.

Динамика увеличения электропотребления в ОЭС Сибири характеризуется повышенными приростами в 2015-2017 годах, что в значительной степени связано с ожидаемым вводом в эти годы двух крупнейших новых алюминиевых заводов и с увеличением металлургического производства.

Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Сибири остается ЭС Иркутской области. На ее долю приходится более четверти (26%) общего электропотребления ОЭС Сибири. Около 65% общего объема электропотребления формирует промышленность, в которой преобладает металлургическое производство, прежде всего, производство алюминия.

Прогнозируемый относительно высокий прирост спроса на электрическую энергию в ЭС Иркутской области (более 9 млрд кВт. ч к концу прогнозного периода) будет связан с вводом Тайшетского алюминиевого завода, а также с вводом Сибирского электрометаллургического завода (далее - СЭМЗ) и созданием завода по производству карборунда в Братске.

Второй по величине энергосистемой в ОЭС Сибири является ЭС Красноярского края, доля которой превышает 20% от общего потребления электрической энергии ОЭС Сибири.

Темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЭС Красноярского края прогнозируются выше, чем по ОЭС Сибири в целом. Доминирующая роль промышленного производства сохранится здесь в течение всего прогнозного периода. Этому будет способствовать предполагаемое осуществление крупных электроемких инвестиционных проектов: ввод Богучанского алюминиевого завода, Енисейского ферросплавного завода и нового прокатного комплекса на ООО "КраМЗ".

В третьей по объему электропотребления в ОЭС Сибири - ЭС Кемеровской области прогнозируемые темпы прироста потребности в электрической энергии значительно ниже средних. К концу прогнозного периода доля энергосистемы может снизиться с 16,2% в 2012 году до 15,4% в 2019 году.

Суммарная доля трех крупнейших энергосистем ОЭС Сибири в соответствии с настоящим прогнозом может увеличиться до 63,4% .

Среди энергосистем ОЭС Сибири наибольший рост спроса на электрическую энергию в рассматриваемый период прогнозируется в ЭС Республики Тыва (в 1,7 раза), максимальные приросты ожидаются в 2014-2016 годах. Это связано с реализацией крупных инвестиционных проектов: строительством угледобывающего комплекса на Элегестском месторождении и шахты N 1 "Красная горка", строительством железнодорожной линии Кызыл-Курагино и подъездного пути к Элегестскому месторождению, освоением Кызыл-Таштыгского месторождения полиметаллических руд и Ак-Сугского месторождения меди.

Повышенные темпы роста электропотребления прогнозируются в ЭС Забайкальского края. В ближайшие годы увеличение электропотребления будет связано с комплексной реконструкцией (в т.ч. электрификацией) участка железной дороги Карымская - Забайкальск, в последующие годы - с вводом Бугдаинского ГОК в Александрово-Заводском районе и угледобывающего комбината в Каларском районе.

Объем электропотребления территориальных энергосистем в ОЭС Северо-Запада составил в 2012 году 93,21 млрд кВт. ч.

К 2019 году объем спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада согласно прогнозу электропотребления, сформированному в соответствии со Стратегией социально-экономического развития Северо-Западного федерального округа на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 18 ноября 2011 года N 2074-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 51, ст. 7542), составит 101,9 млрд кВт. ч (среднегодовой темп прироста за период - 1,28%).

Направлениями, формирующими перспективный спрос на электрическую энергию на территории ОЭС Северо-Запада, являются добыча полезных ископаемых, производство нефтепродуктов, машиностроение, производство строительных материалов, целлюлозно-бумажное и деревообрабатывающее производство, а также развитие транспорта и непроизводственной сферы.

Основные проекты по добыче полезных ископаемых будут реализовываться преимущественно в Республике Коми, Архангельской (включая Ненецкий автономный округ) и Мурманской областях: рост добычи нефти на территории Тимано-Печерской нефтегазовой провинции (Республика Коми), разработка Пижемского месторождения титановых руд в Усть-Цилемском районе Республики Коми, строительство подземного рудника и ввод второй очереди горнообогатительного комбината на базе месторождения апатито-нефелиновых руд "Олений ручей" в Мурманской области, разработка алмазного месторождения им. В. Гриба (Мезенский район Архангельской области).

Проекты по развитию целлюлозно-бумажного и деревообрабатывающего производства будут реализовываться преимущественно в Архангельской области и Республике Карелия.

В крупнейшей энергосистеме ОЭС Северо-Запада - ЭС г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области - объем спроса на электрическую энергию составит к 2019 году около 48 млрд кВт. ч, что соответствует среднегодовым темпам прироста за прогнозный период 1,24%.

Одним из важнейших проектов в сфере развития транспорта является развитие морского торгового порта Усть-Луга (в том числе строительство комплекса по перегрузке сжиженных углеводородных газов). Приграничное и приморское положение г. Санкт-Петербурга будет способствовать развитию города как важнейшего транспортного узла, что позволит провести модернизацию существующих мощностей Большого порта г. Санкт-Петербурга.

Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги, сформированный в соответствии со "Стратегией социально-экономического развития Приволжского федерального округа на период до 2020 года", утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 07.02.2011 N 165-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 8, ст. 1142), предусматривает увеличение объема электропотребления со 108,5 млрд кВт. ч в 2012 году до 121,3 млрд кВт. ч в 2019 году при среднегодовых темпах прироста за период - 1,6%.

Большая часть прироста перспективного спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги определяется развитием промышленного производства с высокими показателями электропотребления.

Наиболее крупные проекты, оказывающие существенное влияние на рост электропотребления ОЭС Средней Волги, это, прежде всего, предприятия металлургического комплекса.

Основные проекты по развитию химического производства будут реализовываться преимущественно в Республике Татарстан, Нижегородской и Саратовской областях.

В территориальной структуре электропотребления ОЭС Средней Волги доля наиболее крупных энергосистем - Республики Татарстан, Нижегородской и Самарской областей - в суммарном электропотреблении остается на уровне 67%.

В крупнейшей энергосистеме ОЭС Средней Волги - ЭС Республики Татарстан - спрос на электрическую энергию составит к 2019 году около 30 млрд кВт. ч при 26,3 млрд кВт. ч в 2012 году, что соответствует среднегодовым темпам прироста за период 1,85%.

На территории энергосистемы Республики Татарстан рост потребности в электрической энергии определяется предстоящим развитием предприятий нефтегазохимического комплекса, металлургического производства и машиностроения - планируется развитие особой экономической зоны промышленно-производственного типа "Алабуга", где основными резидентами являются предприятия автомобилестроения.

На протяжении всего прогнозного периода состав трех крупнейших ОЭС (Урала, Центра и Сибири), формирующих около 70% (68,6% в 2012 году) объема электропотребления ЕЭС России, останется неизменным. При этом доля ОЭС Урала снижается к концу периода на 1,1 процентных пункта, а сумма трех ОЭС на 0,5 процентных пункта - до 68,1%.

Изменение территориальной структуры электропотребления в 2019 году по сравнению с 2012 годом в рамках ЕЭС России, представленное на рисунке 2.2, характеризуется увеличением доли ОЭС Центра, ОЭС Сибири, ОЭС Юга и ОЭС Востока и снижением доли ОЭС Урала, ОЭС Средней Волги и ОЭС Северо-Запада.

 

 

Выводы.

1. Объем потребления электрической энергии в ЕЭС России увеличился в 2012 году относительно 2011 года на 1,64% и составил 1016,5 млрд кВт. ч. Показатель абсолютного прироста потребления электрической энергии 2012 года (16,4 млрд кВт. ч.) отражает сложившиеся в этом году макроэкономические тенденции развития экономики страны.

2. Общий спрос на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается на уровне 1151,0 млрд кВт. ч, что на 134,5 млрд кВт. ч выше объема электропотребления 2012 года. Превышение уровня 2012 года оценивается к 2019 году на 13,2% при среднегодовом приросте за период 1,79%. Более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию по ЕЭС России ожидаются в 2014-2017 годах, что обусловлено планируемым расширением и реконструкцией производства на действующих объектах и прогнозируемым в эти годы вводом новых мощностей на крупных предприятиях обрабатывающих производств. Снижение темпов прироста электропотребления после 2017 года связано с ожидаемой технологической модернизацией промышленного производства, в первую очередь энергоемкого металлургического производства, и более интенсивным развитием энергосберегающих технологий.

3. В трех ОЭС (Центра, Юга и Востока) темпы прироста спроса на электрическую энергию прогнозируются выше средних по ЕЭС России. Ниже средних - темпы прироста электропотребления в ОЭС Северо-Запада, Средней Волги и Урала. В ОЭС Сибири темпы прироста практически равны средним по ЕЭС России.

4. На протяжении всего прогнозного периода состав трех крупнейших ОЭС (Урала, Центра и Сибири), формирующих около 70% (68,6% в 2012 году) объема электропотребления ЕЭС России, останется неизменным. Изменение территориальной структуры электропотребления в 2019 году по сравнению с 2012 годом в рамках ЕЭС России характеризуется увеличением доли ОЭС Центра, ОЭС Сибири, ОЭС Юга и ОЭС Востока и снижением доли ОЭС Урала, ОЭС Средней Волги и ОЭС Северо-Запада в общем электропотреблении ЕЭС России.

3. Прогноз максимальных электрических нагрузок единой энергетической системы России, объединенных энергетических систем и по территориям субъектов Российской Федерации на 2013-2019 годы

 

ЕЭС России

 

В таблицах 3.1 и 3.2 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2013-2019 годы соответственно с учетом ОЭС Востока и без нее. Спрос на электрическую энергию в приведенных ниже таблицах представлен с учетом потребления электрической энергии на заряд действующих и перспективных гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС). Кроме того, не учтены спрос на электрическую энергию и мощность Николаевского энергоузла, присоединение которого к сетям ЭС Хабаровского края в рассматриваемый перспективный период не планируется.

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

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Э год

млрд

1000,1

1016,5

1031,4

1054,2

1077,3

1100,5

1121,0

1137,3

1151,0

собств.

МВт

147769

157425

158659

162092

165658

168619

171087

173228

175315

год

час/год

6768

6457

6501

6504

6503

6527

6552

6565

6565

 

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

 

Наименование

Ед. изм.

Факт

Прогноз

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Э год

млрд

969,54

984,82

998,1

1019,3

1041,0

1061,9

1080,3

1095,7

1108,6

собств.

МВт

143569

152519

154957

157125

160365

163091

165430

167418

169407

год

час/год

6753

6457

6483

6487

6491

6511

6530

6541

6544

По данным таблицы 3.1 максимальное потребление мощности ЕЭС России на 2013 год прогнозируется на уровне 158659 МВт (для условий прохождения максимума потребления при среднесуточной температуре наружного воздуха -20°С), на 2019 год - прогнозируется на уровне 175315 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за период 2013-2019 годов около 1,5%.

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

 

 

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.

ОЭС Северо-Запада

 

Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2013 году составит 9,4%. К 2019 году этот показатель немного снизится и составит 9,2%. В 2013 году собственный максимум потребления мощности достигнет значения 15221 МВт, к 2019 году - 16509 МВт. Среднегодовой прирост максимума потребления мощности за 2013-2019 годы прогнозируется на уровне 1,0%.

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

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Э год

млрд

92,55

93,21

93,1

94,5

96,3

97,7

98,8

100,3

101,9

собств.

МВт

14877

15368

15221

15429

15676

15870

16069

16259

16509

год

час/год

6221

6065

6116

6126

6140

6155

6146

6167

6171

Р совм.

МВт

13640

14904

14917

15120

15361

15553

15747

15933

16178

Т совм.

час/год

6785

6254

6241

6251

6266

6280

6272

6293

6297

 

______________________________

* с учетом приграничной торговли в ЭС Мурманской обл. и ЭС г. Санкт-Петербурга и Ленинградской обл. в показателях 2011 и 2012 года

Изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Северо-Запада на период 2013-2019 годов представлено на рисунке 3.2.

 

ОЭС Центра

 

В 2013 году доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России может составить 24,2%, а в 2019 году - 24,5%. В 2013 году собственный максимум потребления мощности региона прогнозируется на уровне 38937 МВт, к 2019 году - 43325 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления мощности за 2013-2019 годы прогнозируется на уровне 1,5%.

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

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Э год

млрд кВт.ч

223,7

229,4

234,0

239,3

245,0

250,2

255,8

260,3

264,1

собств.

МВт

35761

38916

38937

39731

40694

41465

42150

42706

43325

год

час/год

6255

5894

6010

6023

6020

6035

6068

6096

6096

Р совм.

МВт

35149

38000

38430

39334

40287

41050

41729

42279

42892

Т совм.

час/год

6364

6036

6089

6084

6081

6096

6130

6158

6158

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.4 представлен с учетом потребления электрической энергии на заряд действующей Загорской ГАЭС и Загорской ГАЭС-2, ввод первой очереди которой предусмотрен в IV квартале 2013 года.

На рисунке 3.3 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Центра на период 2013-2019 годов.

 

ОЭС Средней Волги

 

Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России оценивается 11,3% в 2013 году и ожидается ее снижение к 2019 году до 11%. К 2013 году собственный максимум потребления мощности составит 18151 МВт, к 2019 году - 19738 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления мощности за 2013-2019 годы прогнозируется на уровне 1,4%.

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

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Э год

млрд кВт.ч

108,0

108,5

110,3

112,5

114,6

116,2

117,9

119,8

121,3

собств.

МВт

16844

17960

18151

18503

18764

18987

19220

19506

19738

год.

час/год

6412

6042

6079

6081

6109

6118

6133

6143

6147

Р совм.

МВт

16149

17858

17906

18133

18389

18607

18836

19116

19343

Т совм.

час/год

6688

6076

6162

6205

6233

6243

6258

6268

6273

На рисунке 3.4 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Средней Волги на период 2013-2019 годов.

 

ОЭС Юга

 

Доля ОЭС Юга в 2013 году составит порядка 9,5% по потреблению мощности от общей максимальной нагрузки ЕЭС России. К 2019 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России увеличится до 9,9%. В 2013 году собственный максимум потребления мощности прогнозируется на уровне 15540 МВт, к 2019 году - 17353 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления за 2013-2019 годы прогнозируется на уровне 2,1%.

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

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Э год

млрд кВт.ч

85,7

86,5

88,1

92,1

95,3

97,4

99,2

100,4

101,5

собств

МВт

13785

15042

15540

15886

16470

16712

16967

17164

17353

год

час/год

6220

5749

5671

5800

5787

5828

5845

5849

5849

Р совм.

МВт

13452

13869

15012

15463

16032

16277

16526

16742

16926

Т совм.

час/год

6374

6235

5870

5959

5945

5984

6001

5996

5996

Спрос на электрическую энергию в таблице 3.6 представлен с учетом потребления электрической энергии на заряд Зеленчукской ГАЭС.

На рисунке 3.5 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Юга на период 2013-2019 годов.

 

ОЭС Урала

 

Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2013 году составит 23,2% и к 2019 году снизится до 22,6%. Собственный максимум потребления мощности в 2013 году прогнозируется на уровне 37534 МВт, к 2019 году - на уровне 40507 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления за 2013-2019 годы прогнозируется на уровне 1,3%.

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

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Э год

млрд кВт.ч

254,6

256,9

260,0

263,9

267,8

271,5

274,7

278,3

281,0

собств.

МВт

36087

37057

37534

38207

38688

39154

39657

40140

40507

год

час/год

7055

6933

6928

6907

6923

6934

6926

6934

6938

Р совм.

МВт

35737

36753

36783

37443

37914

38371

38864

39337

39697

Т совм.

час/год

7124

6991

7070

7048

7064

7075

7067

7075

7080

На рисунке 3.6 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Урала на период 2013-2019 годов.

 

ОЭС Сибири

 

Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2013 году составит 19,5% и в 2019 году ожидается незначительное ее увеличение - до 19,6%. Собственный максимум потребления мощности к 2013 году прогнозируется на уровне 32197 МВт, к 2019 году - на уровне 35803 МВт. Среднегодовой прирост максимумов потребления за 2013-2019 годы прогнозируется на уровне 1,7%.

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

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Э год

млрд кВт.ч

205,0

210,2

212,5

216,9

222,0

229,0

234,0

236,6

238,7

собств

МВт

31158

31837

32197

32950

33731

34618

35133

35428

35803

год

час/год

6578

6602

6601

6583

6581

6614

6661

6677

6668

Р совм.

МВт

29442

31135

30909

31632

32382

33233

33728

34011

34371

Т совм.

час/год

6962

6751

6876

6857

6855

6889

6939

6955

6946

На рисунке 3.7 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Сибири на период 2013-2019 годов.

 

ОЭС Востока

 

Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2013 году составит 2,9%, а в 2019 году увеличится до 3,4%. Собственный максимум потребления мощности ОЭС Востока (без учета потребления мощности и электрической энергии изолированно работающего Николаевского энергоузла) в 2013 году прогнозируется на уровне 5667 МВт, к 2019 году - 7125 МВт. Среднегодовые темпы прироста максимума потребления за 2013-2019 годы составят около 3,8%. 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

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Э год

млрд кВт.ч

30,5

31,7

33,25

34,9

36,3

38,6

40,8

41,6

42,4

собств.

МВт

5260

5472

5667

5986

6382

6670

6824

7008

7127

год

час/год

5802

5788

5868

5828

5692

5790

5973

5931

5950

Р совм.

МВт

4200

4906

4702

4967

5293

5528

5657

5810

5908

Т совм.

час/год

7267

6456

7072

7024

6863

6986

7205

7153

7176

На рисунке 3.8 представлено изменение прогнозных значений потребления мощности ОЭС Востока на период 2013-2019 годов.

 

 

Выводы.

1. Перспективное значение максимальной электрической нагрузки ЕЭС России к 2019 году ожидается на уровне 175315 МВт, что соответствует среднегодовым приростам нагрузки около 1,5%.

2. Максимальные электрические нагрузки по всем объединенным энергосистемам к 2019 году увеличиваются. Самый интенсивный рост максимальной электрической нагрузки за период 2013-2019 годы будет наблюдаться в ОЭС Юга - среднегодовой прирост до 2,1%, обусловленный, в основном, интенсивным строительством и вводом объектов Олимпийских Игр - 2014 и их инфраструктурой. В ОЭС Сибири - до 1,9% за счет ввода новых и расширения существующих мощностей обрабатывающего комплекса (в частности - цветной металлургии) и в ОЭС Востока - до 3,8%.

3. Самый низкий прирост нагрузки прогнозируется в ОЭС Северо-Запада - до 1,0% и в ОЭС Урала, который определяется низким среднегодовым приростом нагрузки самой крупной территориальной энергосистемы - ЭС Тюменской области, ХМАО, ЯНАО.

4. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию на период 2013-2019 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 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 2013 года составит 158659 МВт и возрастёт к 2019 году до 175315 МВт, а без учета ОЭС Востока - 153957 МВт и 169407 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 2013 года планируются в объеме 3660,7 МВт/17,83 млрд кВт.ч, в 2014 году - 3660,7 МВт/18,86 млрд кВт.ч, в 2015 году - 3660,7 МВт/18,89 млрд кВт.ч, в период 2016-2017 годов - 3665,7 МВт/18,79 млрд кВт.ч и в 2018 - 2019 годах - 3965,7 МВт/18,99 млрд кВт.ч. 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 2019 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии: в Финляндию (1300 МВт/4,4 млрд кВт.ч), страны Балтии (600 МВт/5,0 млрд кВт.ч), Беларусь (300 МВт/3,3 млрд кВт.ч), Монголию (175 МВт/0,36 млрд кВт.ч в 2013 году и 175 МВт/0,42 млрд кВт.ч в период 2014-2019 годы). Кроме того, осуществляются экспортные поставки мощности и электрической энергии в рамках приграничной торговли с Финляндией (83,74 МВт/0,62 млрд кВт.ч) и Норвегией (27 МВт/0,17 млрд кВт.ч).

Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электрической энергии в Грузию в объеме 100 МВт/0,2 млрд кВт.ч в 2013 году, 100 МВт/0,14 млрд кВт.ч в 2014-2015 годы, 100 МВт/0,04 млрд кВт.ч в 2016-2017 годы, 400 МВт/0,24 млрд кВт.ч в 2018-2019 годы, Южную Осетию 35 МВт/0,13 млрд кВт.ч в период 2013-2015 годов, 40 МВт/0,13 млрд кВт.ч в период 2016-2019 годов.

Экспортные поставки в Казахстан в 2013 году планируются в объеме 360 МВт/0,65 млрд кВт.ч, в 2014-2019 годы - 360 МВт/0,71 млрд кВт.ч. Из ОЭС Востока в рассматриваемый период предусматривается экспорт мощности и электрической энергии в Китай: в 2013 году в объеме 680 МВт/3,0 млрд кВт.ч, в последующий период 2014-2019 годов - 680 МВт/4,0 млрд кВт.ч.

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

 

Наименование

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 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

17,83

3660,7

18,86

3660,7

18,89

3660,7

18,79

3665,7

18,79

3665,7

18,99

3965,7

18,99

3965,7

ОЭС Северо-Запада

10,2

2011

10,2

2011

10,2

2011

10,2

2011

10,2

2011

10,2

2011

10,2

2011

Финляндия (приграничный)

0,62

83,7

0,62

83,7

0,62

83,7

0,62

83,7

0,62

83,7

0,62

83,7

0,62

83,7

Норвегия (приграничный)

0,17

27

0,17

27

0,17

27

0,17

27

0,17

27

0,17

27

0,17

27

Финляндия

4,4

1300

4,4

1300

4,4

1300

4,4

1300

4,4

1300

4,4

1300

4,4

1300

Балтия

5

600

5

600

5

600

5

600

5

600

5

600

5

600

ОЭС Центра

3,3

300

3,3

300

3,3

300

3,3

300

3,3

300

3,3

300

3,3

300

Беларусь

3,3

300

3,3

300

3,3

300

3,3

300

3,3

300

3,3

300

3,3

300

ОЭС Средней Волги

0,34

200

0,4

200

0,4

200

0,4

200

0,4

200

0,4

200

0,4

200

Казахстан

0,34

200

0,4

200

0,4

200

0,4

200

0,4

200

0,4

200

0,4

200

ОЭС Юга

0,38

145

0,32

145

0,32

145

0,22

150

0,22

150

0,42

450

0,42

450

Грузия

0,2

100

0,14

100

0,14

100

0,04

100

0,04

100

0,24

400

0,24

400

Азербайджан

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Южная Осетия

0,13

35

0,13

35

0,13

35

0,13

40

0,13

40

0,13

40

0,13

40

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

Казахстан

0,05

10

0,05

10

0,05

10

0,05

10

0,05

10

0,05

10

0,05

10

ОЭС Урала

0,1

100

0,1

100

0,1

100

0,1

100

0,1

100

0,1

100

0,1

100

Казахстан

0,1

100

0,1

100

0,1

100

0,1

100

0,1

100

0,1

100

0,1

100

ОЭС Сибири

0,52

225

0,55

225

0,58

225

0,58

225

0,58

225

0,58

225

0,58

225

Монголия

0,36

175

0,39

175

0,42

175

0,42

175

0,42

175

0,42

175

0,42

175

Казахстан

0,16

50

0,16

50

0,16

50

0,16

50

0,16

50

0,16

50

0,16

50

ОЭС Востока

3

680

4

680

4

680

4

680

4

680

4

680

4

680

Китай

3

680

4

680

4

680

4

680

4

680

4

680

4

680

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 2013 года должна составить 32445 МВт, на уровне 2019 года - 35870 МВт.

Изменение спроса на мощность по ОЭС и ЕЭС России в период 2013-2019 годов представлено на рисунке 4.1 и в таблице 4.3.

 

Таблица 4.3. Спрос на мощность, МВт

 

 

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

 

ОЭС Северо-Запада

 

Максимум нагрузки

14917

15120

15361

15553

15747

15933

16178

Нормативный резерв

2834

2873

2919

2955

2992

3027

3074

Экспорт

2010,7

2010,7

2010,7

2010,7

2010,7

2010,7

2010,7

Спрос на мощность - всего

19761,7

20003,7

20290,7

20518,7

20749,7

20970,7

21262,7

 

ОЭС Центра

 

Максимум нагрузки

38430

39334

40287

41050

41729

42279

42892

Нормативный резерв

8458

8666

8874

9042

9193

9314

9436

Экспорт

300

300

300

300

300

300

300

Спрос на мощность - всего

47188

48300

49461

50392

51222

51893

52628

 

ОЭС Средней Волги

 

Максимум нагрузки

17906

18133

18389

18607

18836

19116

19343

Нормативный резерв

2961

2997

3039

3076

3114

3157

3191

Экспорт

200

200

200

200

200

200

200

Спрос на мощность - всего

21067

21330

21628

21883

22150

22473

22734

 

ОЭС Юга

 

Максимум нагрузки

15012

15463

16032

16277

16526

16742

16926

Нормативный резерв

2927

3015

3126

3174

3223

3265

3301

Экспорт

145

145

145

150

150

450

450

Спрос на мощность - всего

18084

18623

19303

19601

19899

20457

20677

 

ОЭС Урала

 

Максимум нагрузки

36783

37443

37914

38371

38864

39337

39697

Нормативный резерв

7371

7504

7595

7689

7787

7876

7939

Экспорт

100

100

100

100

100

100

100

Спрос на мощность - всего

44254

45047

45609

46160

46751

47313

47736

 

ОЭС Сибири

 

Максимум нагрузки

30909

31632

32382

33233

33728

34011

34371

Нормативный резерв

6813

6969

7135

7323

7427

7484

7570

Экспорт

225

225

225

225

225

225

225

Спрос на мощность - всего

37947

38826

39742

40781

41380

41720

42166

 

ОЭС Востока

 

Максимум нагрузки

4702

4967

5293

5528

5657

5810

5908

Нормативный резерв

1081

1142

1217

1271

1301

1336

1359

Экспорт

680

680

680

680

680

680

680

Спрос на мощность - всего

6463

6789

7190

7479

7638

7826

7947

 

ЕЭС России

 

Максимум нагрузки

158659

162092

165658

168619

171087

173228

175315

Нормативный резерв

32445

33166

33905

34530

35037

35459

35870

Экспорт

3660,7

3660,7

3660,7

3665,7

3665,7

3965,7

3965,7

Спрос на мощность - всего

194764,7

198918,7

203223,7

206814,7

209789,7

212652,7

215150,7

 

ОЭС Сибири на собственный максимум нагрузки

 

Максимум нагрузки

32197

32950

33731

34618

35133

35428

35803

Нормативный резерв

7083

7249

7421

7616

7729

7794

7877

Экспорт

225

225

225

225

225

225

225

Спрос на мощность - всего

39505

40424

41377

42459

43087

43447

43905

 

ОЭС Востока на собственный максимум нагрузки

 

Максимум нагрузки

5667

5986

6382

6670

6824

7008

7127

Нормативный резерв

1303

1377

1468

1534

1570

1612

1639

Экспорт

680

680

680

680

680

680

680

Спрос на мощность - всего

7650

8043

8530

8884

9074

9300

9446

Выводы.

1. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый совмещенный максимум потребления по ЕЭС России на уровне 2013 года составит 158659 МВт и возрастёт к 2019 году до 175315 МВт, а без учета ОЭС Востока - 153957 МВт и 169407 МВт соответственно.

2. Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России на уровне 2013 года должна составить 32445 МВт, на уровне 2019 года - 35870 МВт.

3. При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемого 194764,7 МВт в 2013 году до 215150,7 МВт на уровне 2019 года.

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

 

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2013-2019 годы сформирована с учетом вводов новых генерирующих мощностей в период 2013-2019 годов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующих генерирующих объектов.

Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2013-2019 годы приняты в соответствии с предложениями генерирующих компаний (ноябрь-декабрь 2012 года).

Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2013-2019 годы составят 18985,8 МВт, в том числе на атомных электростанциях (АЭС) - 8274 МВт (вывод из эксплуатации всех энергоблоков Ленинградской АЭС (4х1000 МВт) и первого энергоблока на Кольской АЭС (440 МВт) в ОЭС Северо-Запада, энергоблоков N 3 и N 4 на Нововоронежской АЭС (2х417 МВт), энергоблоков N 1 и N 2 на Курской АЭС (2х1000 МВт) и первого энергоблока на Смоленской АЭС (1000 МВт) в ОЭС Центра) и на тепловых электростанциях (ТЭС) - 10711,8 МВт, в том числе под замену - 495 МВт. Следует отметить, что по ряду генерирующих объектов (суммарным объемом 3287,2 МВт в период 2013-2018 годов) было получено заключение Минэнерго России о приостановке вывода генерирующих объектов из эксплуатации в связи с одной или несколькими из следующих причин:

- нарушение надежного энергоснабжения и качества электрической энергии, соответствующих требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, установленным нормативными правовыми актами;

- нарушение устойчивости режима работы ЕЭС России (технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем);

- угроза жизни и здоровью людей и повреждение оборудования;

- возможность возникновения недостатка электрической энергии (электрической мощности) в ЕЭС России (ее части или технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах), определяемого как превышение спроса на электрическую энергию (электрическую мощность) и резервов, необходимых для надежного обеспечения нормального режима указанных энергосистем, над предложением электрической энергии (электрической мощности) за определенный временной период с учетом перетоков электрической энергии (электрической мощности) из внешних энергосистем;

- возможность возникновения недостатка пропускной способности электрической сети, определяемого как разность между допустимой пропускной способностью сети, установленной требованиями технических регламентов и иными обязательными требованиями, и располагаемой пропускной способностью, выраженных в единицах мощности.

Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по ОЭС и ЕЭС России с выделением объемов оборудования, по которому был получен отказ о выводе из эксплуатации, представлены в таблице 5.1 и на рисунке 5.1.

 

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

 

 

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2013-2019 годы

ЕЭС России, всего

2264,1

4478,5

3537,4

2163,8

1887,5

2653,5

2001,0

18985,8

АЭС

1000,0

2000,0

1000,0

 

1417,0

1417,0

1440,0

8274,0

ТЭС

1264,1

2478,5

2537,4

2163,8

470,5

1236,5

561,0

10711,8

в т.ч. ТЭЦ*

 

 

884,1

1785,0

1738,2

1939,8

470,5

788,5

366,0

7972,1

  КЭС**

380,0

693,5

799,2

224,0

 

448,0

195,0

2739,7

в т.ч. под замену

210,0

25,0

95,0

 

 

 

165,0

495,0

ТЭС

210,0

25,0

95,0

 

 

 

165,0

495,0

в т.ч. ТЭЦ

165,0

25,0

95,0

 

 

 

 

285,0

  КЭС

45,0

 

 

 

 

 

165,0

210,0

Приостановлен вывод оборудования ТЭС из эксплуатации

407,3

1442,0

587,9

813,0

 

37,0

 

3287,2

ОЭС Северо-Запада, всего

1169,0

1075,0

236,3

35,5

1073,5

1037,0

440,0

5066,3

АЭС

1000,0

1000,0

 

 

1000,0

1000,0

440,0

4440,0

ТЭС

169,0

75,0

236,3

35,5

73,5

37,0

 

626,3

в т.ч. ТЭЦ

119,0

25,0

236,3

35,5

73,5

37,0

 

526,3

  КЭС

50,0

50,0

 

 

 

 

 

100,0

в т.ч. под замену

40,0

 

 

 

 

 

 

40,0

ТЭС

40,0

 

 

 

 

 

 

40,0

в т.ч. ТЭЦ

40,0

 

 

 

 

 

 

40,0

Приостановлен вывод оборудования ТЭС из эксплуатации

72,0

 

 

 

 

37,0

 

109,0

ОЭС Центра, всего

398,6

1551,0

1566,5

235,0

597,0

522,0

1255,0

6125,1

АЭС

 

1000,0

1000,0

 

417,0

417,0

1000,0

3834,0

ТЭС

398,6

551,0

566,5

235,0

180,0

105,0

255,0

2291,1

в т.ч. ТЭЦ

241,1

551,0

146,5

235,0

180,0

105,0

255,0

1713,6

  КЭС

157,5

 

420,0

 

 

 

 

577,5

в т.ч. под замену

22,5

 

 

 

 

 

 

22,5

ТЭС

22,5

 

 

 

 

 

 

22,5

в т.ч. КЭС

22,5

 

 

 

 

 

 

22,5

Приостановлен вывод оборудования ТЭС из эксплуатации

125,3

511,0

55,0

 

30,0

 

 

721,3

ОЭС Средней Волги, всего

232,0

117,0

281,0

290,0

105,0

164,0

55,0

1244,0

ТЭС

232,0

117,0

281,0

290,0

105,0

164,0

55,0

1244,0

в т.ч. ТЭЦ

232,0

117,0

281,0

290,0

105,0

164,0

55,0

1244,0

в т.ч. под замену

25,0

25,0

 

 

 

 

 

50,0

ТЭС

25,0

25,0

 

 

 

 

 

50,0

в т.ч. ТЭЦ

25,0

25,0

 

 

 

 

 

50,0

Приостановлен вывод оборудования ТЭС из эксплуатации

107,0

42,0

96,0

25,0

 

 

 

270,0

ОЭС Юга, всего

 

214,5

174,2

 

 

170,0

 

558,7

ТЭС

 

214,5

174,2

 

 

170,0

 

558,7

в т.ч. ТЭЦ

 

12,0

95,0

 

 

 

 

107,0

  КЭС

 

202,5

79,2

 

 

170,0

 

451,7

в т.ч. под замену

 

 

95,0

 

 

 

 

95,0

ТЭС

 

 

95,0

 

 

 

 

95,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

95,0

 

 

 

 

95,0

Приостановлен вывод оборудования ТЭС из эксплуатации

 

 

124,2

 

 

 

 

124,2

ОЭС Урала, всего

315,0

361,0

1021,4

1416,3

62,0

340,0

171,0

3686,7

ТЭС

315,0

361,0

1021,4

1416,3

62,0

340,0

171,0

3686,7

в т.ч. ТЭЦ

165,0

261,0

721,4

1216,3

62,0

62,0

6,0

2493,7

  КЭС

150,0

100,0

300,0

200,0

 

278,0

165,0

1193,0

в т.ч. под замену

50,0

 

 

 

 

 

165,0

215,0

ТЭС

50,0

 

 

 

 

 

165,0

215,0

в т.ч. ТЭЦ

50,0

 

 

 

 

 

 

50,0

  КЭС

 

 

 

 

 

 

165,0

165,0

Приостановлен вывод оборудования ТЭС из эксплуатации

103,0

 

269,7

758,0

 

 

 

1130,7

ОЭС Сибири, всего

149,5

1119,0

258,0

120,0

 

 

50,0

1696,5

ТЭС

149,5

1119,0

258,0

120,0

 

 

50,0

1696,5

в т.ч. ТЭЦ

127,0

819,0

258,0

120,0

 

 

50,0

1374,0

  КЭС

22,5

300,0

 

 

 

 

 

322,5

в т.ч. под замену

72,5

 

 

 

 

 

 

72,5

ТЭС

72,5

 

 

 

 

 

 

72,5

в т.ч. ТЭЦ

50,0

 

 

 

 

 

 

50,0

  КЭС

22,5

 

 

 

 

 

 

22,5

Приостановлен вывод оборудования ТЭС из эксплуатации

 

848,0

43,0

 

 

 

 

891,0

ОЭС Востока, всего

 

41,0

 

67,0

50,0

420,5

30,0

608,5

ТЭС

 

41,0

 

67,0

50,0

420,5

30,0

608,5

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

43,0

50,0

420,5

 

513,5

  КЭС

 

41,0

 

24,0

 

 

30,0

95,0

Приостановлен вывод оборудования ТЭС из эксплуатации

 

41,0

 

 

 

 

 

41,0

 

______________________________

* ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

** КЭС - конденсационные электростанции

 

 

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 2013 году - 4411,7 МВт, к 2014 году - 2043,2 МВт, к 2015 году - 1173 МВт, к 2016 году - 226 МВт, суммарно за период 2013-2016 годов - 7853,9 МВт. Объем запланированного собственниками к выводу из эксплуатации оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ, в период 2013-2016 годов составит 1731,5 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

 

 

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2012-2016 годы

ЕЭС России

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

4411,7

2043,2

1173

226

7853,9

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

415

732

494,5

90

1731,5

ОЭС Северо-Запада

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

262

56

54,5

56

428,5

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

22

56

22

0

100

ОЭС Центра

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

759,3

182

68

 

1009,3

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

75

10

25

 

110

ОЭС Средней Волги

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

462

156

 

55

673

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

55

 

 

 

55

ОЭС Юга

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

135,2

25

61

25

246,2

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

 

 

50

 

50

ОЭС Урала

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

1735,7

992,2

483,5

90

3301,4

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

238

391

237,5

90

956,5

ОЭС Сибири

 

 

 

 

 

Объем оборудования, которое будет не допущено к КОМ, всего

1057,5

632

506

 

2195,5

в т.ч. запланированное к выводу из эксплуатации

25

275

160

 

460

 

 

Дополнительно к рассмотренным выше предложениям по выводу из эксплуатации генерирующего оборудования в период 2014-2019 годов возможен вывод из эксплуатации генерирующего оборудования в объеме 2158,9 МВт на ТЭС и 0,2 МВт на возобновляемых источниках электроэнергии (ВИЭ). К дополнительным объемам выводимого из эксплуатации генерирующего оборудования отнесены предложения генерирующих компаний в соответствии с разработанными ими инновационными сценариями развития, предусматривающими более высокие темпы обновления генерирующего оборудования электростанций (например, вывод из эксплуатации генерирующего оборудования для целей ввода нового оборудования из перечня дополнительных вводов, приведенного далее в настоящем разделе).

В таблице 5.3 и на рисунке 5.3 представлены объемы возможного дополнительного вывода из эксплуатации генерирующего оборудования на электростанциях ЕЭС России в период 2014-2019 годов. Планируемые дополнительные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России представлены в приложении N 3.

 

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

 

 

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Всего за 2013-2019 годы

ЕЭС России, всего

32,0

149,9

112,2

260,0

100,0

1505,0

2159,1

ТЭС

32,0

149,9

112,0

260,0

100,0

1505,0

2158,9

в т.ч. ТЭЦ

32,0

149,9

112,0

60,0

100,0

105,0

558,9

КЭС

 

 

 

200,0

 

1400,0

1600,0

ВИЭ

 

 

0,2

 

 

 

0,2

в т.ч. ВЭС*

 

 

0,2

 

 

 

0,2

в т.ч. под замену

25,0

49,9

112,0

260,0

100,0

705,0

1251,9

ТЭС

25,0

49,9

112,0

260,0

100,0

705,0

1251,9

в т.ч. ТЭЦ

25,0

49,9

112,0

60,0

100,0

105,0

451,9

КЭС

 

 

 

200,0

 

600,0

800,0

ОЭС Северо- Запада, всего

 

24,9

0,2

 

 

 

25,1

ТЭС

 

24,9

 

 

 

 

24,9

в т.ч. ТЭЦ

 

24,9

 

 

 

 

24,9

ВИЭ

 

 

0,2

 

 

 

0,2

в т.ч. ВЭС

 

 

0,2

 

 

 

0,2

в т.ч. под замену

 

24,9

 

 

 

 

24,9

ТЭС

 

24,9

 

 

 

 

24,9

в т.ч. ТЭЦ

 

24,9

 

 

 

 

24,9

ОЭС Центра, всего

 

 

 

 

 

800,0

800,0

ТЭС

 

 

 

 

 

800,0

800,0

в т.ч. КЭС

 

 

 

 

 

800,0

800,0

ОЭС Средней Волги, всего

 

100,0

 

 

 

 

100,0

ТЭС

 

100,0

 

 

 

 

100,0

в т.ч. ТЭЦ

 

100,0

 

 

 

 

100,0

ОЭС Юга, всего

 

 

 

 

 

600,0

600,0

ТЭС

 

 

 

 

 

600,0

600,0

в т.ч. КЭС

 

 

 

 

 

600,0

600,0

в т.ч. под замену

 

 

 

 

 

600,0

600,0

ТЭС

 

 

 

 

 

600,0

600,0

в т.ч. КЭС

 

 

 

 

 

600,0

600,0

ОЭС Урала, всего

32,0

25,0

12,0

60,0

 

 

129,0

ТЭС

32,0

25,0

12,0

60,0

 

 

129,0

в т.ч. ТЭЦ

32,0

25,0

12,0

60,0

 

 

129,0

в т.ч. под замену

25,0

25,0

12,0

60,0

 

 

122,0

ТЭС

25,0

25,0

12,0

60,0

 

 

122,0

в т.ч. ТЭЦ

25,0

25,0

12,0

60,0

 

 

122,0

ОЭС Востока, всего

 

 

100,0

200,0

100,0

105,0

505,0

ТЭС

 

 

100,0

200,0

100,0

105,0

505,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

100,0

 

100,0

105,0

305,0

КЭС

 

 

 

200,0

 

 

200,0

в т.ч. под замену

 

 

100,0

200,0

100,0

105,0

505,0

ТЭС

 

 

100,0

200,0

100,0

105,0

505,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

100,0

 

100,0

105,0

305,0

КЭС

 

 

 

200,0

 

 

200,0

 

______________________________

* ВЭС - ветровые электрические станции

 

 

Объемы модернизации, перемаркировки и реконструкции генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации в период 2013-2019 годов приведены, соответственно, в приложениях N 4, N 5 и N 6. К мероприятиям с высокой вероятностью реализации для целей настоящего документа отнесены:

- мероприятия по реконструкции, модернизации, перемаркировке которых осуществляется в соответствии с обязательствами, принятыми по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;

- мероприятия, включенные в инвестиционные программы ОАО "Концерн Росэнергоатом", ОАО "РусГидро";

- мероприятия, по которым имеются заключенные договоры об осуществлении технологического присоединения.

В 2012 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 6134,31 МВт генерирующих мощностей. Перечень вводов генерирующих мощностей установленной мощностью более 25 МВт в 2012 году приведен в таблице 5.4.

 

Таблица 5.4. Вводы мощности свыше 25 МВт на электростанциях ЕЭС России в 2012 году

 

Электростанция

Станционный номер

Марка турбины

Установленная мощность, МВт

Фактическая дата ввода

ОЭС Северо-Запада

 

 

 

 

Киришская ГРЭС*(1)

N 62-63

ГТУ*(2)

564,0

01.02.2012

Новгородская ТЭЦ

N 4

ГТУ

168,0

18.01.2012

Правобережная ТЭЦ-5

N 2

ПГУ*(3)

463

18.11.2012

ОЭС Центра

 

 

 

 

Ивановские ПГУ

N 2

ПГУ

160

01.03.2012

Ивановские ПГУ (доввод)

N 2

ПГУ

165

01.06.2012

Калининская АЭС

N 4

ВВЭР*(4)

1000,0

25.09.2012

Ливенская ТЭЦ

N 3

ПГУ

30,0

07.12.2012

ГТЭС ОАО "ФосАгро-Череповец"

N 1

ГТУ(LM 2500+G4 DLE)

32,0

01.01.2013

ОЭС Средней Волги

 

 

 

 

Сызранская ТЭЦ

 

ПГУ-200

227,4

17.08.2012

ОЭС Юга

 

 

 

 

Краснодарская ТЭЦ

N 5

ПГУ

411

15.03.2012

Адлерская ТЭС

N 1-2

ПГУ

360

07.11.2012

ОЭС Урала

 

 

 

 

Пермская ТЭЦ-6

N 1

ПГУ

119,0

27.02.2012

Приобская ГТЭС

N 4

ГТУ

45

01.10.2012

Уренгойская ГРЭС

N 3

ПГУ

460

07.11.2012

ГТЭС Вачимского м/р (СНГ)

N 1-3

 

36

01.12.2012

ОЭС Сибири

 

 

 

 

Красноярская ТЭЦ-3

Бл.1

Т-204/220-12,8

208,0

26.01.2012

Харанорская ГРЭС

N 3

К-225-12,8-3Р

225

12.10.2012

Богучанская ГЭС*(5)

N 1

СВ 1548/203-66УХЛ4

333

28.10.2012

N 2

СВ 1548/203-66УХЛ4

333

02.11.2012

N 3

СВ 1548/203-66УХЛ4

333

07.11.2012

N 4

 

333

29.12.2012

ЕЭС России, всего

 

 

6134,31

 

 

Примечание: *(1) ГРЭС - государственная районная электростанция

*(2) ГТУ - газотурбинная установка

*(3) ПГУ - парогазовая установка

*(4) ВВЭР - водо-водяной энергетический реактор

*(5) ГЭС - гидроэлектростанция

 

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", ОАО "ДВЭУК";

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

Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2013-2019 годов предусматриваются в объеме 32770,9 МВт, в том числе на АЭС - 11267,6 МВт, на ГЭС - 2483,5 МВт, на ГАЭС - 980 МВт, на ТЭС - 18027,8 МВт и на ВИЭ - 12 МВт. При этом планируется ввести 361,5 МВт на замену устаревшего оборудования.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2013-2019 годов представлены в таблице 5.5 и на рисунках 5.4 и 5.5.

 

Таблица 5.5. Вводы мощности с высокой вероятностью реализации на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

 

 

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Всего за 2013-2019 годы

ЕЭС России - всего

6590,6

9115,4

8510,1

3023,0

2794,9

1587,0

1150,0

32770,9

АЭС

 

3178,8

2368,8

1170,0

2250,0

1150,0

1150,0

11267,6

ГЭС

1795,0

4,8

168,8

170,0

344,9

 

 

2483,5

ГАЭС

630,0

350,0

 

 

 

 

 

980,0

ТЭС

4165,6

5581,8

5972,5

1671,0

200,0

437,0

 

18027,8

в т.ч. ТЭЦ

2051,3

3818,0

1794,5

791,0

200,0

437,0

 

9091,8

  КЭС

2114,3

1763,8

4178,0

880,0

 

 

 

8936,0

ВИЭ

 

 

 

12,0

 

 

 

12,0

в т.ч. замена

61,5

65,0

115,0

120,0

 

 

 

361,5

ТЭС

61,5

65,0

115,0

120,0

 

 

 

361,5

в т.ч. ТЭЦ

61,5

65,0

115,0

120,0

 

 

 

361,5

ОЭС Северо-Запада - всего

110,0

300,0

1280,0

1282,0

1150,0

1150,0

 

5272,0

АЭС

 

 

1170,0

1170,0

1150,0

1150,0

 

4640,0

ТЭС

110,0

300,0

110,0

100,0

 

 

 

620,0

в т.ч. ТЭЦ

110,0

300,0

110,0

100,0

 

 

 

620,0

ВИЭ

 

 

 

12,0

 

 

 

12,0

ОЭС Центра - всего

1728,3

3640,6

2368,8

 

 

 

 

7737,6

АЭС

 

1198,8

1198,8

 

 

 

 

2397,6

ГАЭС

630,0

210,0

 

 

 

 

 

840,0

ТЭС

1098,25

2231,75

1170,0

 

 

 

 

4500,0

в т.ч. ТЭЦ

754,5

1978,0

750,0

 

 

 

 

3482,5

  КЭС

343,75

253,75

420,0

 

 

 

 

1017,5

в т.ч. замена

61,5

 

 

 

 

 

 

61,5

ТЭС

61,5

 

 

 

 

 

 

61,5

в т.ч. ТЭЦ

61,5

 

 

 

 

 

 

61,5

ОЭС Средней Волги - всего

240,0

80,0

330,0

 

 

 

1150,0

1800,0

АЭС

 

 

 

 

 

 

1150,0

1150,0

ТЭС

240,0

80,0

330,0

 

 

 

 

650,0

в т.ч. ТЭЦ

240,0

80,0

 

 

 

 

 

320,0

  КЭС

 

 

330,0

 

 

 

 

330,0

ОЭС Юга - всего

944,5

1379,8

338,8

430,0

1444,9

 

 

4538

АЭС

 

1100,0

 

 

1100,0

 

 

2200,0

ГЭС

130,0

4,8

8,8

10,0

344,9

 

 

498,5

ГАЭС

 

140

 

 

 

 

 

140,0

ТЭС

814,5

135,0

330,0

420,0

 

 

 

1699,5

в т.ч. ТЭЦ

432,0

135,0

 

 

 

 

 

567,0

  КЭС

382,5

 

330,0

420,0

 

 

 

1132,5

ОЭС Урала - всего

1739,0

3265,0

3093,0

460,0

200,0

 

 

8757,0

АЭС

 

880,0

 

 

 

 

 

880,0

ТЭС

1739,0

2385,0

3093,0

460,0

200,0

 

 

7877,0

в т.ч. ТЭЦ

375,0

1155,0

795,0

 

200,0

 

 

2525,0

  КЭС

1364,0

1230,0

2298,0

460,0

 

 

 

5352,0

в т.ч. замена

 

65,0

115,0

 

 

 

 

180,0

ТЭС

 

65,0

115,0

 

 

 

 

180,0

в т.ч. ТЭЦ

 

65,0

115,0

 

 

 

 

180,0

ОЭС Сибири - всего

1779,0

450,0

800,0

120,0

 

 

 

3149,0

ГЭС

1665,0

 

 

 

 

 

 

1665,0

ТЭС

114,0

450,0

800,0

120,0

 

 

 

1484,0

в т.ч. ТЭЦ

90,0

170,0

 

120,0

 

 

 

380,0

  КЭС

24,0

280,0

800,0

 

 

 

 

1104,0

в т.ч. замена

 

 

 

120,0

 

 

 

120,0

ТЭС

 

 

 

120,0

 

 

 

120,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

120,0

 

 

 

120,0

ОЭС Востока - всего

49,8

 

299,5

731,0

 

437,0

 

1517,3

ГЭС

 

 

160,0

160,0

 

 

 

320,0

ТЭС

49,8

 

139,5

571,0

 

437,0

 

1197,3

в т.ч. ТЭЦ

49,8

 

139,5

571,0

 

437,0

 

1197,3

 

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2019 года планируется в ОЭС Урала (8757 МВт) и в ОЭС Центра (7737,6 МВт).

 

 

 

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

Кроме того, в рамках разработки инновационных сценариев развития генерирующих мощностей от собственников генерирующих компаний получена информация о намерениях по дополнительному сооружению объектов генерации, не соответствующих критериям отнесения к перечню вводов с высокой вероятностью реализации, в объеме 18920,9 МВт, в том числе на ГЭС - 36 МВт, на ГАЭС - 390 МВт, на ТЭС - 17943,9 МВт и на ВИЭ - 551 МВт.

В соответствии с намерениями собственников развитие возобновляемых источников энергии в рассматриваемый перспективный период предполагается за счет строительства ветровых электростанций (при условии реализации дополнительных вводов мощности), в том числе: Северной приливной электростанции (далее - ПЭС) мощностью 12 МВт в 2016 году, Мурманской ВЭС (с достижением установленной мощности 25 МВт в 2016 году) и Кольской ВЭС (100 МВт в 2019 году) в энергосистеме Мурманской области в ОЭС Северо-Запада; Наримановской ВЭС (24 МВт в 2015 году) в энергосистеме Астраханской области, Береговой ВЭС (с достижением установленной мощности 90 МВт в 2016 году) и ВЭС в п. Мирный (60 МВт в 2014 году) в энергосистеме Краснодарского края и Республики Адыгея в ОЭС Юга; Оренбургской ВЭС (160 МВт в 2019 году) в энергосистеме Оренбургской области в ОЭС Урала, а также ВЭС в г. Яровое (с достижением установленной мощности 92 МВт в 2017 году) в энергосистеме Алтайского края в ОЭС Сибири.

Объемы дополнительных вводов генерирующих мощностей по предложениям собственников генерирующего оборудования, включая предложения по развитию ВИЭ, представлены в таблице 5.6, на рисунке 5.6 и в приложении N 8. Объемы дополнительной модернизации и реконструкции генерирующего оборудования, а также дополнительные планы по перемаркировке генерирующего оборудования приведены в приложениях N 9, N 10, N 11.

 

Таблица 5.6. Дополнительные вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

 

 

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Всего за 2013-2019 годы

ЕЭС России - всего

126,3

2616,0

2517,6

3270,9

1564,2

4543,1

4282,9

18920,9

ГЭС

 

 

 

24,0

12,0

 

 

36,0

ГАЭС

 

 

 

 

 

390,0

 

390,0

ТЭС

126,3

2507,0

2437,6

3167,9

1529,2

4153,1

4022,9

17943,9

в т.ч. ТЭЦ

126,3

2158,5

2091,6

2223,9

440,2

1638,1

1943,9

10622,4

 КЭС

 

348,5

346,0

944,0

1089,0

2515,0

2079,0

7321,5

ВИЭ

 

109,0

80,0

79,0

23,0

 

260,0

551,0

в т.ч. замена

25,0

30,0

60,0

130,0

115,0

235,0

330,0

925,0

ТЭС

25,0

30,0

60,0

130,0

115,0

235,0

330,0

925,0

в т.ч. ТЭЦ

25,0

30,0

60,0

130,0

115,0

235,0

105,0

700,0

 КЭС

 

 

 

 

 

 

225,0

225,0

ОЭС Северо-Запада

25,0

20,0

348,0

29,0

30,0

420,0

130,0

1002,0

ГАЭС

 

 

 

 

 

390,0

 

390,0

ТЭС

25,0

18,0

348,0

6,0

30,0

30,0

30,0

487,0

в т.ч. ТЭЦ

25,0

18,0

348,0

6,0

30,0

30,0

30,0

487,0

ВИЭ

 

2,0

 

23,0

 

 

100,0

125,0

в т.ч. замена

25,0

 

60,0

 

 

 

 

85,0

ТЭС

25,0

 

60,0

 

 

 

 

85,0

в т.ч. ТЭЦ

25,0

 

60,0

 

 

 

 

85,0

ОЭС Центра

 

1008,5

653,6

311,9

17,2

1011,1

1129,9

4132,2

ТЭС

 

1008,5

653,6

311,9

17,2

1011,1

1129,9

4132,2

в т.ч. ТЭЦ

 

851,0

613,6

286,9

17,2

441,1

1129,9

3339,7

 КЭС

 

157,5

40,0

25,0

 

570,0

 

792,5

ОЭС Средней Волги

 

815,0

620,0

450,0

 

400,0

 

2285,0

ТЭС

 

815,0

620,0

450,0

 

400,0

 

2285,0

в т.ч. ТЭЦ

 

660,0

510,0

450,0

 

 

 

1620,0

 КЭС

 

155,0

110,0

 

 

400,0

 

665,0

ОЭС Юга

5,3

84,0

380,0

174,0

 

 

570,0

1213,3

ТЭС

5,3

 

323,0

141,0

 

 

570,0

1039,3

в т.ч. ТЭЦ

5,3

 

323,0

141,0

 

 

 

469,3

 КЭС

 

 

 

 

 

 

570,0

570,0

ВИЭ

 

84,0

57,0

33,0

 

 

 

174,0

ОЭС Урала

 

547,5

493,0

850,0

138,0

2112,0

1449,0

5589,5

ТЭС

 

547,5

493,0

850,0

138,0

2112,0

1289,0

5429,5

в т.ч. ТЭЦ

 

511,5

297,0

850,0

138,0

792,0

539,0

3127,5

 КЭС

 

36,0

196,0

 

 

1320,0

750,0

2302,0

ВИЭ

 

 

 

 

 

 

160,0

160,0

в т.ч. замена

 

30,0

 

10,0

 

 

225,0

265,0

ТЭС

 

30,0

 

10,0

 

 

225,0

265,0

в т.ч. ТЭЦ

 

30,0

 

10,0

 

 

 

40,0

 КЭС

 

 

 

 

 

 

225,0

225,0

ОЭС Сибири

96,0

141,0

23,0

966,0

1264,0

365,0

899,0

3754,0

ГЭС

 

 

 

24,0

12,0

 

 

36,0

ТЭС

96,0

118,0

 

919,0

1229,0

365,0

899,0

3626,0

в т.ч. ТЭЦ

96,0

118,0

 

 

140,0

140,0

140,0

634,0

 КЭС

 

 

 

919,0

1089,0

225,0

759,0

2992,0

ВИЭ

 

23,0

23,0

23,0

23,0

 

 

92,0

ОЭС Востока

 

 

 

490,0

115,0

235,0

105,0

945,0

ТЭС

 

 

 

490,0

115,0

235,0

105,0

945,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

490,0

115,0

235,0

105,0

945,0

в т.ч. замена

 

 

 

120,0

115,0

235,0

105,0

575,0

ТЭС

 

 

 

120,0

115,0

235,0

105,0

575,0

в т.ч. ТЭЦ

 

 

 

120,0

115,0

235,0

105,0

575,0

 

 

Развитие атомной энергетики в период 2013-2019 годов предусматривается на существующих и новых площадках в:

ОЭС Юга - Ростовской АЭС - энергоблоки N 3, N 4 типа ВВЭР мощностью 1100 МВт в 2014 и 2017 годах;

ОЭС Урала - Белоярской АЭС - энергоблок N 4 типа БН-880 мощностью 880 МВт в 2014 году;

ОЭС Северо-Запада - Балтийской АЭС в Калининградской области (с вводом энергоблоков N 1 и N 2 типа ВВЭР-1200 мощностью 1150 МВт в 2017 и 2018 годах) и Ленинградской АЭС-2 в Ленинградской области (с вводом энергоблоков N 1 и N 2 типа ВВЭР-1200 мощностью 1170 МВт в 2015 и 2016 годах взамен выводимых из эксплуатации в период 2013-2017 годов энергоблоков Ленинградской АЭС);

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

ОЭС Средней Волги - Нижегородской АЭС с вводом первого энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1150 МВт в 2019 году.

Кроме того, в связи с планируемым выводом из эксплуатации Кольской АЭС (в рассматриваемый перспективный период предполагается вывод из эксплуатации первого энергоблока мощностью 440 МВт в 2019 году, энергоблоков N 2 и N 4 мощностью по 440 МВт - в период до 2030 года) при отсутствии замещающих мощностей в целях предотвращения возникновения непокрываемого дефицита мощности на севере Мурманской области необходимо рассмотреть вопрос о сооружении замещающей мощности на Кольской АЭС-2 со строительством объектов 330 кВ и выше схемы выдачи мощности.

Вводы мощности на ГЭС в ЕЭС России в период 2013-2019 годов предусматриваются в объеме 2483,5 МВт, при этом приоритетной задачей является завершение строительства ГЭС с высоким уровнем готовности к вводу в эксплуатацию. Так, в ОЭС Сибири планируется завершение строительства Богучанской ГЭС с вводом в эксплуатацию пяти энергоблоков (5х333 МВт в 2013 году) и достижением проектной установленной мощности 3000 МВт, в ОЭС Юга - Гоцатлинской ГЭС каскада Зирани (2х50 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 2013-2019 годов предусматривается завершение строительства Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме Московской области и г. Москвы в ОЭС Центра (3х210 МВт в 2013 году и 210 МВт в 2014 году) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в энергосистеме Республики Карачаево-Черкесия в ОЭС Юга (2x70 МВт в 2014 году).

Строительство новых ГЭС в рассматриваемый перспективный период предусматривается в: ОЭС Юга - Зарамагской ГЭС-1 (2х171 МВт в конце 2017 года) и в ОЭС Востока - Нижне-Бурейской ГЭС (2х80 МВт в 2015 году и 2х80 в 2016 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 2019 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью 200 МВт и выше) с использованием парогазовых технологий с высокой вероятностью ввода:

- в ОЭС Северо-Запада: на Юго-Западной ТЭЦ (ПГУ-300(Т));

- в ОЭС Центра: на Владимирской ТЭЦ-2 (ПГУ-230(Т)), Череповецкой ГРЭС (ПГУ-420), Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т)), Хуадянь-Тенинской ТЭС (ПГУ-450(Т)), а также на электростанциях ОАО "Мосэнерго": ТЭЦ-12 (ПГУ-220(Т)), ТЭЦ-16 (ПГУ-420(Т)), ТЭЦ-20 (ПГУ-420(Т));

- в ОЭС Юга: на Ставропольской ГРЭС (ПГУ-420, возможно принятие решения о переносе площадки строительства энергоблока);

- в ОЭС Урала: на Ново-Салаватской ТЭЦ (ПГУ-410(Т)), Кировской ТЭЦ-3 (ПГУ-200(Т)), Пермской ГРЭС (ПГУ-800), Верхнетагильской ГРЭС (ПГУ-420), Серовской ГРЭС (ПГУ-420), Нижнетуринской ГРЭС (2хПГУ-230), Ново-Богословской ТЭЦ (ПГУ-230(Т)), Академической ТЭЦ-1 (ПГУ-200(Т)), Нижневартовской ГРЭС (ПГУ-410), Няганской ГРЭС (3хПГУ-418), Ижевской ТЭЦ-1 (ПГУ-230(Т)), Челябинской ГРЭС (2хПГУ-225(Т)), Южно-Уральской ГРЭС-2 (2хПГУ-400).

Также в период 2013-2019 годов планируется ввод крупных (единичной мощностью 200 МВт и выше) энергоблоков на угле:

- в ОЭС Центра: на Черепетской ГРЭС (2хК-213,8-130);

- в ОЭС Юга: на Новочеркасской ГРЭС (К- 330-240);

- в ОЭС Урала: на Троицкой ГРЭС (К-660-240);

- в ОЭС Сибири: на Березовской ГРЭС-1 (К-800-240).

Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства Северной ПЭС в Мурманской области в ОЭС Северо-Запада (12 МВт в 2016 году).

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 ГРЭС-2 с вводом четырех ГТУ-42,5 (170 МВт) и еще трех ГТУ-42,5 (127,5 МВт) (по планам ОАО "РАО ЭС Востока").

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

В настоящее время энергорайон г. Салехарда работает изолированно от ЕЭС России. ОАО "Корпорация Урал Промышленный - Урал Полярный" в 2013-2014 годах планирует ввод ТЭС "Полярная" мощностью 268 МВт в данном регионе. В рассматриваемом периоде предполагается присоединение энергорайона г. Салехарда к ЕЭС России путем строительства ВЛ 220 кВ Салехард - Надым.

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

При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2019 году на 14343,7 МВт (6,4%) и составит 237414,5 МВт. К 2019 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2012 годом незначительно увеличится доля АЭС с 11,3% до 11,9% и доля ГЭС и ГАЭС с 20,6% до 21%, доля ТЭС снизится с 68,1% до 67,1%. Доля ВИЭ остается практически неизменной (0,004-0,009%) на протяжении всего рассматриваемого периода.

Структура установленной мощности электростанций по ОЭС и ЕЭС России в период 2012-2019 годов представлена в таблице 5.7 и на рисунке 5.7.

Таблица 5.7. Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт

 

 

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

ЕЭС России

223070,8

227598,6

232358,6

237408,6

238344,8

239332,0

238265,5

237414,5

АЭС

25266,0

24266,0

25444,8

26813,6

27983,6

28816,6

28549,6

28259,6

ГЭС

44767,3

46638,3

46703,3

46924,3

47171,4

47596,0

47596,0

47596,0

ГАЭС

1200,0

1970,0

2180,0

2180,0

2180,0

2180,0

2180,0

2180,0

ТЭС

151827,9

154854,7

158020,9

161481,0

160988,2

160717,7

159918,2

159357,2

в т.ч. ТЭЦ

83555,7

84781,9

86817,9

86949,2

85800,4

85529,9

85178,4

84812,4

 КЭС

68135,5

69936,0

71066,3

74395,1

75051,1

75051,1

74603,1

74408,1

 дизельные

136,7

136,7

136,7

136,7

136,7

136,7

136,7

136,7

ВИЭ

9,6

9,6

9,6

9,6

21,6

21,6

21,6

21,6

в т.ч. ВЭС

8,5

8,5

8,5

8,5

8,5

8,5

8,5

8,5

 ПЭС

1,1

1,1

1,1

1,1

13,1

13,1

13,1

13,1

ОЭС Северо-Запада

23389,9

22335,9

21559,9

22603,6

23850,1

23926,6

24039,6

23599,6

АЭС

5760,0

4760,0

3760,0

4930,0

6100,0

6250,0

6400,0

5960,0

ГЭС

2941,6

2946,6

2945,6

2945,6

2945,6

2945,6

2945,6

2945,6

ТЭС

14681,9

14622,9

14847,9

14721,6

14786,1

14712,6

14675,6

14675,6

в т.ч. ТЭЦ

10343,6

10334,6

10609,6

10483,3

10547,8

10474,3

10437,3

10437,3

 КЭС

4251,3

4201,3

4151,3

4151,3

4151,3

4151,3

4151,3

4151,3

 дизельные

86,9

86,9

86,9

86,9

86,9

86,9

86,9

86,9

ВИЭ

6,4

6,4

6,4

6,4

18,4

18,4

18,4

18,4

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

13,1

13,1

13,1

13,1

ОЭС Центра

51290,1

52619,8

54779,3

55581,6

55356,6

54759,6

54237,6

52982,6

АЭС

12834,0

12834,0

13032,8

13231,6

13231,6

12814,6

12397,6

11397,6

ГЭС

638,6

638,6

648,6

648,6

658,6

658,6

658,6

658,6

ГАЭС

1200,0

1830,0

2040,0

2040,0

2040,0

2040,0

2040,0

2040,0

ТЭС

36617,5

37317,2

39057,9

39661,4

39426,4

39246,4

39141,4

38886,4

в т.ч. ТЭЦ

19868,6

20382,0

21809,0

22412,5

22177,5

21997,5

21892,5

21637,5

 КЭС

16748,9

16935,2

17248,9

17248,9

17248,9

17248,9

17248,9

17248,9

ОЭС Средней Волги

25951,3

26013,3

25962,3

26033,3

25780,8

25722,3

25558,3

26653,3

АЭС

4072,0

4072,0

4072,0

4072,0

4072,0

4072,0

4072,0

5222,0

ГЭС

6796,0

6835,0

6856,0

6878,0

6915,5

6962,0

6962,0

6962,0

ТЭС

15083,3

15106,3

15034,3

15083,3

14793,3

14688,3

14524,3

14469,3

в т.ч. ТЭЦ

12772,3

12795,3

12723,3

12442,3

12152,3

12047,3

11883,3

11828,3

 КЭС

2311,0

2311,0

2311,0

2641,0

2641,0

2641,0

2641,0

2641,0

ОЭС Юга

18605,9

19571,4

20757,9

20944,7

21386,3

22859,4

22689,4

22689,4

АЭС

2000,0

2000,0

3100,0

3100,0

3100,0

4200,0

4200,0

4200,0

ГЭС

5609,2

5760,2

5786,2

5817,2

5838,8

6212,0

6212,0

6212,0

ГАЭС

 

 

140,0

140,0

140,0

140,0

140,0

140,0

ТЭС

10995,7

11810,2

11730,7

11886,5

12306,5

12306,5

12136,5

12136,5

в т.ч. ТЭЦ

4487,3

4919,3

5042,3

4947,3

4947,3

4947,3

4947,3

4947,3

 КЭС

6508,4

7037,3

7054,4

7305,2

7725,2

7725,2

7555,2

7555,2

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

46240,0

47701,8

50614,8

52689,4

51746,1

51884,1

51544,1

51373,1

АЭС

600,0

600,0

1480,0

1480,0

1480,0

1480,0

1480,0

1480,0

ГЭС

1840,4

1846,4

1855,4

1858,4

1871,4

1871,4

1871,4

1871,4

ТЭС

43797,3

45253,1

47277,1

49348,7

48392,4

48530,4

48190,4

48019,4

в т.ч. ТЭЦ

15964,5

16174,5

17068,5

17142,1

15925,8

16063,8

16001,8

15995,8

 КЭС

27832,9

29078,7

30208,7

32206,7

32466,7

32466,7

32188,7

32023,7

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

48532,7

50245,7

49614,7

50203,7

50208,7

50213,7

50213,7

50163,7

ГЭС

23601,4

25271,4

25271,4

25276,4

25281,4

25286,4

25286,4

25286,4

ТЭС

24931,3

24974,3

24343,3

24927,3

24927,3

24927,3

24927,3

24877,3

в т.ч. ТЭЦ

16407,0

16414,0

15803,0

15587,0

15587,0

15587,0

15587,0

15537,0

 КЭС

8478,0

8514,0

8494,0

9294,0

9294,0

9294,0

9294,0

9294,0

 дизельные

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

ОЭС Востока

9061,0

9110,8

9069,8

9352,3

10016,3

9966,3

9982,8

9952,8

ГЭС

3340,0

3340,0

3340,0

3500,0

3660,0

3660,0

3660,0

3660,0

ТЭС

5721,0

5770,8

5729,8

5852,3

6356,3

6306,3

6322,8

6292,8

в т.ч. ТЭЦ

3712,5

3762,3

3762,3

3934,8

4462,8

4412,8

4429,3

4429,3

 КЭС

2005,0

2005,0

1964,0

1914,0

1890,0

1890,0

1890,0

1860,0

 дизельные

3,5

3,5

3,5

3,5

3,5

3,5

3,5

3,5

 

5.1. Территории ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах каких-либо собственников

5.1.1. 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 максимально допустимый переток (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 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 к электрическим сетям 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.

5.1.2. 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 Кубанская - Центральная;

- 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 2019 года приведены в таблице 5.8.

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

- ввод в работу автотрансформатора (АТ) номер 3 220/110 кВ на подстанции (ПС) 220 кВ Крымская (2013 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 (2013 год);

- строительство ВЛ 220 кВ Бужора - Кубанская (в габаритах 500 кВ) (2014 год). Перевод ВЛ Бужора (Анапа) - Кубанская на номинальное напряжение 500 кВ;

- ВЛ 500 кВ Анапа (Бужора) - Андреевская (2019 год).

 

Таблица 5.8. Баланс мощности Юго-Западного энергорайона на 2013-2019 годы, МВт

 

 

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Потребление мощности

1048

1283

1439

1515

1570

1620

1664

Располагаемая мощность электростанций

73

73

73

73

73

73

73

Покрытие спроса (переток в сечении Юго-Запад)

975

1210

1366

1442

1497

1547

1591

МДП в нормальной схеме

1400

1400

1400

1400

1400

1400

1800

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

425

190

34

-42

-97

-147

209

МДП в ремонтной схеме (откл. ВЛ 500 кВ)

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1400

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

25

-210

-366

-442

-497

-547

-191

 

Анализ баланса мощности Юго-Западного энергорайона на перспективу до 2019 года показывает на наличие непокрываемого дефицита активной мощности:

- в нормальной схеме - на этапе 2016 года;

- в единичной ремонтной схеме (ремонт ВЛ 500 кВ Тихорецк - Кубанская) - на этапе 2014 года.

Максимальная величина дефицита наблюдается на этапе 2018 года и составляет 147 МВт (для нормальной схемы) и 547 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 600 МВт, в том числе не менее 200 МВт (2х100 МВт) в Новороссийском энергоузле Юго-Западного энергорайона.

5.1.3. Территория юго-восточной части ОЭС Юга (энергосистемы Республики Дагестан, Чеченской Республики, Республики Ингушетия, Республики Северная Осетия - Алания)

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

- Терек (МДП - 1200 МВт);

- Восток (МДП - 2300 МВт).

Более 90% установленной мощности электростанций на территории юго-восточной части ОЭС Юга составляют ГЭС, загрузка и длительность работы которых зависит от запасов гидроресурсов.

Электроснабжение потребителей Республики Дагестан, Чеченской Республики, Республики Ингушетия, Республики Северная Осетия - Алания осуществляется по ВЛ, входящим в контролируемое сечение "Терек", состоящее 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 2019 года приведены в таблице 5.9.

При определении МДП в контролируемом сечении "Терек" учтено:

- строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (2016 год);

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

 

Таблица 5.9. Баланс мощности юго-восточной части ОЭС Юга, МВт

 

 

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Потребление мощности с учетом коэффициента совмещения *

2197

2257

2329

2380

2425

2472

2519

Экспорт (Южная Осетия)

35

35

35

40

40

40

40

Требуемая мощность

2232

2292

2364

2420

2465

2512

2559

Установленная мощность

2025

2035

2045

2045

2391

2391

2391

Располагаемая мощность**

715

715

715

715

742

742

742

Переток по сечению "Терек"

1517

1577

1649

1705

1723

1770

1817

Пропускная способность сечения "Терек" в нормальной схеме

1200

1200

1400

1700

1700

1700

1700

Запас перетока по сечению "Терек" в нормальной схеме

-317

-377

51

-5

-23

-70

-117

Пропускная способность сечения "Терек" в ремонтной схеме сети

750

750

1200

1400

1400

1400

1400

Запас перетока по сечению "Терек" в ремонтной схеме сети

-767

-827

-249

-305

-323

-370

-417

 

______________________________

* прогноз потребления приведен для среднемноголетней температуры наружного воздуха

** располагаемая мощность ГЭС принята по усредненным фактическим режимам работы 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 (2х200 МВт).

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 2х200 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 электрической энергии за счет применения когенерации с отпуском пара промышленных параметров Грозненскому НПЗ.

Выводы.

1. Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2013-2019 годы сформирована с учетом вводов новых генерирующих мощностей в 2013-2019 годах и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций.

2. Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2013-2019 годы составят 18985,8 МВт, в том числе на АЭС - 8274 МВт и на ТЭС - 10711,8 МВт, в том числе под замену - 495 МВт.

3. Объем оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ, составит суммарно за период 2013-2016 годов 7853,9 МВт, из них запланировано собственниками к выводу из эксплуатации 1731,5 МВт.

4. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2013-2019 годов предусматриваются в объеме 32770,9 МВт, в т.ч. на АЭС - 11267,6 МВт, на ГЭС - 2483,5 МВт, на ГАЭС - 980 МВт, на ТЭС - 18027,8 МВт и на ВИЭ - 12 МВт.

5. При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2019 году на 14343,7 МВт (6,4%) и составит 237414,5 МВт, в том числе: АЭС - 28259,6 МВт, ГЭС - 47596 МВт, ГАЭС - 2180 МВт, ТЭС - 159357,2 МВт и ВИЭ - 21,6 МВт.

6. Балансы мощности и электрической энергии ОЭС и ЕЭС России на 2013-2019 годы

 

6.1 Балансы мощности

Балансы мощности по ОЭС Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Юга и Урала сформированы на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС России. По ОЭС Сибири и ОЭС Востока рассмотрены перспективные балансы мощности 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 соответствует совмещенному максимуму 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 194764,7 МВт в 2013 году до 215150,7 МВт на уровне 2019 года.

Балансы мощности разработаны для варианта развития генерирующих мощностей, с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации (приложения N 2, N 4, N 5, N 6, N 7).

Мероприятия по дополнительной реконструкции, модернизации, перемаркировки (приложения N 9, N 10, N 11), а также дополнительному демонтажу в балансах мощности не учтены.

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей за 2013-2019 годы возрастет с фактической величины 223070,8 МВт в 2012 году на 14343,7 МВт и составит 237414,5 МВт в 2019 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,3% в 2012 году до прогнозных 11,9% в 2019 году, доля ТЭС снизится с 68,1% до 67,1%, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) увеличится незначительно с 20,6% в 2012 году до 21% в 2019 году.

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.

Прогнозные ежегодные объемы вводов генерирующего оборудования после прохождения зимнего максимума в 2013-2019 годах составляют от 1150 до 8240,4 МВт.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию "запертой" мощности. В период до 2019 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 3000 МВт в 2013 году до 389 МВт в 2019 году.

Располагаемая мощность ветровых и приливных 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 16105,2-23976,4 МВт, что составляет 6,7-10,3% от установленной мощности электростанций ЕЭС России.

В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 207700,5 МВт на уровне 2013 года и 220791,3 МВт на уровне 2019 года, что превышает спрос на мощность на 5640,6-14965,3 МВт в рассматриваемый период (порядка 2,6-7,2% от прогнозируемого спроса).

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2019 года складывается с избытком резерва мощности в размере 3641,1-12707,2 МВт, что составляет 1,7-6,4% от спроса на мощность.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (с ОЭС Урала) в 2013-2019 годах складывается с избытком резерва мощности в объеме 2305,9-10670 МВт (1,4-6,7%).

В приложении N 12 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2013-2019 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 13 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2013-2019 годы.

При прогнозируемой потребности в ОЭС Северо-Запада баланс мощности в 2013 году складывается с превышением нормативного резерва мощности 332,0 МВт, что составляет 1,7% от спроса на мощность. С выводом из эксплуатации двух энергоблоков на Ленинградской АЭС в период 2014-2015 годов в ОЭС Северо-Запада возникает дефицит мощности в размере 860-894,5 МВт (4,3-4,4% от спроса на мощность). Покрытие дефицита мощности может быть обеспечено из ОЭС Центра. В период 2016-2017 годов энергообъединение практически самобалансируется. В период 2018-2019 годов баланс мощности ОЭС Северо-Запада складывается с дефицитом нормативного резерва мощности 1011-1324 МВт (4,8-6,2% от спроса на мощность), покрытие которого может быть обеспечено за счет избытков мощности ОЭС Средней Волги и ОЭС Урала.

В ОЭС Центра при заданном развитии электростанций баланс мощности в 2013-2018 годы складывается с превышением нормативного резерва мощности на 1796,3-4416,3 МВт, что составляет 3,5-8,8% от спроса на мощность. Однако к 2019 году в энергообъединении возникает дефицит мощности в размере 193,7 МВт или 0,4% от спроса на мощность.

В ОЭС Юга баланс мощности в период 2013-2014 годы складывается с дефицитом нормативного резерва мощности порядка 205,1-488,9 МВт, покрытие которого может быть обеспечено из ОЭС Центра и ОЭС Средней Волги. В последующий рассматриваемый перспективный период 2015-2019 годы развитие электростанций ОЭС Юга обеспечивает потребность региона в мощности.

В ОЭС Средней Волги и ОЭС Урала при заданном развитии электростанций балансы мощности в 2013-2019 годы складываются с превышением нормативного расчетного резерва мощности.

Баланс мощности ОЭС Сибири на час прохождения максимума нагрузки ЕЭС в период 2013-2019 годов складывается с превышением нормативного резерва мощности на 1335,2-2570,2 МВт (3,2-6,5% от спроса на мощность).

Восстановление Саяно-Шушенской ГЭС, ввод Богучанской ГЭС и энергоблока N 3 (800 МВт) на Березовской ГРЭС позволит обеспечить бездефицитный баланс мощности ОЭС Сибири в 2013-2018 годах. В 2019 году в ОЭС Сибири на час собственного максимума возможно возникновение дефицита мощности в размере 403,8 МВт (0,9% от спроса на мощность). Покрытие этого дефицита может обеспечиваться 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.

Тем не менее, одной из основных проблем ОЭС Сибири в рассматриваемый период остается проблема недостатка генерирующих мощностей, работающих в базовой части графика нагрузки, особенно в западной части ОЭС, вследствие чего в маловодные годы в ОЭС Сибири складывается напряженная режимно-балансовая ситуация. В условиях переноса на неопределенный срок сооружения энергоблоков Северской АЭС возникает потребность в строительстве дополнительных энергоблоков ТЭС, преимущественно, пылеугольных, в западной части ОЭС.

Баланс мощности ОЭС Востока на собственный максимум потребления до 2019 года складывается с превышением прогнозируемого спроса на мощность на 464,5-1405,4 МВт (5,0-18,4% от спроса на мощность).

Таблица 6.1. Баланс мощности ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации

 

 

Ед. измер.

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

Спрос

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребление электрической энергии

млн кВт. ч

1031390,0

1054180,0

1077295,0

1100537,0

1121024,0

1137263,0

1151002,0

Рост потребления электрической энергии

%

 

2,2

2,2

2,2

1,9

1,4

1,2

Заряд ГАЭС

млн кВт. ч

2580,0

3614,0

4278,0

4278,0

4278,0

4278,0

4278,0

Максимум ЕЭС

тыс. кВт

158659,0

162092,0

165658,0

168619,0

171087,0

173228,0

175315,0

Число часов использования максимума

час

6484

6481

6477

6501

6527

6540

6541

Экспорт мощности

тыс. кВт

3660,7

3660,7

3660,7

3665,7

3665,7

3965,7

3965,7

Нормируемый резерв мощности

тыс. кВт

32445,0

33166,0

33905,0

34530,0

35037,0

35459,0

35870,0

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

194764,7

198918,7

203223,7

206814,7

209789,7

212652,7

215150,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Покрытие

 

 

 

 

 

 

 

 

Устан. мощность на конец года

тыс. кВт

227598,6

232358,6

237408,6

238344,8

239332,0

238265,5

237414,5

АЭС

тыс. кВт

24266,0

25444,8

26813,6

27983,6

28816,6

28549,6

28259,6

ГЭС

тыс. кВт

48468,3

48883,3

49104,3

49351,4

49776,0

49776,0

49776,0

ТЭС

тыс. кВт

154854,7

158020,9

161481,0

160988,2

160717,7

159918,2

159357,2

ВИЭ

тыс. кВт

9,6

9,6

9,6

21,6

21,6

21,6

21,6

Ограничения мощности на максимум нагрузки

тыс. кВт

14662,1

13092,0

12866,0

12775,8

12790,3

13934,2

15084,2

Вводы мощности после прохождения максимума

тыс. кВт

2236,0

8240,4

4645,4

2137,0

2792,4

1363,0

1150,0

Запертая мощность

тыс. кВт

3000,0

2644,0

2297,0

1652,0

1011,0

808,0

389,0

Итого покрытие спроса

тыс. кВт

207700,5

208382,3

217600,2

221780,0

222738,3

222160,3

220791,3

Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов

тыс. кВт

12935,8

9463,6

14376,5

14965,3

12948,6

9507,6

5640,6

 

Таблица 6.2. Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации

 

 

Ед. измер.

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

Спрос

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребление электрической энергии

млн кВт. ч

998138,0

1019291,0

1040969,0

1061919,0

1080264,0

1095704,0

1108606,0

Рост потребления электрической энергии

%

 

2,1

2,1

2,0

1,7

1,4

1,2

Заряд ГАЭС

млн кВт. ч

2580,0

3614,0

4278,0

4278,0

4278,0

4278,0

4278,0

Максимум ЕЭС

тыс. кВт

153957,0

157125,0

160365,0

163091,0

165430,0

167418,0

169407,0

Число часов использования максимума

час

6466

6464

6465

6485

6504

6519

6519

Экспорт мощности

тыс. кВт

2980,7

2980,7

2980,7

2985,7

2985,7

3285,7

3285,7

Нормируемый резерв мощности

тыс. кВт

31364,0

32024,0

32688,0

33259,0

33736,0

34123,0

34511,0

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

188301,7

192129,7

196033,7

199335,7

202151,7

204826,7

207203,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Покрытие

 

 

 

 

 

 

 

 

Устан. мощность на конец года

тыс. кВт

218487,8

223288,8

228056,3

228328,5

229365,7

228282,7

227461,7

АЭС

тыс. кВт

24266,0

25444,8

26813,6

27983,6

28816,6

28549,6

28259,6

ГЭС

тыс. кВт

45128,3

45543,3

45604,3

45691,4

46116,0

46116,0

46116,0

ТЭС

тыс. кВт

149083,9

152291,1

155628,7

154631,9

154411,4

153595,4

153064,4

ВИЭ

тыс. кВт

9,6

9,6

9,6

21,6

21,6

21,6

21,6

Ограничения мощности на максимум нагрузки

тыс. кВт

14652,9

13082,8

12856,8

12766,6

12781,1

13927,9

15077,9

Вводы мощности после прохождения максимума

тыс. кВт

2189,8

8240,4

4485,4

1867,0

2792,4

1150,0

1150,0

Запертая мощность

тыс. кВт

3000,0

2644,0

2297,0

1652,0

1011,0

808,0

389,0

Итого покрытие спроса

тыс. кВт

198645,1

199321,7

208417,1

212042,9

212781,2

212396,8

210844,8

Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов

тыс. кВт

10343,4

7192,0

12383,4

12707,2

10629,5

7570,1

3641,1

 

Таблица 6.3. Баланс мощности Европейской части ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации

 

 

Ед. измер.

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

Спрос

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребление электрической энергии

млн кВт. ч

785594,0

802378,0

818985,0

832966,0

846237,0

859147,0

869873,0

Рост потребления электрической энергии

%

 

2,1

2,1

1,7

1,6

1,5

1,2

Заряд ГАЭС

млн кВт. ч

2580,0

3614,0

4278,0

4278,0

4278,0

4278,0

4278,0

Максимум, совмещенный с ЕЭС

тыс. кВт

123048,0

125493,0

127983,0

129858,0

131702,0

133407,0

135036,0

Число часов использования максимума

час

6363

6365

6366

6381

6393

6408

6410

Экспорт мощности

тыс. кВт

2755,7

2755,7

2755,7

2760,7

2760,7

3060,7

3060,7

Нормируемый резерв мощности

тыс. кВт

24551,0

25055,0

25553,0

25936,0

26309,0

26639,0

26941,0

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

150354,7

153303,7

156291,7

158554,7

160771,7

163106,7

165037,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Покрытие

 

 

 

 

 

 

 

 

Устан. мощность на конец года

тыс. кВт

168242,1

173674,1

177852,6

178119,8

179152,0

178069,0

177298,0

АЭС

тыс. кВт

24266,0

25444,8

26813,6

27983,6

28816,6

28549,6

28259,6

ГЭС

тыс. кВт

19856,9

20271,9

20327,9

20410,0

20829,6

20829,6

20829,6

ТЭС

тыс. кВт

124109,6

127947,9

130701,5

129704,7

129484,2

128668,2

128187,2

ВИЭ

тыс. кВт

9,6

9,6

9,6

21,6

21,6

21,6

21,6

Ограничения мощности на максимум нагрузки

тыс. кВт

6518,0

6368,9

6192,3

6104,1

6118,7

7265,5

8415,5

Вводы мощности после прохождения максимума

тыс. кВт

2189,8

7960,4

4485,4

1747,0

2792,4

1150,0

1150,0

Запертая мощность

тыс. кВт

1268,0

1144,0

1070,0

1044,0

1011,0

808,0

389,0

Итого покрытие спроса

тыс. кВт

158266,3

158200,9

166104,9

169224,7

169230,0

168845,6

167343,6

Собственный избыток(+)/дефицит(-)резервов

тыс. кВт

7911,6

4897,2

9813,2

10670,0

8458,3

5738,9

2305,9

Дополнительно сформирован вариант балансов мощности по ОЭС и ЕЭС России, скорректированный в части уменьшения заявленных объемов демонтажей генерирующего оборудования в соответствии с заключением Минэнерго России об отказе в выводе ряда генерирующих объектов из эксплуатации в размере в 3287,2 МВт (глава 5). В балансе учтены сроки изменения демонтажей (суммарной величиной 474 МВт) относительно сроков предлагаемых генерирующими компаниями по Богословской ТЭЦ, Серовской ГРЭС, Омской ТЭЦ-3, Омской ТЭЦ-4 в соответствии со сроками выполнения мероприятий по электросетевому строительству и вводу замещающих генерирующих мощностей, обеспечивающих возможность вывода существующего генерирующего оборудования из эксплуатации.

Баланс мощности по ЕЭС России к 2019 году по этому варианту складывается с превышением нормативного резерва мощности на 8737,2 МВт или 4,1% от спроса на мощность.

В варианте со скорректированным объемом вывода из эксплуатации генерирующих объектов балансы мощности по всем энергообъединениям, за исключением ОЭС Северо-Запада, складываются без дефицита нормативного резерва мощности.

Баланс мощности ОЭС Северо-Запада по этому варианту на уровне 2019 года складывается с дефицитом нормативного резерва мощности 1215 МВт или 5,7% от спроса на мощность.

Сводные балансы мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по Европейской зоне ЕЭС России представлены в таблицах 6.4-6.6, по энергообъединениям - в приложении N 14.

Таблица 6.4. Баланс мощности ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации и заключения Минэнерго России об отказе в выводе генерирующих объектов из эксплуатации

 

 

Ед. измер.

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

Спрос

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребление электрической энергии

млн кВт. ч

1031390,0

1054180,0

1077295,0

1100537,0

1121024,0

1137263,0

1151002,0

Рост потребления электрической энергии

%

 

2,2

2,2

2,2

1,9

1,4

1,2

Заряд ГАЭС

млн кВт. ч

2580,0

3614,0

4278,0

4278,0

4278,0

4278,0

4278,0

Максимум ЕЭС

тыс. кВт

158659,0

162092,0

165658,0

168619,0

171087,0

173228,0

175315,0

Число часов использования максимума

час

6484

6481

6477

6501

6527

6540

6541

Экспорт мощности

тыс. кВт

3660,7

3660,7

3660,7

3665,7

3665,7

3965,7

3965,7

Нормируемый резерв мощности

тыс. кВт

32445,0

33166,0

33905,0

34530,0

35037,0

35459,0

35870,0

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

194764,7

198918,7

203223,7

206814,7

209789,7

212652,7

215150,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Покрытие

 

 

 

 

 

 

 

 

Устан. мощность на конец года

тыс. кВт

228230,9

234532,9

240244,8

241770,0

242582,2

241552,7

240701,7

АЭС

тыс. кВт

24266,0

25444,8

26813,6

27983,6

28816,6

28549,6

28259,6

ГЭС

тыс. кВт

48468,3

48883,3

49104,3

49351,4

49776,0

49776,0

49776,0

ТЭС

тыс. кВт

155487,0

160195,2

164317,2

164413,4

163967,9

163205,4

162644,4

ВИЭ

тыс. кВт

9,6

9,6

9,6

21,6

21,6

21,6

21,6

Ограничения мощности на максимум нагрузки

тыс. кВт

14690,4

13226,1

13077,3

13030,4

12980,9

14124,8

15274,8

Вводы мощности после прохождения максимума

тыс. кВт

2236,0

8240,4

4645,4

2137,0

2792,4

1363,0

1150,0

Запертая мощность

тыс. кВт

3000,0

2644,0

2297,0

1652,0

1011,0

808,0

389,0

Итого покрытие спроса

тыс. кВт

208304,5

210422,5

220225,1

224950,6

225797,9

225256,9

223887,9

Собственный избыток(+)/дефицит(-) резервов

тыс. кВт

13539,8

11503,8

17001,4

18135,9

16008,2

12604,2

8737,2

 

Таблица 6.5. Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации и заключения Минэнерго России об отказе в выводе генерирующих объектов из эксплуатации

 

 

Ед. измер.

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

Спрос

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребление электрической энергии

млн кВт. ч

998138,0

1019291,0

1040969,0

1061919,0

1080264,0

1095704,0

1108606,0

Рост потребления электрической энергии

%

 

2,1

2,1

2,0

1,7

1,4

1,2

Заряд ГАЭС

млн кВт. ч

2580,0