Раздел 1. Общая характеристика электроэнергетической отрасли России

Раздел 1 Общая характеристика электроэнергетической отрасли России

1.1 Сведения о производственной структуре и ключевые показатели функционирования электроэнергетики России

В соответствии с Энергетической стратегией Российской Федерации на период до 2035 года [1], основу электроэнергетики большинства стран мира в прогнозном периоде будут составлять существующие системы централизованного электроснабжения, базирующиеся на крупных электростанциях - традиционных (тепловые, атомные, гидроэлектростанции) или ветро- и солнечных электростанциях, функционирующих в составе энергетических систем. Российская Федерация характеризуется высоким уровнем централизации электроснабжения.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо слов "[1]" следует читать "[21]"

1.1.1 Зоны электроснабжения

По степени централизации электроснабжения в рамках электроэнергетики Российской Федерации выделяется несколько зон:

- зона централизованного электроснабжения России, охватывающая регионы страны в сфере действия Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России);

- зона функционирования технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем Сибири и Дальнего Востока;

- зона функционирования небольших изолированных энергоузлов на территории, главным образом, сельских населенных пунктов, не охваченных централизованным электроснабжением, удаленных от топливных баз и имеющих сложную и затратную схему доставки топлива (зоны децентрализованного электроснабжения). Изолированные системы энергоснабжения данной зоны в основном используют дизельные электростанции (ДЭС) в качестве генераторов электроэнергии, а также автономные системы энергоснабжения на базе возобновляемых источников энергии (ВИЭ).

В перечень технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, согласно Постановлению Правительства РФ от 27.12.2004 года N 854 в редакции от 30.01.2021 года "Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике" [25], входят следующие:

- электроэнергетическая система Камчатского края, территория которой является зоной диспетчерской ответственности ПАО "Камчатскэнерго";

- электроэнергетическая система Магаданской области, территория которой является зоной диспетчерской ответственности ПАО "Магаданэнерго";

- электроэнергетическая система Сахалинской области, территория которой является зоной диспетчерской ответственности ПАО "Сахалинэнерго";

- электроэнергетическая система Чукотского автономного округа, территория которой является зоной диспетчерской ответственности АО "Чукотэнерго";

- электроэнергетическая система Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа, территория которой является зоной диспетчерской ответственности АО "Норильско-Таймырская энергетическая компания".

1.1.2 ЕЭС России

Основой российской электроэнергетики является Единая энергетическая система России - уникальный, высокоавтоматизированный, единый технологический комплекс, являющийся крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением.

В настоящее время ЕЭС России состоит из 71 региональной энергосистемы, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем (ОЭС): Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно) [26].

1.1.3 Генерирующие мощности

1.1.3.1 Применяемые технологии производства электроэнергии

По особенностям технологического процесса преобразования энергии и видам природных источников энергии (твердое, жидкое, газообразное, ядерное топливо, возобновляемые источники энергии) электростанции подразделяются на следующие основные типы:

- тепловые электростанции (ТЭС), оборудованные паросиловыми установками, газовыми турбинами, парогазовыми установками (комбинирование паросиловых установок и газовых турбин),

- электростанции, оборудованные дизельными и газопоршневыми энергетическими установками;

- атомные электростанции (АЭС);

- гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС);

- электростанции, использующие возобновляемые источники энергии (ВИЭ): солнечные (СЭС), ветровые (ВЭС), геотермальные (ГеоТЭС) и приливные (ПЭС) электростанции.

Большую часть электроэнергии в стране вырабатывают ТЭС, АЭС и ГЭС (п. 1.1.4.1).

ТЭС. Самым массовым источником электрической энергии в России являются паросиловые ТЭС. Оборудование электростанций этого вида может быть приспособлено для сжигания твердого, жидкого или газообразного топлива в качестве основного или резервного топлива. Большинство ТЭС в европейской части страны в качестве основного топлива используют природный газ, а в качестве резервного топлива - мазут (газомазутные ТЭС). В большинстве регионов азиатской части страны в качестве основного топлива ТЭС используется энергетический уголь (пылеугольные ТЭС). В соответствии с начальными параметрами пара различают паросиловое оборудование ТЭС с докритическими (котлы ДКД - давление перегретого пара до 13,8 МПа, температура до 560-570 °С), сверхкритическими (СКД - давление перегретого пара 25,5 МПа, температура до 545 °С) и суперсверхкритическими (ССКП - давление перегретого пара 30 МПа, температура до 600-630 °С) параметрами пара. КТЭУ на ССКП в России в эксплуатации нет.

ТЭС, оборудованная конденсационными турбоустановками, называется конденсационной электростанцией (КЭС). Коэффициент полезного действия (КПД) таких электростанций, ввиду производства на них преимущественно электрической энергии, определяется только электрической составляющей и, в зависимости от начальных параметров пара, может достигать для сверхкритических параметров пара 41 % при работе на природном газе и 37 % - при сжигании угля. Единичная электрическая мощность российских конденсационных блоков в основном составляет 200-1200 МВт (что соответствует входной тепловой мощности 500-3000 МВт).

К теплоэлектроцентралям (ТЭЦ) относят ТЭС, оборудованные теплофикационными турбинами ДКД, в том числе в составе парогазовых установок, на которых осуществляется совместная выработка электрической и тепловой энергии. Для снижения потерь тепла и пара ТЭЦ сооружают вблизи потребителей. Паропроизводительность котлов ТЭЦ обычно составляет 90-670 т/час, что соответствует входной тепловой мощности 70-500 МВт. В основном теплоэлектроцентрали с агрегатами в тепловой части до 100-150 МВт включительно выполняют с поперечными связями по пару и воде, а в электрической части - со сборными шинами 6-10 кВ; ТЭЦ с агрегатами 100-250 МВт в электрической части выполняют по блочному типу. ТЭЦ по сравнению с КЭС более экономичны. Благодаря производству тепловой энергии, вырабатываемой в теплофикационных турбинах ТЭЦ, эффективность преобразования энергии топлива станции, оцениваемой коэффициентом использования теплоты топлива (КИТ), увеличивается до 60-85 %.

ТЭС, оборудованная газотурбинными установками, использует газообразное или дизельное топливо (подробное описание - в разделе 3). Максимальный электрический КПД современных газотурбинных установок превышает 39 % и постоянно возрастает с увеличением рабочих параметров ГТУ. Используются и тепловые схемы ГТУ с утилизацией тепла отработавших газов для нужд теплоснабжения (ГТУ ТЭЦ). В этом случае часть тепла продуктов сгорания утилизируется для нужд теплоснабжения, что в значительной мере увеличивает эффективность преобразования энергии.

Для повышения эффективности производства энергии газовые турбины используют в составе парогазовых энергетических установок (ПГУ). Основу ПГУ составляют газотурбинные (ГТУ) и паросиловые (ПСУ) установки, каждая из которых работает на свой электрический генератор. В ПГУ топливо сжигается в камере сгорания газовой турбины, после прохождения проточной части которой, продукты сгорания поступают в котел-утилизатор (теплообменник противоточного типа), где за счет тепла горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину. Принципиальная особенность ПГУ состоит в том, что в ней для получения пара утилизируется тепловая энергия продуктов сгорания на выходе из газовой турбины. Поэтому параметры пара и тепловая мощность паротурбинной установки, входящей в ПГУ, существенно ниже, чем в паросиловых установках ТЭС. При этом суммарный КПД ПГУ достигает высоких значений - так, КПД трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара, в которой температура газов перед газовой турбиной составляет 1450 °С, достигает 60 %. У утилизационных ПГУ выбросы загрязняющих веществ в атмосферу существенно меньше, чем у паросиловых ТЭС, а потребление объемов охлаждающей воды значительно ниже в сравнении с паросиловыми установками аналогичной электрической мощности.

Дизельные электростанции в качестве первичного генератора используют двигатели внутреннего сгорания, работающие на жидком топливе. Они мобильны, автономны и поэтому широко используются в удаленных труднодоступных районах, а также для снабжения электроэнергией сельскохозяйственных потребителей. Для некоторых классов потребителей, требующих высокой надежности электроснабжения, ДЭС используются в качестве резервного или аварийного источника электропитания. Например, дизельные агрегаты используются в качестве резервных аварийных источников питания собственных нужд АЭС. Определяющими в себестоимости электроэнергии, вырабатываемой ДЭС, являются затраты на топливо. Поэтому минимизация расхода топлива при эксплуатации ДЭС является важнейшим фактором повышения экономической эффективности этого типа электростанций.

АЭС. Атомные электростанции - это, по сути, тепловые электростанции, использующие ядерное топливо вместо органического. АЭС могут сооружаться в любом географическом районе страны при наличии источника водоснабжения. Атомные электростанции сооружаются по блочному принципу, как в тепловой, так и в электрической части. Наиболее выгодным решением является строительство АЭС с несколькими энергоблоками большой мощности, тогда по своим технико-экономическим показателям они приближаются к КЭС, а в ряде случаев и превосходят их. КПД АЭС составляет 28-34 %, а для энергоблоков с натриевыми реакторами на быстрых нейтронах (БН) достигает 39,4 %. В 2022 году в Российской Федерации эксплуатируется 37 энергоблоков в составе 11 АЭС:

- 22 энергоблока с реакторами типа ВВЭР (в составе 4 энергоблоков - 1200, 13 энергоблоков - ВВЭР-1000 и 5 энергоблоков - ВВЭР-440 различных модификаций);

- 11 энергоблоков с канальными реакторами (8 энергоблоков с реакторами типа РБМК-1000 и 3 энергоблока с реакторами типа ЭГП-6);

- 2 энергоблока с реакторами на быстрых нейтронах с натриевым охлаждением (БН-600 и БН-800);

- 2 реакторные установки типа КЛТ-40 °С электрической мощностью по 35 МВт в составе плавучей атомной теплоэлектростанции (ПАТЭС).

ГЭС и ГАЭС. Гидроэлектростанции преобразуют механическую энергию водного потока в электроэнергию. КПД ГЭС определяется КПД гидротурбины и электрического генератора, образующих гидроагрегат. КПД преобразования энергии движения водяного потока в электрическую достаточно высок - 85-87 %. Гидроагрегаты являются высокоманевренными: разворот, включение в сеть и набор нагрузки занимают 1-5 минут. Гидроэнергетика России состоит из 86 крупных гидроэлектростанций (установленной электрической мощностью 25 МВт и более), эксплуатирующих 435 гидроагрегатов различного типа. Помимо больших ГЭС, в России получили распространение малые ГЭС (МГЭС) - объекты мощностью менее 25-30 МВт. В стране эксплуатируется порядка сотни таких станций общей мощностью более 600 МВт.

ГАЭС предназначены для выравнивания суточного графика нагрузки энергосистемы. В здании ГАЭС устанавливаются обратимые гидроагрегаты. В часы минимума нагрузки энергосистемы генераторы ГАЭС переводят в двигательный режим, а турбины - в насосный. Агрегаты ГАЭС высокоманевренны и могут быть быстро переведены из насосного режима в генераторный и наоборот. КПД ГАЭС составляет 70-75 %.

ВИЭ. Наибольшее распространение в России получили технологии солнечной (СЭС) и ветровой (ВЭС) генерации. В настоящее время в РФ функционируют 81 относительно крупная фотоэлектрическая СЭС и 38 относительно крупных ВЭС каждая мощностью 1 МВт и более.

На СЭС применяются фотоэлектрические солнечные модули (ФЭСМ) наземного типа, сетевые инверторы, автономные инверторы, аккумуляторы. На ВЭС используются самые востребованные в мире ветроустановки с прямым приводом (без редуктора) и мощностью от 2,5 МВт, турбины G132 - 3,465 МВт от Siemens Gamesa и ветрогенераторы с горизонтальной осью.

Геотермальная энергетика занимает третье место в структуре мощностей генерации, использующей ВИЭ, и имеет ограниченные масштабы развития. Суммарная установленная мощность геотермальных электростанций (ГеоТЭС) в России составляет порядка 77 МВт. При этом Россия имеет значительные потенциальные запасы высокотемпературных месторождений Камчатки и Курильских островов, достаточные для их полного энергообеспечения.

Приливные электростанции с так называемыми капсульными гидроагрегатами сооружаются там, где имеется значительный перепад уровней воды во время приливов и отливов. В России освоение этой технологии в значимых масштабах пока не происходит. На Кольском полуострове построена опытно-промышленная Кислогубская ПЭС мощностью 1,7 МВт, тогда как за рубежом построены и успешно функционируют крупные ПЭС установленной мощностью 200-300 МВт.

1.1.3.2 Генерирующие мощности в зоне централизованного электроснабжения (ЕЭС России)

В составе ЕЭС России работают 911 электростанций единичной мощностью от 5 МВт и более. Общая установленная мощность электростанций Единой энергосистемы (ЕЭС России) на 01.01.2022 составила 246 590,9 МВт.

В структуре генерирующих электроэнергию мощностей России преобладают тепловые электростанции (ТЭС), доля которых в суммарной установленной мощности ЕЭС России на 01.01.2022 составляет 66,14 %, АЭС - 11,98 %, ГЭС - 20,26 %, ВЭС - 0,83 %, СЭС - 0,79 %.

Структура установленной мощности электростанций по ЕЭС России и отдельным ОЭС приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Структура установленной мощности электростанций ЕЭС России и отдельных ОЭС на 01.01.2022

Энергосистема	Всего, МВт	ТЭС		ГЭС		АЭС		ВЭС		СЭС
		МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%
ЕЭС России	246 590,9	163 097,1	66,14	49 954,8	20,26	29 543,0	11,98	2 035,4	0,83	1 960,6	0,79
ОЭС Центра	50 199,2	34 610,8	68,9	1 810,1	3,6	13 778,3	27,5	-	-	-	-
ОЭС Средней Волги	27 477,9	16 155,0	58,8	7 020,5	25,6	4 072,0	14,8	85,4	0,31	145,0	0,53
ОЭС Урала	53 472,27	49 617,9	92,8	1 913,7	3,6	1 485,0	2,78	1,7	0,01	454,0	0,85
ОЭС Северо-Запада	24 758,1	156 56,4	63,2	2 960,8	12,0	6 135,8	24,8	5,1	0,02	-	-
ОЭС Юга	27 166,0	13 833,7	50,9	6 305,7	23,2	4 071,9	15,0	1943,3	7,16	1011,4	3,72
ОЭС Сибири	52 251,3	26 574,7	50,9	25 326,5	48,5	-	-	-	-	350,2	0,67
ОЭС Востока	11 266,1	6 648,6	59,0	4 617,5	41,0	-	-	-	-	-	-
Источник: СО ЕЭС России [24].

Структура установленной мощности тепловых электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2021 приведена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Структура установленной мощности ТЭС ЕЭС России [24]

В таблице 1.2 приведены данные, характеризующие использование установленной мощности электростанций ЕЭС России в разрезе ОЭС в 2021 году.

Таблица 1.2 - Коэффициенты использования установленной мощности электростанций ЕЭС России и отдельных ОЭС в 2021 году, % ^*

Энергосистема	2021 год, %
	ТЭС	ГЭС	АЭС	ВЭС	СЭС
ЕЭС России	46,05	47,89	83,89	28,31	14,40
ОЭС Центра	44,76	23,64	84,70	-	-
ОЭС Средней Волги	39,32	33,32	94,21	29,25	14,40
ОЭС Урала	54,88	27,40	60,01	5,40	15,11
ОЭС Северо-Запада	43,32	52,31	77,45	21,71	-
ОЭС Юга	45,43	36,39	88,91	28,31	14,30
ОЭС Сибири	36,93	57,61	-	-	13,72
ОЭС Востока	48,04	47,55	-	-	-
* Без учета электростанций промышленных предприятий. Источник: СО ЕЭС России [24].

1.1.3.3 Генерирующие мощности в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока

Установленная мощность электростанций в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока составляет порядка 5022 МВт (ТЭС - 2502 МВт), в том числе:

- электроэнергетическая система Камчатского края (ПАО "Камчатскэнерго") - 455,3 МВт [27] (в т.ч. Камчатская ТЭЦ-1 - 204 МВт, Камчатская ТЭЦ-2 - 160 МВт);

- электроэнергетическая система Магаданской области (ПАО "Колымаэнерго" и ПАО "Магаданэнерго") - 1530,5 МВт на 01.01.2019 без учета ДЭЗ населенных пунктов. В свою очередь, ПАО "Колымаэнерго" состоит из Колымской ГЭС и Усть-Среднеканской ГЭС - 900 МВт и 310,5 МВт соответственно. А ПАО "Магаданэнерго" включает Аркагалинскую ГРЭС - 224 МВт и Магаданскую ТЭЦ - 75 МВт (с шестью резервными дизель-генераторами мощностью по 3,5 МВт - 96 МВт). При этом, с 1993 года большая часть оборудования Аркагалинской ГРЭС законсервирована, станция работает в зимний период с нагрузкой 7-10 МВт с целью теплоснабжения поселка, поддерживая оборудование в готовности для ввода в работу в случае аварийных ситуаций в энергосистеме;

- электроэнергетическая система Сахалинской области (ПАО "Сахалинэнерго") - 575,2 МВт на 31.12.2020 (в т. ч. Сахалинская ГРЭС-2 - 120 МВт, паросиловая часть Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 - 225 МВт, 5-й энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 - 91 МВт и 4-й энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 - 139 МВт);

- электроэнергетическая система Чукотского автономного округа (АО "Чукотэнерго" и филиал АО "Концерн Росэнергоатом") - 244,8 МВт на 31.12.2020 (в том числе Анадырская ТЭЦ - 50 МВт, Анадырская ГМТЭЦ - 18,3 МВт, Эгвекинотская ГРЭС - 30 МВт, Чаунская ТЭЦ - 30 МВт). Помимо станций АО "Чукотэнерго" в составе энергосистемы еще работают Билибинская АЭС и плавучая атомная теплоэлектростанция (ПАТЭС) в Чаун-Билибинском энергорайоне округа;

- электроэнергетическая система Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа (АО "Норильско-Таймырская энергетическая компания") - 2216 МВт на 31.12.2020 (в том числе Норильские ТЭЦ-1, 2, 3 - 1115 МВт).

Крупнейшие ТЭС, работающие в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока:

- Норильские ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 суммарной установленной мощностью 1115 МВт (основное топливо - газ);

- Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 - 455 МВт (основное топливо - газ/уголь);

- Камчатские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 суммарной установленной мощностью 364 МВт (основное топливо - мазут/газ);

- Аркагалинская ГРЭС - 224 МВт (основное топливо - уголь).

1.1.3.4 Структура генерирующих мощностей ТЭС по видам топлива

Суммарная установленная мощность ТЭС в ЕЭС России (зона централизованного электроснабжения) на 01.01.2022 составила 163,1 ГВт, а в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока - порядка 2,5 ГВт.

Подробная структура генерирующих мощностей ТЭС с разбивкой по типам оборудования и видам топлива в зоне централизованного электроснабжения представлена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Структура генерирующих мощностей ТЭС России по типам оборудования и видам топлива в зоне централизованного электроснабжения на 01.01.2020

Типы оборудования	Установленная мощность, МВт	Кол-во, ед.	Газ + жидкое топливо			Твердое топливо
			Установленная мощность, МВт	Кол-во, ед.	%	Установленная мощность, МВт	Кол-во, ед.	%
ТЭС, всего	163895,0	1956	124148,7	1476	100 %	39746,3	480	100 %
ПСУ 24 МПа	42045,5	109	32097,5	85	25,9 %	9948,0	24	25,0 %
ПСУ 13 МПа	68465,1	643	45838,5	451	36,9 %	22626,6	192	56,9 %
ПСУ 9 МПа	16538,0	753	9366,3	489	7,5 %	7171,7	264	18,0 %
ПГУ	27847,3	125	27847,3	125	22,4 %	0,0	0	0,0 %
ГТУ	8485,9	291	8485,9	291	6,8 %	0,0	0	0,0 %
Прочие	513,1	35	513,1	35	0,4 %	0,0	0	0,0 %
КЭС, всего	72933,1	450	53707,0	343	100 %	19226,1	107	100,0 %
ПСУ 24 МПа	36215,5	86	26267,5	62	48,9 %	9948,0	24	51,7 %
ПСУ 13 МПа	19627,9	102	11899,9	61	22,2 %	7728,0	41	40,2 %
ПСУ 9 МПа	2307,2	66	757,1	24	1,4 %	1550,1	42	8,1 %
ПГУ	9919,1	26	9919,1	26	18,5 %	0,0	0	0,0 %
ГТУ	4649,3	156	4649,3	156	8,7 %	0,0	0	0,0 %
Прочие	214,1	14	214,1	14	0,4 %	0,0	0	0,0 %
ТЭЦ, всего	90961,9	1506	70441,7	1133	100 %	20520,2	373	100,0 %
ПСУ 24 МПа	5830,0	23	5830,0	23	8,3 %	0,0	0	0,0 %
ПСУ 13 МПа	48837,2	541	33938,6	390	48,2 %	14898,6	151	72,6 %
ПСУ 9 МПа	14230,9	687	8609,2	465	12,2 %	5621,6	222	27,4 %
ПГУ	17928,2	99	17928,2	99	25,5 %	0,0	0	0,0 %
ГТУ	3836,6	135	3836,6	135	5,4 %	0,0	0	0,0 %
Прочие	299,0	21	299,0	21	0,4 %	0,0	0	0,0 %

1.1.3.5 Возрастная структура генерирующего оборудования ТЭС России

Средний возраст генерирующего оборудования электростанций России на конец 2020 года оценивался в 34,1 года (рассчитывался с учетом восстановления ресурса на ГЭС и ТЭС). Темпы его обновления за последние 10 лет превысили темпы естественного старения, что позволило стабилизировать возраст оборудования. С учетом прогнозной динамики ввода, модернизации и вывода оборудования с высокой вероятностью реализации, представленной в Схеме и программе развития ЕЭС России на 2021-2027 годы, средний возраст генерирующего оборудования вырастет к 2026 году до 37,9 лет (рисунок 1.2).

Источник: расчеты на основе данных АО "СО ЕЭС России" и отраслевых данных

Рисунок 1.2 - Динамика среднего возраста генерирующего оборудования электростанций в Российской Федерации

Среди групп оборудования тепловой энергетики (рисунок 1.3) наиболее новое оборудование относится к группам ПГУ (средний возраст - 8,1 лет), ГТУ и ГПА (12,1 лет). Наибольший средний возраст оборудования приходится на группу "паросиловые ТЭС" (34,1 года в 2020 году с ожидаемым ростом до 37,9 лет в 2026 году, согласно Схеме и программе развития ЕЭС России на 2021-2027 годы).

Источник: расчеты на основе данных АО "СО ЕЭС России" и других отраслевых данных

Рисунок 1.3 - Динамика среднего возраста основного оборудования электростанций России (по группам оборудования)

В таблице 1.4 приведена возрастная структура основного оборудования по группам оборудования ТЭС по состоянию на конец 2020 года.

Таблица 1.4 - Возрастная структура оборудования тепловых электростанций на конец 2020 года, МВт

Группа оборудования	Год ввода (обновления)
	до 1941	1941-1945	1946-1950	1951-1955	1956-1960	1961-1965	1966-1970	1971-1975	1976-1980	1981-1985	1986-1990	1991-1995	1996-2000	2001-2005	2006-2010	2011-2015	2016-2019	2020
ТЭС всего	109	102	105	1 572	2 809	11 701	18 381	19 363	20 482	16 370	16 612	7 042	4 090	5 208	6 668	24 187	9 634	611
Теплофикационные:	92	90	102	1 049	1 936	5 947	8 114	8 914	10 656	11 084	8 658	3 171	2 838	3 862	5 245	12 576	6 581	589
Паросиловые	92	90	102	1 049	1 936	5 947	8 114	8 914	10 656	11 079	8 658	3 171	2 709	2 214	1 653	1 915	814	292
ПГУ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	1 288	3 069	8 896	4 676	265
ГТУ, ГПА	0	0	0	0	0	0	0	0	0	5	0	0	129	359	523	1 766	1 092	32
Конденсационные:	18	7	3	523	873	5 754	10 241	10 428	9 811	5 223	7 919	3 860	1 158	1 285	1 329	11 486	2 988	22
Паросиловые	18	7	3	523	873	5 754	10 241	10 428	9 517	5 081	7 665	3 860	420	1 015	143	2 290	469	0
ПГУ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	710	7 397	1 812	0
ГТУ, ГПА	0	0	0	0	0	0	0	0	294	142	254	0	738	270	476	1 799	707	22
Детандерные генерирующие установки	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	12	60	20	0
Дизельные	0	5	0	0	0	1	26	21	15	63	35	11	93	62	82	65	44	0

Источник: расчеты на основе данных АО "СО ЕЭС России", ГИС ТЭК.

За последние 20 лет обновление генерирующих мощностей тепловых электростанций происходило, главным образом, за счет ввода ПГУ и ГТУ, использующих газ в качестве основного топлива. По состоянию на конец 2020 года средний возраст оборудования, рассчитанного на сжигание газа, составил 32,4 года. Средний возраст оборудования, рассчитанного на использование угля, - 39,4 года (рисунок 1.4).

Источник: расчеты на основе данных АО "СО ЕЭС России" и ГИС ТЭК

Рисунок 1.4 - Возрастная структура оборудования тепловых электростанций России, использующих в качестве проектного топлива уголь и природный газ, по состоянию на конец 2020 года

Состояние основных фондов в тепловой генерации характеризуется высоким физическим износом. На конец 2020 года суммарная мощность турбоагрегатов, продолжительность эксплуатации которых превышает 30 лет (введены до 1991 года), составила около 107,6 ГВт, или свыше 65 % мощности всего парка генерирующего оборудования ТЭС. При этом по группам теплофикационного и конденсационного паросилового оборудования эти показатели составляют 56,6 ГВт (81,6 %) и 50,1 ГВт (85,9 %), соответственно.

1.1.4 Производство электроэнергии в ЕЭС России

1.1.4.1 Производство электроэнергии в зоне централизованного электроснабжения (ЕЭС России)

В 2021 году электростанции ЕЭС России выработали 1 114,55 млрд (+ 6,5 % к 2020 году) при потреблении электроэнергии 1 090,44 млрд (+ 5,5 % к 2020 году).

По данным АО "СО ЕЭС России" [24], в объединенных энергосистемах ЕЭС России выработка электроэнергии в 2021 году составила (таблица 1.5):

- ОЭС Центра - 255,57 млрд (+ 10,7 % к 2020 году);

- ОЭС Средней Волги - 110,89 млрд (+ 1,4 % к 2020 году);

- ОЭС Урала - 259,66 млрд (+ 5,2 % к 2020 году);

- ОЭС Северо-Запада - 115,41 млрд (+ 8,5 % к 2020 году);

- ОЭС Юга - 110,18 млрд (+ 7,1 % к 2020 году);

- ОЭС Сибири - 215,90 млрд (+ 4,3 % к 2020 году);

- ОЭС Востока - 46,94 млрд (+ 6,9 % к 2020 году).

Таблица 1.5 - Выработка электроэнергии по ОЭС и ЕЭС России и по типам генерации в 2021 году в сравнении с 2020 годом

Энергосистема	Всего, млн	ТЭС		ГЭС		АЭС		ВЭС		СЭС
		2021, Млн	2021/2020, %	2021, млн	2021/2020, %	2021, млн	2021/2020, %	2021, млн	2021/2020, %	2021, млн	2021/2020, %
ЕЭС России	1114548	676907,9	+ 9,1	209519,8	+ 1,0	222244,8	+ 3,0	3621,7	+ 161,7	2253,8	+ 13,7
ОЭС Центра	255567,5	142435,6	+ 16,3	3747,9	- 15,1	109384	+ 5,3	-	-	-	-
ОЭС Средней Волги	110892,2	56899,4	+ 10,8	20486,7	- 23,6	33104,4	+ 7,4	218,8	+ 2,6	182,9	+ 15,9
ОЭС Урала	259656,1	246713,9	+ 7,7	4587,3	- 29,0	7806	- 27,9	0,8	- 10,2	548,2	+ 21,1
ОЭС Северо-Запада	115410,2	61603,50	+ 11,6	13559,3	- 1,8	40237,7	+ 7,8	9,7	- 11,2	-	-
ОЭС Юга	110174,7	53810,7	+ 15,5	20102,1	- 5,3	31712,7	- 3,3	3392,4	+ 192,7	1156,8	+ 5,6
ОЭС Сибири	215904,2	87737,2	- 1,4	127801,1	+ 8,5	-	-	-	-	365,9	+ 32,1
ОЭС Востока	46943,1	27707,6	+ 2,8	19235,4	+ 13,4	-	-	-	-	-	-
Источник: СО ЕЭС России [24].

Выработка электроэнергии на всей территории Российской Федерации, включая электростанции промышленных предприятий, в 2021 году составила 1131,3 млрд (+ 6,4 % к 2020 году).

В структуре общей выработки электроэнергии в ЕЭС России также преобладают тепловые электростанции, доля которых в 2021 году составила 60,73 %, доля АЭС - 19,94 %, ГЭС - 18,80 %, ВЭС - 0,32 %, СЭС - 0,20 % (рисунок 1.5).

Источник: АО "СО ЕЭС России" [24]

Рисунок 1.5 - Структура выработки электроэнергии по типам электростанций ЕЭС

Наибольшую выработку электроэнергии во всех ОЭС, кроме ОЭС Сибири, обеспечивают тепловые электростанции (таблица 1.6.).

Таблица 1.6. - Структура выработки электроэнергии по типам генерации в ОЭС в 2021 году

	ОЭС Центра	ОЭС Средней Волги	ОЭС Урала	ОЭС Северо-Запада	ОЭС Юга	ОЭС Сибири	ОЭС Востока
ТЭС	55,73 %	51,31 %	95,02 %	53,38 %	48,84 %	40,64 %	59,02 %
ГЭС	1,47 %	18,47 %	1,77 %	11,75 %	18,25 %	59,19 %	40,98 %
АЭС	42,80 %	29,85 %	3,01 %	34,86 %	28,78 %	-	-
ВЭС	-	0,20 %	0,0003 %	0,01 %	3,08 %	-	-
СЭС	-	0,16 %	0,21 %	-	1,05 %	0,17 %	-
Источник: СО ЕЭС России [24].

1.1.4.2 Производство электроэнергии в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока

Суммарная выработка электроэнергии в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока составляет 14804 млн (ТЭС - 7335 млн ), в том числе:

- в электроэнергетической системе Камчатского края (ПАО "Камчатскэнерго") - 1531,7 млн в 2020 году (в том числе на Камчатской ТЭЦ-1 - 284,9 млн , Камчатской ТЭЦ-2 - 821,9 млн );

- в электроэнергетической системе Магаданской области (ПАО "Колымаэнерго" и ПАО "Магаданэнерго") - 2546 млн в 2018 году, без учета выработки ДЭС (в том числе Аркагалинская ГРЭС - 31 млн и Магаданская ТЭЦ - 130 млн );

- в электроэнергетической системе Сахалинской области (ПАО "Сахалинэнерго") - 2406,5 млн в 2020 году (в том числе Сахалинская ГРЭС-2 - 361,9 млн , паросиловое оборудование Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 - 918,7 млн , 5-й энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 - 435,3 млн и 4-й энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 - 690,6 млн );

- в электроэнергетической системе Чукотского автономного округа (АО "Чукотэнерго" и филиал АО "Концерн Росэнергоатом") - 700 млн в 2020 году (в том числе Анадырская ТЭЦ - 71,3 млн , Анадырская ГМТЭЦ - 52,0 млн , Эгвекинотская ГРЭС - 69,2 млн , Чаунская ТЭЦ - 48,5 млн - станция работает в режиме технологического минимума, что связано с увеличением доли покупной электроэнергии после ввода в эксплуатацию ПАТЭС с 01.01.2020);

- в электроэнергетической системе Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа (АО "Норильско-Таймырская энергетическая компания") - 7620 млн в 2020 году (в том числе Норильские ТЭЦ-1, 2, 3 - 3420 млн ).

1.1.5 Использование топлива

1.1.5.1 Использование топлива на ТЭС и котельных электроэнергетической отрасли

Основными видами котельно-печного топлива на ТЭС и котельных отрасли Российской Федерации являются природный газ и уголь.

По данным 2021 года, в структуре расхода топлива на ТЭС преобладает газовое топливо (77,3 % - природный как основной вид газового топлива, попутный и искусственный газ), далее следует уголь (21,4 % - угли всех месторождений и марок России и Казахстана, используемые на ТЭС России). Наименьшие доли в структуре расхода топлива занимают нефтетопливо (0,76 % - топочный мазут как основной вид нефтетоплива, дизельное топливо, а также прочие виды нефтетоплива), а также прочие виды топлива (торф, продукты переработки древесного сырья и иные виды).

Территориальная структура расхода топлива на ТЭС в различных федеральных округах РФ имеет свои особенности (таблица 1.7):

- в Центральном, Северо-Кавказском и Приволжском федеральных округах газ является фактически монотопливом;

- в Северо-Западном, Южном и Уральском федеральных округах газ является доминирующим видом топлива;

- в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах доминирующим видом топлива является уголь.

Таблица 1.7 - Доли газового топлива и угля в общей структуре расхода топлива на ТЭС в федеральных округах России в 2020 году

Федеральный округ	Виды топлива	Доли в общей структуре расхода топлива, %
Центральный ФО	Газ	97,6
	Уголь	2,2
Северо-Западный ФО	Газ	87,0
	Уголь	6,7
Южный ФО	Газ	84,5
	Уголь	14,7
Северо-Кавказский ФО	Газ	100,0
Приволжский ФО	Газ	97,1
	Уголь	0,4
Уральский ФО	Газ	84,2
	Уголь	15,1
Сибирский ФО	Газ	17,1
	Уголь	82,2
Дальневосточный ФО	Газ	32,9
	Уголь	63,9
Источник: на базе данных ГИС ТЭК.

1.1.5.2 Прогноз потребности ТЭС в топливе

Ниже приведен прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) для варианта развития генерирующих мощностей с учетом вводов генерирующих мощностей и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации, предусмотренный в Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2021-2027 годы [22].

Таблица 1.8 - Прогноз производства электрической энергии на ТЭС ЕЭС России

Прогноз по годам	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Выработка электрической энергии при средневодных условиях, млрд	666,555 *	699,549	731,644	747,885	774,127	770,220	781,207
Выработка электрической энергии при маловодных условиях, млрд	666,555	715,082	747,177	763,418	789,660	785,753	796,740
* По данным ГИС ТЭК, фактическая выработка электрической энергии в 2021 году составила 676,908 млрд . Источник: СИПР ЕЭС России на 2021-2027 годы [22].

При определении потребности электростанций в различных видах топлива учитывались режимы работы ТЭС, характеристики действующего и вводимого оборудования, виды установленного для ТЭС топлива, состояние топливоснабжения.

Оценка потребности ТЭС ЕЭС России в органическом топливе сформирована, исходя из намеченных уровней производства электрической энергии (таблица 1.8).

Прогнозная динамика потребности в органическом топливе ТЭС ЕЭС России для рассматриваемого варианта приведена в таблице 1.9.

Таблица 1.9 - Прогноз потребности ТЭС ЕЭС России в органическом топливе

Прогноз по годам	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Потребность ТЭС в топливе, тыс. т. у.т.	279 529 *	289 643	302 984	305 454	313 110	312 649	315 613
из них: газ	199 492	208 474	215 265	217 073	223 768	222 792	226 259
нефтетопливо	1 087	1 087	1 110	1 120	1 130	1 125	1 129
уголь	66 659	67 467	73 793	73 687	74 581	75 029	74 469
прочее топливо	12 292	12 615	12 817	13 574	13 631	13 703	13 755
Потребность ТЭС в топливе, %	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0
из них: газ	71,37	71,98	71,05	71,07	71,47	71,26	71,69
нефтетопливо	0,39	0,38	0,37	0,37	0,36	0,36	0,36
уголь	23,85	23,29	24,36	24,12	23,82	24,00	23,60
Прогноз по годам	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
прочее топливо	4,40	4,36	4,23	4,44	4,35	4,38	4,36
* По данным ГИС ТЭК, расход условного топлива на электростанциях и котельных отрасли в 2021 году составил 274 831 тыс. т.у.т. Источник: СИПР ЕЭС России на 2021-2027 годы [22].

Структура используемого топлива в течение периода прогнозирования остается практически без изменений: на долю газа приходится около 71 %, на долю угля - около 24 %, на долю нефтетоплива и прочего топлива - менее 5 %.

При маловодных условиях в ОЭС Сибири и ОЭС Востока может возникнуть дополнительная потребность в топливе для ТЭС с целью покрытия прогнозируемого уровня электропотребления (таблица 1.10).

Таблица 1.10 - Прогноз потребности в дополнительном топливе для ТЭС при маловодных условиях, млн т у.т.

Прогноз по годам	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
ОЭС Сибири	0	3,95	4,08	4,06	4,02	3,97	3,97
ОЭС Востока	0	1,37	1,45	1,47	1,52	1,39	1,36
Источник: СИПР ЕЭС России на 2021-2027 годы [22].

Прогноз потребности ТЭС в различных видах органического топлива по ОЭС приведен в таблице 1.11.

Таблица 1.11 - Структура органического топлива в прогнозе его потребления ТЭС по ОЭС, тыс. т у.т.

ОЭС	Годы	Расход условного топлива, всего	в том числе
			Газ	Уголь	Нефтетопливо	Прочее топливо
ОЭС Северо-Запада	2021	25350	20632	2021	484	2213
	2022	25597	20855	2035	484	2223
	2023	25719	20966	2042	485	2227
	2024	25991	21221	2052	485	2234
	2025	27050	22221	2087	485	2256
	2026	26985	22216	2023	481	2264
ОЭС Центра	2021	53790	48381	1152	84	4174
	2022	58330	52589	1308	85	4349
	2023	59872	53948	1370	85	4469
	2024	60854	54195	1364	85	5210
	2025	64819	58028	1487	87	5217
	2026	62022	55341	1384	86	5211
	2027	63591	56864	1427	87	5213
ОЭС Средней Волги	2021	28071	27614	0	110	347
	2022	29583	29075	0	112	396
	2023	30221	29662	0	115	444
	2024	30526	29961	0	121	444
	2025	30847	30277	0	122	449
	2026	30504	29946	0	119	439
	2027	30974	30410	0	120	443
ОЭС Юга	2021	17757	15932	1787	25	13
	2022	18198	16343	1816	25	13
	2023	18777	16893	1845	26	13
	2024	18901	17015	1848	26	13
	2025	19271	17355	1877	26	13
	2026	19436	17507	1890	26	13
	2027	19840	17852	1948	26	13
ОЭС Урала	2021	88629	77689	8021	109	2810
	2022	91631	80247	8378	114	2893
	2023	93481	81791	8673	114	2904
	2024	95310	83230	9056	119	2905
	2025	96350	84030	9272	122	2926
	2026	97010	84491	9459	125	2936
	2027	97357	84769	9526	126	2935
ОЭС Сибири	2021	52524	4214	45363	212	2736
	2022	53008	4259	45804	204	2741
	2023	59267	6070	50223	214	2760
	2024	57145	5004	49161	210	2769
	2025	57320	5054	49287	211	2769
	2026	59150	6425	49672	212	2840
	2027	59486	6419	49975	213	2878
ОЭС Востока	2021	13408	5029	8315	64	0
	2022	13296	5107	8126	63	0
	2023	15646	5936	9639	72	0
	2024	16728	6446	10206	75	0
	2025	17452	6803	10571	77	0
	2026	17542	6866	10600	76	0
	2027	17116	7491	9549	75	0
Источник: СИПР ЕЭС России на 2021-2027 годы [22].

1.1.6 Показатели энергетической эффективности ТЭС

Ключевыми характеристиками энергетической эффективности ТЭС являются удельные расходы условного топлива (УРУТ) на отпуск электрической и тепловой энергии.

Динамика удельного расхода условного топлива на отпуск электрической энергии на тепловых электростанциях России в 2017-2021 годах приведена на рисунке 1.6.

Источник: на базе данных ГИС ТЭК

Рисунок 1.6 - Динамика удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии (пропорциональный метод) на ТЭС России в 2017-2021 годах, гу.т./

Наиболее эффективным оборудованием является ПГУ. Наименее эффективные - ТЭС с параметрами свежего пара до 90 кгс/см ².

Динамика удельного расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии на ТЭС России и котельных на балансе станций приведена в таблице 1.12.

Таблица 1.12 - Удельные расходы топлива ТЭС и котельных на балансе электростанций по Российской Федерации

Удельный расход топлива на отпуск тепла от электростанции, кг/Гкал				Удельный расход топлива на отпуск тепла от котельных на балансе станций, кг/Гкал
2018	2019	2020	2020/2019, %	2018	2019	2020	2020/2019, %
146,84	146,81	147,04	100,16	159,12	159,34	159,50	100,10
Источник: на базе данных ГИС ТЭК.

Динамика удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по группам установленного оборудования ТЭС приведена в таблице 1.13.

Таблица 1.13 - Динамика удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по группам установленного оборудования ТЭС в 2018-2020 годах

Группы оборудования/годы	УРУТ на отпуск электроэнергии, г/			Общий УРУТ на отпуск тепла от электростанций и котельных на балансе станций, кг/Гкал
	2018	2019	2020	2018	2019	2020
ТЭС, всего	310,0	307,4	310,5	146,5	147,1	147,7
ПСУ 24 МПа	323,1	322,0	323,0	141,0	139,7	138,8
ПСУ 13 МПа	330,8	330,1	330,4	143,5	144,5	144,7
ПСУ 9 МПа	428,7	422,0	423,4	154,8	155,4	157,6
ПГУ	228,5	227,6	229,7	134,6	133,6	132,9
ГТУ	320,1	318,7	326,7	146,1	146,5	144,2
Прочие	298,4	299,1	304,2	158,2	157,2	157,5
КЭС, всего	322,7	318,9	324,4	171,2	172,2	172,2
ПСУ 24 МПа	332,1	331,3	333,1	174,6	175,4	177,1
ПСУ 13 МПа	359,1	359,3	361,2	186,5	187,0	186,6
ПСУ 9 МПа	471,8	455,5	460,5	177,0	212,1	195,2
ПГУ	224,9	227,0	229,0	-	-	-
ГТУ	440,1	428,5	426,7	-	-	-
Прочие	392,7	397,5	378,2	-	-	-
ТЭЦ, всего	299,7	298,1	300,8	145,4	146,1	146,9
ПСУ 24 МПа	277,7	280,3	280,4	137,4	135,9	135,0
ПСУ 13 МПа	319,4	318,3	319,8	143,1	144,2	144,4
ПСУ 9 МПа	421,2	416,4	417,8	154,7	155,2	157,5
ПГУ	230,7	227,9	230,1	134,6	133,6	132,9
ГТУ	222,6	238,6	251,3	146,1	146,5	144,2
Прочие	279,7	278,9	287,2	158,1	157,1	157,5
Источник: на базе данных ГИС ТЭК.

Динамика удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по Российской Федерации в целом и субъектам Российской Федерации в 2018-2020 годах приведена в таблице 1.14.

Таблица 1.14 - Динамика удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по субъектам Российской Федерации

Субъект РФ	УРУТ на отпуск электроэнергии, г/				Общий УРУТ на отпуск тепла от электростанций и котельных на балансе станций, кг/Гкал
	2018	2019	2020	2020/2019, %	2018	2019	2020	2020/2019, %
Россия	309,9	311,4	311,3	99,9	147,4	147,3	147,5	100,2
Центральный ФО	287,9	289,6	290,0	100,1	140,9	142,9	142,4	99,7
Сев.-Западный ФО	281,7	288,0	290,9	100,9	142,5	144,6	143,9	99,5
Южный ФО	331,4	325,3	314,4	96,6	144,6	143,4	145,3	101,3
Сев.-Кавказский ФО	319,9	315,5	319,6	101,3	140,5	137,3	138,5	100,9
Приволжский ФО	292,9	291,7	287,8	98,7	146,0	144,8	146,6	101,3
Уральский ФО	304,5	307,0	308,8	100,6	150,9	150,2	148,9	99,1
Сибирский ФО	350,7	356,4	356,1	99,9	153,6	153,2	153,3	100,1
Дальневосточ. ФО	377,1	383,1	382,3	99,8	158,6	155,6	155,7	100,1
Источник: на базе данных ГИС ТЭК.

1.2 Экологические показатели ТЭС

1.2.1 Воздействие электростанций отрасли на атмосферный воздух

Выбросы загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферу от ТЭС отрасли составляют около 11,6 % от общероссийского объема выбросов от стационарных источников. Наиболее значимыми видами выбросов ЗВ в атмосферу при сжигании на электростанциях органического топлива являются диоксид серы, оксиды азота, оксид углерода и зола твердого топлива, которые приняты в качестве маркерных веществ, а также парниковый газ - диоксид углерода СО ₂. Другие загрязняющие вещества - бенз(а)пирен, сажа, твердые (коксовые) частицы несгоревшего топлива, являющиеся продуктами недожога топлива, образуются в незначительных количествах, как правило, при кратковременной работе КТЭУ на переходных режимах и не оказывают заметного влияния на здоровье населения и состояние окружающей среды.

Объем загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу ТЭС, за 10-летний период заметно снизился при росте объема выработки электроэнергии. В 2020 году суммарные объемы выбросов ЗВ в атмосферу электростанциями и предприятиями отрасли составили 1991 тыс. т - на 250 тыс. т (11,2 %) меньше, чем в 2019 году, и на 1148 тыс. т (36,6 %) меньше, чем в 2010 году.

Объемы выбросов основных видов ЗВ в атмосферный воздух в 2010 году, в сравнении с 2019 и 2020 годами, приведены в таблице 1.15.

Таблица 1.15 - Объемы выбросов основных видов загрязняющих веществ в атмосферный воздух в 2010, 2019 и 2020 годах

Основные виды выбросы ЗВ в атмосферу	2010		2019		2020
	млн т	%	млн т	%	млн т	%
Выбросы основных видов ЗВ	2,92	100,0	2,05	100	1,8	100
в том числе:
твердые вещества	0,91	31,2	0,43	21	0,37	20,6
диоксид серы	1,12	38,4	0,86	42	0,75	41,7
оксиды азота *	0,89	30,5	0,76	37,1	0,68	37,8
* В пересчете на NO 2. Источник: на базе данных ГИС ТЭК.

Причинами снижения объемов выбросов ЗВ в атмосферный воздух, наблюдавшегося за указанный период, являются:

- изменение структуры генерирующих мощностей, в том числе внедрение комбинированной парогазовой технологии производства энергии;

- существенное сокращение использования жидкого топлива и сжигания угля и увеличение доли более экологически чистого природного газа;

- изменение качественных характеристик сожженного топлива;

- повышение эффективности золоулавливания в результате использования более эффективного оборудования по очистке уходящих газов;

- проведение эксплуатационно-наладочных мероприятий, обеспечивших оптимизацию режимов горения топлива.

В таблице 1.16 приведены суммарные объемы выбросов ЗВ в атмосферу по федеральным округам (ФО) России в 2019-2020 годах.

Таблица 1.16 - Суммарные объемы выбросов ЗВ в атмосферу по ФО

Субъекты РФ	Всего выброшено в атмосферу загрязняющих веществ за год, млн т				Изменение 2020/2019, %
	2019	%	2020	%
Центральный ФО	0,13	5,6	0,11	5,4	85,5
Северо-Западный ФО	0,17	7,6	0,15	7,6	89,1
Южный ФО	0,11	5,0	0,10	5,3	93,5
Северо-Кавказский ФО	0,01	0,6	0,01	0,6	93,8
Приволжский ФО	0,16	7,0	0,15	7,7	96,7
Уральский ФО	0,44	19,4	0,39	19,7	90,2
Сибирский ФО	0,85	38,0	0,74	37,3	87,1
Дальневосточный ФО	0,37	16,7	0,33	16,4	87,3
Источник: на базе данных ГИС ТЭК.

Анализ отраслевой отчетности за 2019 год показывает:

1) доля выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от суммарных выбросов ТЭС и котельных отрасли (на отпуск электрической и тепловой энергии) составляет:

- На ТЭС и котельных, использующих уголь: валовые выбросы - 71 %, в том числе твердые вещества - 90 %, газообразные и жидкие вещества - 66,5 % (группировка ТЭС и котельных для расчета показателей проведена по видам используемого основного топлива (уголь, газообразное топливо, нефтетопливо));

- на ТЭС и котельных, использующих газообразное топливо: валовые выбросы - 29,2 %, в том числе газообразные и жидкие вещества - 33,6 %;

- на ТЭС и котельных, использующих нефтетопливо, - 0,88 %, в том числе твердые вещества - 0,16 %, газообразные и жидкие вещества - 1,04 %;

2) основная масса валовых выбросов ЗВ в атмосферу (свыше 87 %) приходится на крупные угольные и мазутные ТЭС с установленной электрической мощностью свыше 250 МВт, доля которых составляет около 94 % установленной мощности всех угольных и мазутных ТЭС отрасли. Проведенные оценки применяемых в российской энергетике видов энергетических топлив показывают, что в 2019 году удельная масса выбросов ЗВ в атмосферу, образующихся при сжигании 1 тонны газообразного топлива (ту.т.), составляет примерно 3,1 кг/ту.т., 1 т у.т. нефтетоплива - 15,6 кг/ту.т., а 1 ту.т. угля - 23,8 кг/т у.т.

1.2.2 Воздействие электростанций отрасли на водные объекты

1.2.2.1 Забор воды

Забор природных вод электростанциями отрасли достигает 45 % в общем объеме использования водных ресурсов России. Источниками водоснабжения тепловых электростанций являются реки и крупные поверхностные водоемы (пруды, озера, моря). Подземная вода (за редкими исключениями) используется только для снабжения ТЭС питьевой водой. На ТЭС вода используется для следующих основных нужд:

- конденсации пара в конденсаторах турбин, которые потребляют основной объем (до 95 %) всей воды;

- обеспечения работы и охлаждения систем маслоснабжения турбин, турбогенераторов и различного вспомогательного оборудования;

- подготовки воды для обеспечения работы ПСУ, тепловых сетей, для восполнения пароводяных потерь;

- обеспечения работы газоочистного оборудования;

- золошлакоудаления на угольных станциях.

Величина перечисленных выше расходов воды зависит от типа электростанции, рода и количества сжигаемого топлива, типа и мощности установленного основного и вспомогательного котельного и турбинного оборудования, температуры воды, используемой для охлаждения, а также от условий эксплуатации электростанции. Кроме того, вода расходуется для хозяйственных и бытовых нужд.

В 2020 году объем забора воды (на производственные, хозяйственно-бытовые и иные нужды) в отрасли составил 21 607 млн м ³ и по сравнению с 2019 году уменьшился на 2 593 млн м ³ (на 10,7 %).

В таблице 1.17 приведены данные об объемах забора воды всего (на производственные, хозяйственно-бытовые и иные нужды электростанций отрасли) в 2019-2020 годах по Российской Федерации и отдельным федеральным округам.

Таблица 1.17 - Объемы забора воды электростанциями отрасли всего по Российской Федерации и федеральным округам в 2019-2020 годах

Субъекты РФ	Всего забрано или получено воды за год, млн м 3				Изменение (2020/2019), %
	2019	%	2020	%
Российская Федерация	24 199,95	100	21 606,80	100	89,3
Центральный ФО	3 763,13	15,6	3 109,80	14,4	82,6
Северо-Западный ФО	6 744,81	27,9	6 055,78	28,0	89,8
Южный ФО	2 856,24	11,8	2 472,84	11,4	86,6
Северо-Кавказский ФО	1 290,84	5,3	1 220,95	5,7	94,6
Приволжский ФО	2 937,40	12,1	2 622,19	12,1	89,3
Уральский ФО	1 418,94	5,9	1 466,50	6,8	103,4
Сибирский ФО	3 959,61	16,4	3 505,98	16,2	88,5
Дальневосточный ФО	1 228,98	5,1	1 152,74	5,3	93,8
Источник: на базе данных ГИС ТЭК.

1.2.2.2 Сброс загрязненных сточных вод

На ТЭС могут образовываться следующие виды сточных вод:

- возвратные воды систем охлаждения технологического оборудования;

- воды, загрязненные нефтепродуктами (мазутом, маслами и пр.);

- воды от обмывки конвективных поверхностей нагрева мазутных котлов и регенеративных воздухоподогревателей (РВП);

- сбросные воды водоподготовительных установок;

- воды от консервации и химических промывок основного оборудования;

- воды, сбрасываемые системами гидрозолоудаления (ГЗУ);

- поверхностный сток с территории ТЭС.

В условиях ограниченности свободных водных ресурсов и ухудшения качественного состояния водных объектов, при ужесточении требований контролирующих органов к качеству воды, резко возрастают экологические риски для предприятий электроэнергетики, связанные с попаданием в грунтовые и поверхностные воды загрязняющих веществ.

Ежегодный объем водоотведения электрогенераторами составляет 17-18 млрд м ³, из которых 92-95 % относится к возвратным теплообменным водам систем охлаждения ТЭС и АЭС в категории нормативно чистых вод без очистки. Объем отведения загрязненных сточных вод (без очистки и недостаточно очищенных) предприятиями электроэнергетики составляет 4,7 % в общем объеме сброса таких сточных вод в стране. В таблице 1.18 представлены данные об объемах сброса загрязненных сточных вод предприятиями электроэнергетики в 2019-2020 годах.

Таблица 1.18 - Объемы отведения загрязненных сточных вод предприятиями электроэнергетики всего по Российской Федерации и федеральным округам в 2019-2020 годах

Субъекты РФ	Отведено загрязненных без очистки, млн м 3					Отведено загрязненных недостаточно очищенных, млн м 3
	2019	%	2020	%	Изменение 2020/2019, %	2019	%	2020	%	Изменение 2020/2019, %
Российская Федерация	530,6	100	447,9	100	84,4	112,4	100	105,0	100	93,4
Центральный ФО	16,9	3,2	15,9	3,5	93,9	33,9	30,2	22,9	21,8	67,6
Северо-Западный ФО	163,6	30,8	154,2	34,4	94,2	12,5	11,2	9,9	9,4	79,0
Южный ФО			2,3	0,5				0,4	0,4
Северо-Кавказский ФО			0,1	0,01				0,1	0,1
Приволжский ФО	54,1	10,2	54,5	12,2	100,7	8,9	7,9	10,1	9,6	113,2
Уральский ФО	1,2	0,2	5,5	1,2	476,9	12,9	11,5	23,7	22,5	183,8
Сибирский ФО	89,6	16,9	7,5	1,7	8,4	29,7	26,4	28,0	26,7	94,4
Дальневосточный ФО	205,2	38,7	207,9	46,4	101,3	14,4	12,8	9,9	9,5	68,9
Источник: на базе данных ГИС ТЭК.

1.2.3 Образование отходов на электростанциях отрасли

Объем отходов, образующихся на объектах электроэнергетики, составляет примерно 2,5 % от общероссийского показателя.

В 2020 году на долю опасных отходов (1-4-го классов опасности, за исключением золошлаковых отходов (ЗШО) 4-го класса опасности) приходилось лишь 1,5 % общего объема образования отходов на предприятиях отрасли. ЗШО являются наиболее массовым видом отходов в отрасли. Большие объемы выхода ЗШО приводят к обострению ситуации в области их складирования и хранения и ухудшению экологической обстановки в районе действия угольных ТЭС. Ежегодные расходы только на хранение ЗШО (плата за размещение и аренду земли) существенно влияют на себестоимость производства электрической и тепловой энергии. Золошлакоотвалы занимают большие площади, являются источниками загрязнения окружающей среды и требуют значительных капитальных и эксплуатационных затрат. Ежегодно увеличивается стоимость транспортировки золы и шлаков ТЭС в отвалы, строительства золошлакоотвалов и их реконструкции.

В то же время ЗШО в качестве минерального сырья определенного химического, минералогического и гранулометрического состава при оформлении необходимой технической документации, контроле качества, сепарации и обеспечении условий хранения и отгрузки может быть таким же товарным продуктом, как электроэнергия и тепло.

Объем образования золошлаковых отходов угольных ТЭС в Российской Федерации зависит в основном от трех факторов:

- эффективности золоулавливания;

- характеристик угля (зольность, калорийность);

- физических объемов потребленного угля на производство тепла и электроэнергии.

Данные по динамике образования и использования золошлаковых отходов угольных ТЭС представлены в таблице 1.19.

Таблица 1.19 - Динамика образования и утилизации золошлаковых отходов угольных ТЭС в Российской Федерации и федеральных округах в 2010, 2019 и 2020 годах

Субъекты РФ	Объем образования ЗШО на конец отчетного года, млн т						Объем утилизации ЗШО за отчетный период всего, млн т
	2010	%	2019	%	2020	%	2010	%	2019	%	2020	%
Российская Федерация	26,77	100	17,95	100	16,45	100	2,76	100	3,12	100	3,14	100
Центральный ФО	0,82	3,1	0,19	1,1	0,17	1,0	0,42	15,3	0,38	12,3	0,39	12,5
Северо-Западный ФО	0,70	2,6	0,44	2,4	0,39	2,4	0,001	0,03	0,05	1,7	0,04	1,2
Южный ФО	0,90	3,4	0,84	4,7	0,68	4,1	0,02	0,8	0,05	1,6	0,01	0,3
Приволжский ФО	0,18	0,7	0,07	0,4	0,098	0,6	0,06	2,4	0,07	2,1	0,15	4,7
Уральский ФО	9,92	37,1	4,98	27,7	4,63	28,1	0,29	10,7	0,31	9,9	0,32	10,1
Сибирский ФО	9,15	34,2	7,21	40,2	6,47	39,3	1,59	57,7	1,93	61,9	1,88	59,9
Дальневосточный ФО	5,10	19,1	4,23	23,6	4,02	24,4	0,36	13,1	0,33	10,5	0,35	11,3
Источник: на базе данных ГИС ТЭК.

За период 2010, 2019 и 2020 годов среднегодовой объем образования ЗШО составил 20,4 млн т в год. При этом:

- минимальное значение - 16,5 млн т в 2020 году;

- максимальное значение - 26,8 млн т в 2010 году.

Объемы накопления ЗШО в золошлакоотвалах угольных ТЭС в различных федеральных округах страны отличаются на порядок. Так, объем накопления ЗШО в Уральском федеральном округе почти в 9,8 раз превосходит аналогичный показатель по Приволжскому федеральному округу. Объем накопления ЗШО в Сибирском федеральном округе в 8,7 раз превосходит аналогичный показатель по Северо-Западному федеральному округу. Суммарно на долю объемов ЗШО, размещенных в золошлакоотвалах угольных ТЭС Уральского, Сибирского и Дальневосточного федеральных округов, приходится 77,1 % общего объема ЗШО, размещенных в золошлакоотвалах угольных ТЭС страны.

Практически весь объем ЗШО, потребляемый непосредственно на ТЭС, используется в виде золошлаковой смеси и шлака для следующих нужд:

- рекультивации нарушенных земель, объектов размещения отходов (60-65 %);

- строительства, ремонта золошлакоотвалов (около 25 %).

- ликвидации отработанных горных выработок (около 8 %).

Объемы потребления ЗШО для собственных нужд ТЭС имеют тенденцию к снижению, так как ЗШО не применяются в основных производственных процессах ТЭС, а потребности ТЭС в строительстве, реконструкции, ремонте золоотвалов, рекультивации земель и ликвидации горных выработок носят непостоянный, эпизодический характер.

Основной объем утилизируемых ЗШО приходится на сторонние организации. Сертифицированные материалы на основе сухой золы, как правило, используются ими для производства строительных материалов: цемента, бетонных смесей и изделий (в качестве заменителя части цемента и песка), кирпича. Объемы сбыта сухой золы для этих целей в среднем составляют около 600 тыс. т/год, динамика этого показателя не имеет явно выраженной тенденции.

Материалы на основе ЗШС из золоотвалов применятся сторонними организациями в основном для:

- строительных нужд, производства стройматериалов;

- ликвидации отработанных горных выработок;

- рекультивации нарушенных земель и объектов размещения отходов.

Общая масса сбыта золошлаковой смеси заметно снижается. Наибольшее снижение происходит за счет падения потребления ЗШО для производства строительных материалов, что, наиболее вероятно, связано с общим экономическим кризисом в стране, снижением экономической активности, включая строительство. Однако обращает на себя внимание снижающийся уровень потребления ЗШО и по другим перспективным направлениям:

- для рекультивации и изоляции отходов на полигонах ТКО;

- для рекультивации нарушенных земель;

- для ликвидации отработанных горных выработок.

По использованию золошлаковых отходов в стране лидирует Сибирский федеральный округ. В СФО объемы годового использования ЗШО угольных ТЭС наибольшие среди всех федеральных округов страны. В 2020 году на долю СФО пришлось почти 60 % годового использования ЗШО на угольных ТЭС страны.

1.2.4 Акустическое воздействие (шум)

Источниками шума при работе ТЭС являются:

- системы транспортировки угля и углеразмольное оборудование;

- шум, излучаемый из устьев дымовых труб, воздухозаборов дутьевых вентиляторов, от корпусов тягодутьевого оборудования, от газовоздушных трактов, компрессорной, трансформаторов, от зданий ТЭС, градирен, ГРП, газопроводов;

- шум от турбин, особенно газовых, котлов, редукционно-охладительных установок, насосов, деаэраторов, паропроводов, синхронных компенсаторов, приточно-вытяжной вентиляции.

Источником наиболее интенсивного шума является сброс пара в атмосферу.

Шум, излучаемый от высотного источника, мало снижается естественными и искусственными препятствиями. Шум от энергетических газовоздухопроводов имеет тональные составляющие в спектре шума и излучается от срезов дымовых труб с большой высоты.

Превышение допустимых норм для рабочих зон по уровню звука при работе различного оборудования ТЭС по результатам измерений на расстоянии 1 метра следующее:

- аварийные сбросы пара в атмосферу - 36-58 дБА;

- переключатели открытых распределительных устройств (ОРУ) - до 40 дБА;

- паровые турбины - до 20 дБА;

- тягодутьевые машины - 5-15 дБА;

- редукционно-охладительные установки (РОУ) - 28-32 дБА;

- градирни - до 7 дБА;

- трансформаторы - до 5 дБА;

- углеразмольное оборудование - 7-21 дБА;

- ГРП - 20-25 дБА;

- насосы - 9-17 дБА;

- компрессоры - 6-15 дБА;

- котлы - до 9 дБА.

Энергетическое оборудование при работе в расчетных режимах возбуждает постоянный широкополосный и непостоянный, колеблющийся во времени, шум с непрерывным спектром в октавных полосах со среднегеометрическими частотами 31,5, 63, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000 и 8000 Гц.

В ситуациях, связанных с выбросами пара в атмосферу или при срабатывании переключателей ОРУ, возбуждается непостоянный прерывистый шум. В аварийных ситуациях, связанных с образованием свищей, возбуждается тональный шум. Оборудование механических мастерских возбуждает импульсный и прерывистый шум.

1.2.5 Выбросы парниковых газов в электроэнергетике

Для электростанций и котельных отрасли основным парниковым газом, образующимся при сжигании топлива, является диоксид углерода (CO ₂). Незначительные выбросы другого парникового газа - закиси азота (N ₂O) - имеют место только при пуске газотурбинных установок. Более 99,9 % всех выбросов приходится на CO ₂.

В 2020 году выбросы CO ₂ на электростанциях отрасли составили около 470 млн т, по данным ГИС ТЭК. По сравнению с 2019 годом выбросы диоксида углерода снизились на 25 млн т (на 5,2 %). Необходимо иметь в виду, что в данных 2019 года учтены выбросы от котельных на балансе электростанций отрасли в сумме 5,8 млн т, которые не вошли в отчетность в 2020 году, а в данных 2020 года содержатся выбросы по электростанциям ряда промышленных предприятий в сумме 23,5 млн т, которые отсутствовали в отчетности 2019 года.

В 2020 году на 144 электростанциях отрасли выбросы углекислого газа превысили 1 млн т, а на 369 электростанциях выбросы были выше 50 тыс. т CO ₂.

В 2020 году выбросы CO ₂ от сжигания газа составили 305 млн т, от сжигания угля - 159 млн т, от сжигания нефтетоплива - 4,5 млн т (в 2015 году - 296,5, 204,1, 3,1 млн т соответственно).

Снижение выбросов парниковых газов в 2020 году по сравнению с 2015 и 2019 годами обусловлено, в основном, снижением объемов потребления угля.

К основным применяемым и перспективным мероприятиям по снижению эмиссии парниковых газов на электростанциях можно отнести:

- снижение удельных расходов топлива путем строительства энергетических установок с высоким КПД (например, на основе комбинированного парогазового цикла);

- перевод котлов теплоэнергетических установок с угля на сжигание газообразного топлива (обеспечивает снижение коэффициента эмиссии двуокиси углерода);

- мероприятия, направленные на повышение экономичности и снижение удельных расходов топлива (внедрение частотно-регулируемых приводов собственных нужд, применение детандер-генераторных агрегатов для утилизации избыточного давления транспортируемого природного газа и др.);

- вывод из эксплуатации и демонтаж устаревшего оборудования;

- внедрение на угольных станциях установок с паровым циклом со суперсверхкритическими параметрами пара (до 600 °С и выше и более 30 МПа) и КПД более 45 %;

- повышение доли совместной выработки электрической и тепловой энергии за счет когенерации электроэнергии, теплоты и холода; строительство ветро- и гидроэнергетических, геотермальных и приливных установок, тепловых и фотоэлектрических гелиоустановок, установок по сжиганию древесной и прочей биомассы;

- внедрение водородных установок (при условии снижения до приемлемого уровня стоимости производства, транспортировки и хранения водорода);

- внедрение технологий улавливания и хранения СО ₂.

1.3 Характеристика системы централизованного теплоснабжения России

1.3.1 Источники теплоснабжения

Российская система централизованного теплоснабжения является самой большой в мире. В Российской Федерации в 2020 году [23] всего работало 572 тепловых электростанций мощностью от 500 кВт и выше и 77,3 тыс. отопительных котельных, в том числе 59,3 тыс. - мощностью до 3 Гкал/ч и 13,5 тысяч - мощностью от 3 до 20 Гкал/ч, а также 4,2 тыс. специальных газовых отопительных котлов мощностью до 0,001 Гкал/ч, используемых бюджетофинансируемыми организациями. В системах централизованного теплоснабжения, кроме ТЭС, работало 2,5 тыс. котельных мощностью от 20 до 100 Гкал/ч и 620 котельных мощностью более 100 Гкал/ч.

Число ТЭС увеличилось с 2016 года на 60 единиц, котельных мощностью 20-100 Гкал/ч сократилось на 149 единиц, котельных мощностью свыше 100 Гкал/час увеличилось на 165 единиц.

Суммарная мощность всех источников теплоснабжения с 2016 года снизилась с 844,7 тыс. Гкал/ч до 839,3 тыс. Гкал/ч. Мощность ТЭС увеличилась на 4 %, а мощность котельных снизилась на 3 %. В общей структуре тепловой мощности доля ТЭС составляет 31 %, а доля котельных - 69 %.

Наибольшее количество котельных находится в ЦФО, ПФО и СФО, из них значительную долю составляют котельные мощностью до 3 Гкал/час, от 64,5 % в СЗФО до 84 % в ЮФО. Число котельных свыше 20 Гкал/час распределились от 2,7 % в ЮФО до 6,7 % в УФО от общего числа котельных.

1.3.2 Отпуск тепловой энергии

Отпуск тепловой энергии от источников тепла в системах централизованного теплоснабжения снизился за последние 15 лет на 18 %. Минимальное значение отпуска отмечено в 2020 году - 1 221 млн Гкал. В структуре отпуска тепла доли ТЭС и котельных составили по 46 %.

В 2020 году отпуск тепловых электростанций составил 563,7 млн Гкал. Максимальный отпуск тепла от ТЭС наблюдался в 2018 году (655,6 млн Гкал), в 2020 году - почти на 14 % меньше. Во многом такое снижение связано с переходом к сбору отраслевой статистической отчетности в ГИС ТЭК, в рамках которого при выверке данных была исправлена ошибка Росстата по учету районных котельных в форме 6-ТП.

Отпуск котельных мощностью свыше 100 Гкал/ч в последние годы вырос с 468,9 млн Гкал в 2016 году до 517,9 млн Гкал в 2020 году. Отпуск котельных мощностью от 20 Гкал/ч до 100 Гкал/ч постепенно снижается - в 2016 году он составлял 176,5 млн Гкал, а в 2020 году снизился до 139,8 млн Гкал.

Наибольшую долю в структуре отпуска тепла составляют турбоагрегаты (около 78 %), на пиковые водогрейные котлы и редукционно-охладительные установки (РОУ) приходится по 7 % на каждую категорию. Доля отпуска с коллекторов котельных и прочих источников (котельные на балансе и утилизационное тепло) составляет по 4 % на каждую категорию.

1.3.3 Использование топлива

Основным видом топлива в теплоснабжении является природный и попутный газ (76 % на котельных, 72 % на ТЭС). Доля угля составляет 22 % на ТЭС и 15 % в котельных, мазута - менее 1 % и около 4 % соответственно.

Совокупные объемы потребления топлива в теплоэнергетике и теплоснабжении России в 2020 году составили 358,3 млн т у. т., что на 21,8 млн т у. т. (на 5,7 %) меньше уровня 2019 года и на 31,2 млн ту.т. (на 8 %) меньше уровня 2016 года. Снижение объемов расхода топлива в теплоэнергетике и теплоснабжении по России в целом в 2020 году в большей степени связано со снижением производства электроэнергии на ТЭС из-за влияния на потребление электроэнергии пандемии коронавируса и в меньшей - с объемами отпуска тепла (уменьшение объема топлива на нужды теплоснабжения сократилось всего на 4 млн ту.т.).

На цели производства тепла в СЦТ было израсходовано 176,5 млн ту.т., которое почти поровну поделилось между ТЭС и котельными.

Совокупное потребление топлива для производства тепла с 2016 года за пять лет на ТЭС снизилось на 4,7 %, на котельных - на 7,7 %. Наиболее сильное снижение объемов расхода топлива произошло в СФО (на 14 %), как за счет ТЭС, так и котельных. В ЦФО и ЮФО снижение составило 10-11 % (в ЦФО - за счет котельных, в ЮФО - за счет ТЭС). Расход топлива увеличился только в ДФО - на 16 % за счет ТЭС и котельных.