Приказ Минэнерго РФ от 29.08.2011 № 380

"Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2011 - 2017 годы"

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 29 августа 2011 г. N 380

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ

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. II), 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), приказываю:

Утвердить прилагаемую схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2011 - 2017 годы.

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2011 - 2017 ГОДЫ

I. Основные цели и задачи

Схема и программа развития Единой энергетической системы (далее - ЕЭС) России на 2011 - 2017 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.

II. Прогноз спроса на электрическую энергию по единой энергетической системе России и территориям субъектов Российской Федерации на 2011 - 2017 годы

Прогноз спроса на электрическую энергию на 2011 - 2017 годы по ЕЭС России выполнен на основе Сценарных условий функционирования экономики Российской Федерации, основных параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2011 год и плановый период 2012 - 2013 годов, представленных Минэкономразвития в июне 2010 года, макроэкономических показателей, разработанных Минэкономразвития в сентябре и уточненных в декабре 2010 года, а также ориентиров и приоритетов социально-экономического развития, предусматриваемых Концепцией долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 17.11.2008 N 1662-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 47, ст. 5489; 2009, N 33, ст. 4127).

Объем потребления электрической энергии по ЕЭС России в 2010 году составил 988,96 млрд. кВт·ч, что на 4,5% выше уровня 2009 года. Рост потребления электрической энергии связан с экономическим оживлением и восстановительным ростом производства в секторах экономики, наиболее пострадавших от кризиса, - в обрабатывающей промышленности, в т.ч. в машиностроительном производстве. Экономический рост поддерживался оживлением потребительского спроса и инвестиционной активности.

Прогнозируемый вариант спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на 2011 - 2017 годы (рисунок 1.1) выполнен в рамках умеренно-оптимистического варианта прогноза социально-экономического развития России, сформированного с учетом результатов выхода страны из экономического кризиса и предлагаемого в качестве основного варианта для разработки параметров федерального бюджета на 2011 - 2013 годы.

По мере исчерпания факторов роста, связанных с восстановлением предкризисных объемов производства, ожидается переход к экономическому подъему при повышении инвестиционной активности, особенно в инфраструктурные проекты. Согласно этому варианту темпы роста ВВП в 2011 - 2013 годах оцениваются на уровне 3,9 - 4,5%, при фактических 4% в 2010 году; соответственно, темпы роста промышленного производства в 2011 - 2013 годах - 3,8 - 4,7% при фактических 8,2% в 2010 году.

Общий спрос на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозируемого периода оценивается на уровне 1183,4 млрд. кВт·ч, что на 194,5 млрд. кВт·ч выше объема потребления электрической энергии в 2010 году. Превышение уровня 2010 года может составить в 2017 году около 20% при среднегодовом приросте за период 2,6%. Максимальные приросты спроса на электрическую энергию по ЕЭС России ожидаются в 2012 - 2013 годах (соответственно 3% и 3,5%), что связано с восстановлением обрабатывающего производства и строительства, в наибольшей степени пострадавших от кризисных явлений.

Прогноз спроса на электрическую энергию по территориям субъектов Российской Федерации сформирован на базе отчетных показателей потребления электрической энергии по территориальным энергосистемам с учетом сведений о заключенных договорах об осуществлении технологического присоединения объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям сетевых организаций, информации региональных органов исполнительной власти об инвестиционных проектах, предполагаемых к реализации в прогнозный период, присоединяемой мощности, о сроках ввода в эксплуатацию и местах расположения, а также Стратегий социально-экономического развития до 2020 года, разрабатываемых Минрегионом России и утверждаемых Правительством Российской Федерации.

Прогнозируемые показатели спроса по объединенным энергосистемам (далее - ОЭС), сформированные в рамках прогноза спроса на электрическую энергию по ЕЭС России, представлены в таблице 1.1; по территориальным энергосистемам - в приложении N 1.

В четырех ОЭС прогнозируются темпы прироста спроса на электрическую энергию выше средних по ЕЭС России: в ОЭС Юга, ОЭС Востока, ОЭС Центра и ОЭС Сибири. Темпы прироста потребления электрической энергии ниже среднего прогнозируются в ОЭС Урала.

Наиболее высокие темпы увеличения спроса на электрическую энергию ожидаются в ОЭС Юга. Спрос на электрическую энергию в ОЭС Юга может возрасти к концу прогнозного периода по сравнению с 2010 годом почти на 30%. Опережающий рост спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга будет определяться следующими факторами: модернизацией обрабатывающего производства, прежде всего машиностроения, развитием кластеров сельскохозяйственного, энергетического и транспортного машиностроения; развитием предприятий металлургии, реализацией проектов развития нефте- и газодобычи на Каспийском шельфе, расширением трубопроводной системы Каспийского трубопроводного консорциума России (далее - КТК-Р); реализацией проектов, обеспечивающих ввод в эксплуатацию и энергоснабжение олимпийских объектов; формированием на базе крупных агломераций Южного федерального округа (далее - ЮФО) (Ростовской, Волгоградской и Краснодарской) торговых, транспортно-логистических и финансовых центров общенационального и межрегионального значения; реализацией конкурентных преимуществ аграрного сектора; поэтапным развитием туризма и рекреации, увеличением пропускной способности транспортных коммуникаций для обеспечения пассажиропотоков в зоны развития туризма, формированием новых особых туристических зон.

Среди энергосистем ОЭС Юга как по абсолютному объему потребления электрической энергии, так и по темпам прироста, выделяется энергосистема Краснодарского края. В 2010 году ее доля в общем потреблении электрической энергии ОЭС Юга составила 25%. При прогнозируемом для этой энергосистемы увеличении спроса на электрическую энергию к 2017 году более чем в 1,5 раза (среднегодовой прирост за период 6,5%) ее удельный вес возрастет до 30%. Значительный рост спроса на электрическую энергию будет формироваться за счет ввода новых крупных потребителей. Среди них: Абинский электрометаллургический завод, Туапсинский нефтеперерабатывающий завод (далее - НПЗ), новые цементные заводы. Дополнительным стимулом к ускоренному социально-экономическому развитию региона является проведение в 2014 году Олимпийских игр в районе Сочи.

Таблица 1.1. Прогноз потребления электрической энергии на 2011 - 2017 годы, млрд. кВт·ч

<*> Без учета Николаевского энергоузла.

Примечание: показатели потребления электрической энергии приведены с округлением.

Строительство новых, расширение и реконструкция действующих гостиничных и курортно-оздоровительных комплексов будет способствовать росту спроса на электрическую энергию в сфере услуг.

Энергосистема Ростовской области характеризуется приростами спроса на электрическую энергию (среднегодовой прирост за период 3,5%), близкими к средним по ОЭС Юга (3,7%). На территории энергосистемы до 2017 года планируется осуществление ряда крупных инвестиционных проектов: расширение производства на ОАО "Таганрогский металлургический завод" (ввод в эксплуатацию электропечи ДСП-150 с увеличением нагрузки до 108 МВт); ввод второй очереди на ОАО "Новошахтинский завод нефтепродуктов" с увеличением объема переработки нефти до 7,5 млн. тонн; строительство нового цементного завода (инвестиционный проект "Лафарж") в Матвеево-Курганском районе.

Высокие темпы спроса на электрическую энергию (среднегодовой прирост 11,2%) прогнозируются для энергосистемы Республики Калмыкия, что связано со строительством на территории республики новых нефтеперекачивающих станций, предусматриваемых инвестиционным проектом по расширению нефтепровода КТК-Р.

Крупнейшая в ЕЭС России ОЭС Центра характеризуется высокими темпами увеличения спроса на электрическую энергию (среднегодовой прирост за период 3%). Перспективная потребность в электрической энергии по ОЭС Центра формируется как за счет продолжающегося развития традиционных для регионов, входящих в ОЭС, видов экономической деятельности, так и за счет реализации крупных инвестиционных проектов. Среди них: строительство Калужского научно-производственного электрометаллургического завода, включенного в перечень приоритетных проектов Стратегии развития металлургической промышленности России до 2020 года, утвержденной Приказом Минпромторга России от 18.03.2009 N 150; строительство цементного завода (ООО "Лафарж ГЕО"); создание технологического парка "Людиново". Увеличению спроса на электрическую энергию будет способствовать создание единой системы транспортных коммуникаций и развитие научно-инновационных центров (Сколково, Дубна, Черноголовка, Зеленоград, Троицк, Протвино, Королев, Обнинск).

Около половины (46%) прироста потребности в электрической энергии по ОЭС Центра формируется в энергосистеме Москвы и Московской области, доля которой в течение всего прогнозного периода сохраняется на уровне 44% от общего потребления электрической энергии по ОЭС. Прогнозируемый рост спроса на электрическую энергию в энергосистеме Москвы и Московской области определяется наличием в Московском регионе значительного потенциала для перспективного социально-экономического и градостроительного развития.

Темпы роста спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири будут незначительно превышать темпы роста спроса на электрическую энергию в целом по ЕЭС России, что корреспондируется с тезисом о необходимости превышения среднегодового темпа роста валового регионального продукта над среднероссийским показателем, декларируемой 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). Динамика увеличения потребления электрической энергии в ОЭС Сибири характеризуется максимальными приростами в 2015 и 2016 годах (соответственно 4,1% и 3,2%), что в значительной степени связано с предполагаемым вводом в эти годы на полную мощность двух крупнейших алюминиевых заводов - Тайшетского (1440 МВт) и Богучанского (1185 МВт). Соответственно, среднегодовые темпы спроса на электрическую энергию в энергосистемах Иркутской области и Красноярского края (3,5%) выше, чем в среднем по ОЭС Сибири. На территории энергосистемы Иркутской области ожидается также ввод Сибирского электрометаллургического завода (далее - СЭМЗ) в Братске с нагрузкой 90 МВт, увеличение в результате проведения модернизации мощности Иркутского алюминиевого завода, ввод дополнительной мощности на трассе магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан (далее - ВСТО) за счет строительства новых нефтеперерабатывающих станций (далее - НПС). На территории энергосистемы Красноярского края дополнительное увеличение потребления электрической энергии будет связано с ожидаемым осуществлением жилищного строительства и развитием инфраструктуры в городе Красноярске.

Среди энергосистем ОЭС Сибири наибольшее увеличение спроса на электрическую энергию в рассматриваемый период (более чем в 1,5 раза) прогнозируется в Республике Тыва при максимальных приростах в 2014 и 2015 годах. Это связано с возможной реализацией крупных инвестиционных проектов, направленных на освоение полезных ископаемых: строительство горно-обогатительного комбината (далее - ГОК) на базе Ак-Сугского медно-молибденового месторождения, ГОК по разработке Кызыл-Таштыгского месторождения полиметаллических руд; строительство угледобывающего комплекса на Элегестском месторождении. Освоению месторождений будет способствовать строительство железнодорожной линии Кызыл-Курагино.

Темпы роста спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги прогнозируются ниже средних темпов по ЕЭС России. Значительная часть прироста формируется в энергосистемах Республики Татарстан, Самарской, Нижегородской и Саратовской областей. В Республике Татарстан - за счет модернизации и строительства комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов (ОАО "Танеко"), развития особой экономической зоны промышленно-производственного типа (далее - ОЭЗ ППТ) "Алабуга", строительства объектов для проведения в 2013 году в Казани летней Универсиады. Крупным инвестиционным проектом, реализуемым в прогнозный период в энергосистеме Самарской области, является создание ОЭЗ ППТ с высокотехнологичными производствами в различных отраслях, а также производством автомобильных компонентов. На территории энергосистемы Нижегородской области - ввод комплекса по производству поливинилхлорида (ООО "Русвинил") с выходом на полную мощность к 2015 году; модернизация и расширение металлургического производства на ОАО "Выксунский металлургический завод".

Около половины объема спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада (47% в 2010 году) приходится на энергосистему Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Доля этой энергосистемы в потреблении электрической энергии ОЭС к 2017 году не только сохранится, но даже увеличится. Прогнозируемый невысокий, но стабильный рост спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада (среднегодовой прирост за период 2,1%) на 56% формируется в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области и определяется увеличением объемов транспортных услуг (реконструкция и сооружение специализированных терминалов в портах Усть-Луга, Приморск, Выборг, Большой порт Санкт-Петербурга, реконструкция аэропорта Пулково), развитием машиностроения (строительство завода по производству высоковольтного электротехнического оборудования на площадях ОАО "Силовые машины"), строительством ряда инфраструктурных объектов.

Прогнозируемые на 2016 и 2017 годы высокие приросты потребности в электрической энергии по энергосистеме Калининградской области обусловлены объемами потребления электрической энергии на собственные нужды вводимой в указанный период Балтийской атомной электростанции (далее - АЭС).

Прирост спроса на электрическую энергию в ОЭС Урала определяется динамикой добычи нефти с учетом выработки старых месторождений и освоением перспективных месторождений Центрального Увата на юге Тюменской области, развитием нефтегазохимических производств (Ново-Уренгойский газохимический комплекс, Тобольскнефтехим); модернизацией и расширением существующих предприятий металлургического производства с использованием энергоэффективных технологий. Доля энергосистем Свердловской и Челябинской областей достигает 40% в суммарном приросте спроса на электрическую энергию по ОЭС Урала за рассматриваемый период.

Высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока определяются строительством и вводом в эксплуатацию второй очереди нефтепроводной системы ВСТО (новые НПС в Амурской области, Хабаровском и Приморском краях, нефтеналивной порт в бухте Козьмино); строительством в районе Находки нефтехимического комплекса; освоением Эльгинского угольного месторождения со строительством железной дороги Улак-Эльга; развитием горно-металлургических предприятий Приамурья на базе месторождений: Кимканского и Сутарского - железорудных, Куранахского - титаномагнетитовых руд, золоторудного "Пионер"; строительством объектов для проведения саммита азиатско-тихоокеанского экономического сотрудничества (далее - АТЭС) и созданием университетского городка на острове Русский; развитием портовых комплексов Ванино и Советская Гавань.

Изменение территориальной структуры потребления электрической энергии в 2017 году по сравнению с 2010 годом в рамках ЕЭС России, представленное на рисунке 1.2, характеризуется существенным увеличением (на 0,7 процентных пункта) доли ОЭС Центра и ОЭС Юга и снижением доли ОЭС Урала (на 1,2 процентных пункта), ОЭС Северо-Запада и ОЭС Средней Волги. Доля ОЭС Сибири и ОЭС Востока увеличится незначительно.

III. Прогноз максимальных электрических нагрузок Единой энергетической системы России, объединенных энергетических систем и по территориям субъектов Российской Федерации на 2011 - 2017 годы

ЕЭС России

В таблице 2.1 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2011 - 2017 годы. В ниже приведенных таблицах спрос на электрическую энергию представлен без учета потребления электрической энергии на заряд действующих и перспективных гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС).

Таблица 2.1. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России

Таблица 2.2. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России без учета ОЭС Востока

В таблицах 2.1 и 2.2 не учтены спрос на электрическую энергию и мощность Николаевского энергоузла ввиду непредусматриваемого его присоединения к сетям энергосистемы Хабаровского края в рассматриваемый перспективный период.

По данным таблицы 2.1 максимальная электрическая нагрузка ЕЭС России на 2017 год прогнозируется на уровне 181,4 млн. кВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за 2011 - 2017 годы около 2,8%.

На рисунке 2.1 представлен график изменения прогнозных максимальных электрических нагрузок ЕЭС России.

ЕЭС России и числа часов их использования

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

Далее представлены характеристики перспективных режимов потребления электрической энергии по каждой из ОЭС.

ОЭС Северо-Запада

Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2011 году составит 9,6% и 9,4% в 2017 году. В 2011 году собственный максимум электрической нагрузки может достигнуть значения 15 млн. кВт, к 2017 году - 17,2 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимума нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 2,1%.

В таблице 2.3 приведены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада.

Таблица 2.3. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада

Изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Северо-Запада представлено на рисунке 2.2.

ОЭС Центра

В 2011 году доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России может составить 24,2%, а в 2017 году - 24,7%. В 2011 году собственный максимум электрической нагрузки региона прогнозируется на уровне 37,9 млн. кВт, к 2017 году - 45,7 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 3,1%.

В таблице 2.4 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра.

Таблица 2.4. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра

Спрос на электрическую энергию в таблице 2.4 представлен без учета потребления электрической энергии на заряд действующей Загорской ГАЭС и Загорской ГАЭС-2, ввод первой очереди которой предусмотрен в 2012 году.

На рисунке 2.3 приведено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Центра на 2011 - 2017 годы.

ОЭС Центра и числа часов их использования

ОЭС Средней Волги

Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России может составить 11,2% в 2011 году и незначительно снизится к 2017 году - до 11%. К 2011 году собственный максимум электрической нагрузки составит 17,4 млн. кВт, к 2017 году - 20,1 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 2,6%.

В таблице 2.5 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги.

Таблица 2.5. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги

На рисунке 2.4 приведено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Средней Волги на 2011 - 2017 годы.

нагрузки ОЭС Средней Волги и числа часов их использования

ОЭС Юга

Доля ОЭС Юга в 2011 году составит порядка 8,9% по потреблению мощности от общей максимальной нагрузки ЕЭС России. К 2017 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России увеличится до 9,5%. В 2011 году собственный максимум электрической нагрузки прогнозируется на уровне 14,2 млн. кВт, к 2017 году - 18 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 4,1%.

В таблице 2.6 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга.

Таблица 2.6. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга

Спрос на электрическую энергию в таблице 2.6 представлен без учета потребления электрической энергии на заряд Зеленчукской ГАЭС, ввод которой предусмотрен в 2013 году.

На рисунке 2.5 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Юга на 2011 - 2017 годы.

ОЭС Юга и числа часов их использования

ОЭС Урала

Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2011 году составит 23,6% и в 2017 году - 22,7%. Собственный максимум электрической нагрузки в 2011 году прогнозируется на уровне 36,6 млн. кВт, к 2017 году - на уровне 41,5 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 2,1%.

В таблице 2.7 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Урала.

Таблица 2.7. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Урала

На рисунке 2.6 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Урала на 2011 - 2017 годы.

ОЭС Сибири

Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2011 году составит 19,7% и в 2017 году останется на прежнем уровне. Собственный максимум электрической нагрузки к 2011 году прогнозируется на уровне 31,7 млн. кВт, к 2017 году - на уровне 37,6 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 2,5%.

В таблице 2.8 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Сибири.

Таблица 2.8. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Сибири

На рисунке 2.7 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Сибири и чисел часов их использования на 2011 - 2017 годы.

ОЭС Сибири и числа часов их использования

ОЭС Востока

Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2011 году составит 2,8%, а к в 2017 году увеличится до 3%. Собственный максимум электрической нагрузки ОЭС Востока (без Николаевского энергоузла) в 2011 году прогнозируется на уровне 5,2 млн. кВт, к 2017 году - 6,6 млн. кВт. Среднегодовые темпы прироста максимума электрической нагрузки за 2011 - 2017 годы составят около 3,5%.

В таблице 3.9 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Востока.

Таблица 2.9. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока

На рисунке 2.8 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Востока на 2011 - 2017 годы.

Отчетные и перспективные показатели режимов потребления электрической энергии Николаевского энергоузла на 2011 - 2017 годы представлены в таблице 2.10.

Таблица 2.10. Отчетные и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии Николаевского энергоузла

Для сопоставимости балансов мощности в отчетном и прогнозных периодах в таблице 2.11 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока с учетом Николаевского энергоузла.

Таблица 2.11. Прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока с учетом Николаевского энергоузла

IV. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию

Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада, Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири, входящих в состав ценовых зон оптового рынка электрической энергии (мощности), сформирован на основании порядка определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности) и порядка определения плановых коэффициентов резервирования мощности в зонах (группах зон) свободного перетока электрической энергии (мощности). По ОЭС Востока, относящейся к неценовой зоне оптового рынка электрической энергии (мощности), - в соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281 (далее - Методические рекомендации).

Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию сформирован с учетом обеспечения необходимого резерва мощностей, рассчитанного с использованием значений (коэффициентов), установленных законодательством и/или определяемых в порядке, установленном законодательством (нормативный расчетный резерв мощности).

При оценке потребности в мощности для ОЭС европейской части ЕЭС России учитывается максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, для ОЭС Сибири и Востока - максимум потребления, совмещенный с ЕЭС и собственный. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый совмещенный максимум потребления (без учета экспорта) по ЕЭС России на уровне 2011 года составит 153,9 млн. кВт и возрастет к 2017 году до 181,5 млн. кВт, а без учета ОЭС Востока - 149,6 и 176,0 млн. кВт 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 в 2012 - 2017 годах предусматриваются в объеме 1,37 млн. кВт/10,2 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 3.1.

На период до 2017 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии в Финляндию (0,45 млн. кВт/3,94 млрд. кВт·ч), страны Балтии (0,3 млн. кВт/2,64 млрд. кВт·ч), Беларусь (0,5 млн. кВт/3 млрд. кВт·ч), Монголию (0,06 млн. кВт/0,25 млрд. кВт·ч).

Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электрической энергии в Грузию в объеме 0,03 млн. кВт/0,13 млрд. кВт·ч. Из ОЭС Востока в рассматриваемый период осуществляется приграничный экспорт в Китай в объеме 0,002 млн. кВт/0,02 млрд. кВт·ч.

Гарантированные экспортные поставки в Казахстан в рассматриваемой перспективе планируются в объеме 0,005 млн. кВт/0,04 млрд. кВт·ч.

Импорт мощности и электрической энергии в период до 2017 года связан в основном с режимными перетоками из Азербайджана (в ночные часы), Грузии (передача в период паводка) и Монголии (ночной и сезонный провал нагрузки потребителей), суммарный объем которых на уровне 2017 года оценивается 0,65 млн. кВт/2,12 млрд. кВт·ч (таблица 3.2).

Таблица 3.1. Прогноз экспорта электрической энергии и мощности по ОЭС и ЕЭС России

Таблица 3.2. Прогноз импорта электрической энергии и мощности по ОЭС и ЕЭС России

Нормативный расчетный резерв мощности (с учетом экспортных поставок) на час максимума ЕЭС по различным ОЭС в процентах от максимума потребления представлен в таблице 3.3. По ОЭС Сибири и Востока резерв мощности приведен на собственный максимум потребления ОЭС.

Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России (с учетом экспортных поставок) на уровне 2011 года должна составить 39,7 млн. кВт, на уровне 2017 года - 43,8 млн. кВт.

Таблица 3.3. Нормативный расчетный резерв мощности (с учетом экспортных поставок), %

Изменение спроса на мощность по ОЭС и ЕЭС России в 2011 - 2017 годах представлено на рисунке 3.1 и в таблице 3.4.

Рисунок 3.1. Спрос на мощность в ЕЭС России

Таблица 3.4. Спрос на мощность, млн. кВт

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

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2011 - 2017 годы сформирована с учетом вводов новых генерирующих мощностей в 2011 - 2017 годах и мероприятий по демонтажу, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования в соответствии с предложениями генерирующих компаний (ноябрь - декабрь 2010 года), а также с учетом вводов объектов генерации по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок (по состоянию на 01.02.2011).

Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2011 - 2017 годы составят 7,83 млн. кВт, в том числе на АЭС - 0,83 млн. кВт (демонтаж третьего и четвертого энергоблоков на Нововоронежской АЭС (2 x 417 МВт) в энергосистеме Воронежской области ОЭС Центра в 2016 и 2017 годах), на гидроэлектростанциях (далее - ГЭС) - 0,03 млн. кВт и на тепловых электростанциях (далее - ТЭС) - 6,97 млн. кВт.

Объемы и структура демонтажа генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в таблице 4.1, на рисунке 4.1 и в приложении N 2.

Таблица 4.1. Структура выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России, МВт

<*> КЭС - конденсационные электростанции.

Объем оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в конкурентном отборе мощности (далее - КОМ), составит: к 2012 году - 1,23 млн. кВт, к 2013 году - 2,72 млн. кВт, к 2014 году - 1,91 млн. кВт, к 2015 году - 2,02 млн. кВт, к 2016 году - 0,66 млн. кВт и к 2017 году - 0,3 млн. кВт, суммарно за 2012 - 2017 годы - 8,84 млн. кВт.

В таблице 4.2 и на рисунке 4.2 представлены объемы оборудования ТЭС, которое не будет допущено к КОМ, с выделением объемов оборудования, запланированного собственниками к выводу из эксплуатации. По ОЭС Востока, которая не входит в ценовые зоны и в которой не предусматривается проведение КОМ, в таблице 4.2 справочно приведены объемы оборудования, не соответствующие минимальным техническим требованиям для участия в КОМ.

Таблица 4.2. Объемы оборудования ТЭС, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ <*>, МВт

<*> По ОЭС Востока информация представлена справочно.

Объемы и структура модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в приложении N 3.

Объемы и структура реконструкции генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в приложении N 4.

Изменение мощности действующих электростанций ЕЭС России с учетом демонтажа устаревшего оборудования, планируемого присоединения (отсоединения) генерирующих объектов и изменения установленной мощности генерирующего оборудования после проведения реконструкции и модернизации представлено в таблице 4.3 и на рисунке 4.3.

Установленная мощность действующих электростанций по ЕЭС России к 2017 году снизится на 6,3 млн. кВт (с 214,9 млн. кВт в 2010 году до 208,6 млн. кВт в 2017 году).

Таблица 4.3. Изменение мощности действующих электростанций ЕЭС России (без учета ввода новых объектов генерации), МВт

Примечание: в составе возобновляемых источников энергии (далее - ВИЭ) учитываются ветровые электростанции (далее - ВЭС), приливные электростанции (далее - ПЭС), ТЭЦ на биомассе (далее - БиоТЭЦ) и малые ГЭС (ГЭС с установленной мощностью 25 МВт и менее).

ЕЭС России

В 2010 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 2,88 млн. кВт. Структура вводов генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России в 2010 году приведена в таблице 4.4.

Таблица 4.4. Вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России в 2010 году

<*> ПГУ - парогазовая установка.

<**> ДЭС - дизельная электростанция.

<***> ГТУ - газотурбинная установка.

Вводы нового генерирующего оборудования электростанций ЕЭС России в 2011 - 2017 годах предусматриваются в объеме 50,05 млн. кВт, в т.ч. на АЭС - 9,88 млн. кВт, на ГЭС - 4,09 млн. кВт, на ГАЭС - 0,98 млн. кВт, на ТЭС - 34,44 млн. кВт и на ВИЭ - 0,66 млн. кВт. Из общего объема запланированных вводов выделены генерирующие объекты с высокой вероятностью реализации.

Для целей настоящего документа к генерирующим объектам с высокой вероятностью реализации отнесены следующие генерирующие объекты:

• генерирующие объекты, строительство (реконструкция) которых осуществляется в соответствии с обязательствами, принятыми по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;
• генерирующие объекты, включенные в инвестиционные программы ОАО "Концерн Росэнергоатом", ОАО "РусГидро", ОАО "РАО ЭС Востока" и других компаний;
• генерирующие объекты, вводы которых учтены в балансе Федеральной службы по тарифам на 2011 год;
• генерирующие объекты, по которым имеются заключенные договоры об осуществлении технологического присоединения;
• генерирующие объекты, включенные в Сводный план-график мероприятий, направленных на повышение надежности энергосистемы Москвы и Московской области в 2010 - 2015 годах;
• генерирующие объекты с высокой степенью строительной готовности;
• генерирующие объекты, предложенные ОАО "СО ЕЭС" (ПГУ в Тарко-Сале, Уссурийская ТЭЦ).

Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в таблице 4.5, на рисунках 4.4, 4.5, 4.6 и в приложении N 5.

Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в приложении N 6.

Таблица 4.5. Вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

Наиболее значительный объем вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования до 2017 года планируется в ОЭС Центра (9,48 млн. кВт, в том числе с высокой вероятностью реализации - 9,16 млн. кВт) и в ОЭС Урала (13,54 млн. кВт, в том числе с высокой вероятностью реализации - 12,3 млн. кВт).

с высокой вероятностью реализации

Рисунок 4.5. Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России

Развитие атомной энергетики в 2011 - 2017 годах предусматривается за счет установки новых энергоблоков на действующих АЭС (в том числе четвертый энергоблок типа водно-водяного энергетического реактора (далее - ВВЭР) мощностью 1000 МВт в 2011 году на Калининской АЭС, энергоблоки N 3 и N 4 типа ВВЭР мощностью 1070 МВт в 2014 и 2017 годах на Ростовской АЭС, четвертый энергоблок типа БН-880 в 2014 году на Белоярской АЭС), а также сооружения новых АЭС.

Сооружение АЭС на новых площадках предусматривается в:

• ОЭС Северо-Запада - Балтийской АЭС в Калининградской области (с вводом первого энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1150 МВт в 2016 году) и Ленинградской АЭС-2 (предзамена выбывающих в 2018 и 2020 годах энергоблоков по 1000 МВт на Ленинградской АЭС) с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1176 МВт в 2014 и 2016 годах);
• ОЭС Центра - Нововоронежской АЭС-2 с вводом двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1180 МВт в 2013 и 2015 годах.

В ОЭС Сибири планируется строительство Северской АЭС с вводом первого энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1198,8 МВт в 2018 году. В настоящее время получены лицензии на размещение двух блоков АЭС (ведутся работы по проектированию электростанции).

Вводы мощности на ГЭС ЕЭС России в 2011 - 2017 годах предусматриваются в объеме 4,09 млн. кВт.

В рассматриваемый перспективный период приоритетной задачей является завершение строительства ГЭС с высоким уровнем готовности ко вводу в эксплуатацию: Зарамагской ГЭС-1 в ОЭС Юга (342 МВт в 2013 году), Богучанской ГЭС в ОЭС Сибири (3000 МВт в 2012 - 2013 годах).

Значительные вводы ГЭС в европейской части России предусматриваются в ОЭС Юга (0,7 млн. кВт в период до 2017 года), в том числе с высокой вероятностью реализации: завершение сооружения Гоцатлинской ГЭС каскада Зирани (2 x 50 МВт в 2013 году), Зарамагской ГЭС-1 (2 x 171 МВт в 2013 году), а также прочие вводы: строительство ГЭС Зеленчукского каскада (Верхнекрасногорской ГЭС - 87,3 МВт в 2015 году и Нижнекрасногорской ГЭС - 62 МВт в 2017 году), ГЭС Голубые озера Черек-Балкарского каскада - 2 x 55 МВт в 2015 году.

В связи с планируемым развитием атомной энергетики и, как следствие, увеличением потребности в маневренной мощности в европейской части России в 2011 - 2017 годах предусматривается строительство Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме Москвы и Московской области ОЭС Центра (420 МВт в 2012 году, 210 МВт в 2013 году и 210 МВт в 2014 году) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в энергосистеме Карачаево-Черкесской Республики ОЭС Юга (140 МВт в 2013 году).

Наибольший объем вводов ГЭС намечается в ОЭС Сибири, где планируется завершение строительства Богучанской ГЭС (6 x 333 МВт в 2012 году и 3 x 333 МВт в 2013 году, с достижением проектной установленной мощности 3000 МВт в 2013 году).

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

В рассматриваемый перспективный период до 2017 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью 200 МВт и выше) с использованием парогазовых технологий:

• в ОЭС Северо-Запада: с высокой вероятностью реализации - на Юго-Западной ТЭЦ (ПГУ-200(Т) + ПГУ-300(Т)), Киришской ГРЭС (2 x ГТ-270), Южной ТЭЦ-22 (ПГУ-450(Т)); прочие вводы - на ТЭЦ "Парнас" (2 x ПГУ-240(Т));
• в ОЭС Центра: с высокой вероятностью реализации - на Владимирской ТЭЦ-2 (ПГУ-230(Т)), Череповецкой ГРЭС (ПГУ-420), Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т)), Ивановских ПГУ (ПГУ-325), Тенинской водогрейной котельной (ПГУ-450(Т)), а также на электростанциях ОАО "Мосэнерго": ТЭЦ-12 (ПГУ-220(Т)), ТЭЦ-16 (ПГУ-420(Т)), ТЭЦ-20 (ПГУ-420(Т)) и ТЭЦ-26 (ПГУ-420(Т));
• в ОЭС Средней Волги: с высокой вероятностью реализации - на Сызранской ТЭЦ (ПГУ-225(Т)); прочие вводы - на Автозаводской ТЭЦ (ПГУ-400(Т)) и Нижегородской ТЭЦ (2 x ПГУ-450(Т));
• в ОЭС Юга: с высокой вероятностью реализации - на Краснодарской ТЭЦ (ПГУ-410(Т)), Невинномысской ГРЭС (ПГУ-400) и Ставропольской ГРЭС (ПГУ-420);
• в ОЭС Урала: с высокой вероятностью реализации - на Уфимской ТЭЦ-5 (2 x ПГУ-220(Т)), Кировской ТЭЦ-3 (ПГУ-220(Т)), Яйвинской ГРЭС (ПГУ-422), Серовской ГРЭС (ПГУ-420), Среднеуральской ГРЭС (ПГУ-400(Т)), Нижнетуринской ГРЭС (2 x ПГУ-230), Ново-Богословской ТЭЦ (ПГУ-230(Т)), Академической ТЭЦ-1 (ПГУ-200(Т)), Сургутской ГРЭС-2 (2 x ПГУ-397), Уренгойской ГРЭС (ПГУ-450), Нижневартовской ГРЭС (2 x ПГУ-410), Няганской ТЭС (3 x ПГУ-418), Тюменской ТЭЦ-1 (ПГУ-230 + 2 x ПГУ-225), ПГУ в Тарко-Сале (2 x ПГУ-300), Ижевской ТЭЦ-1 (ПГУ-230(Т)), Челябинской ТЭЦ-3 (ПГУ-230(Т)), Южно-Уральской ГРЭС-2 (3 x ПГУ-400), Пермской ГРЭС (ПГУ-410); прочие вводы - на Ново-Салаватской ТЭЦ (ПГУ-420(Т) + ПГУ-240(Т)), Стерлитамакской ТЭЦ (ПГУ-200(Т)), Уфимской ТЭЦ-4 (ПГУ-220(Т));
• в ОЭС Сибири: прочие вводы - на Газовой ТЭС в Усть-Куте (2 x ПГУ-400).

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

• в ОЭС Центра: с высокой вероятностью реализации - на Черепетской ГРЭС (2 x К-225-130);
• в ОЭС Юга: с высокой вероятностью реализации - на Новочеркасской ГРЭС (К-330-240), прочие вводы - на Новоростовской ТЭС (3 x К-330-240);
• в ОЭС Урала: с высокой вероятностью реализации - на Троицкой ГРЭС (К-660-300);
• в ОЭС Сибири: с высокой вероятностью реализации - на Березовской ГРЭС-1 (К-800-240) и Харанорской ГРЭС (К-225-140); прочие вводы - на Алтайской КЭС (К-330-300).

Развитие возобновляемых источников энергии в рассматриваемый перспективный период предусматривается в основном за счет строительства ветровых электростанций: с высокой вероятностью реализации - Дальневосточной ВЭС на острове Русский (23 МВт) в ОЭС Востока и прочих вводов - ветропарка "Нижняя Волга" (500 МВт) в ОЭС Юга. Также планируется строительство приливной Северной ПЭС (12 МВт) в ОЭС Северо-Запада и малых ГЭС в ОЭС Юга (суммарной мощностью 50,4 МВт до 2017 года) и в ОЭС Сибири (24 МВт).

В соответствии с предложениями нефтедобывающих компаний, а также ОАО "Корпорация Урал Промышленный - Урал полярный" и ОАО "РАО ЭС Востока" дополнительно предполагается ввести 3,9 млн. кВт на ТЭС. Объемы вводов генерирующих мощностей по предложениям компаний представлены в таблице 4.6.

Таблица 4.6. Дополнительные вводы мощности на электростанциях, МВт

В настоящее время Центральный энергорайон энергосистемы Республики Саха (Якутия) (суммарная установленная мощность электростанций энергорайона на конец 2010 года составила 422,3 МВт) и Западный энергорайон энергосистемы Республики Саха (Якутия) (суммарная установленная мощность электростанций энергорайона составила 1090,2 МВт) работают изолированно от ЕЭС России. Южно-Якутский энергорайон работает в составе ОЭС Востока. В рассматриваемый перспективный период в Центральном энергорайоне предполагается строительство Якутской ТЭС-2 с вводом четырех ГТ-43 (170 МВт) в 2014 году и еще трех ГТ-43 (127,5 МВт) в 2016 году (по планам ОАО "РАО ЭС Востока").

Объединение Центрального и Южно-Якутского энергорайонов намечается в 2013 году посредством сооружения ВЛ 220 кВ Томмот - Майя. В 2015 году намечается объединение Западного энергорайона энергосистемы Республики Саха (Якутия) с энергосистемой Иркутской области ОЭС Сибири с сооружением 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 2012 - 2013 годах предполагает ввод ТЭС "Полярная" мощностью 270 МВт в данном регионе. В 2014 году предполагается присоединение энергорайона г. Салехард к ЕЭС России путем строительства ВЛ 220 кВ Салехард - Надым.

В данной работе Центральный и Западный энергорайоны энергосистемы Республики Саха (Якутия), а также энергорайон г. Салехарда не учитываются в установленной мощности ОЭС и ЕЭС России и в балансах мощности и электрической энергии.

Электростанции, предлагающиеся к строительству нефтедобывающими компаниями, не учитываются в суммарных вводах мощности по ЕЭС России как электростанции потребителя, работающие на его собственные нужды. К таким электростанциям относятся предлагаемые к строительству объекты ОАО "Лукойл", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "ТНК ВР".

Развитие промышленного производства в Чеченской Республике, строительство нефтеперерабатывающего завода, являющегося крупным потребителем электрической энергии и пара производственных параметров для обеспечения технологического цикла, требует сооружения генерирующих мощностей (в том числе объектов когенерации) на территории Чеченской Республики в период до 2017 года.

При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей в полном объеме установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2017 году на 37 млн. кВт (16,7%) и составит 258,6 млн. кВт. В 2011 - 2017 годах в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России возрастет доля АЭС с 11,4% до 12,9%, доля ГЭС и ГАЭС снизится с 20% до 19,3%, доля ТЭС снизится с 68,5% до 67,5%, доля ВИЭ незначительно увеличится с 0,1% до 0,3%.

Структура установленной мощности электростанций по ОЭС и ЕЭС России в 2011 -2017 годах представлена в таблице 4.7 и на рисунке 4.7.

Таблица 4.7. Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт

на электростанциях ЕЭС России

VI. Балансы мощности и электрической энергии ОЭС и ЕЭС России на перспективный период 2011 - 2017 годы

Балансы мощности по энергообъединениям Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Юга и Урала рассчитаны на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС. По ОЭС Сибири рассмотрены перспективные балансы мощности и на час совмещенного максимума ЕЭС и на час прохождения собственного максимума ОЭС. Баланс мощности ОЭС Востока рассчитан на собственный максимум потребления, а также приведен условный баланс мощности ОЭС Востока на совмещенный с ЕЭС максимум нагрузки. В сводном балансе по ЕЭС России максимум потребления ОЭС Сибири и ОЭС Востока учтены на совмещенный максимум потребления ЕЭС России.

При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления и нормативном расчетном резерве мощности (с учетом гарантированного экспорта) спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемого 193,7 млн. кВт в 2011 году до 225,3 млн. кВт на уровне 2017 года.

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей за 2011 - 2017 годы (глава V) возрастет с фактической величины 214,9 млн. кВт в 2010 году на 43,7 млн. кВт и составит 258,6 млн. кВт в 2017 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,3% в 2010 году до прогнозных 12,9% в 2017 году, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) снизится с 20,7% до 19,4%, доля ТЭС - с 68,0% до 67,5%, доля ВЭС и ПЭС к 2017 году оценивается 0,2%.

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

• ограничения на использование мощности действующих электростанций всех типов, представляющие собой разность между установленной и располагаемой мощностью, которую может развивать оборудование этих электростанций в период зимнего максимума нагрузки;
• неучастие в покрытии максимума нагрузки мощности оборудования, введенного после прохождения максимума нагрузки;
• наличие в отдельные годы "запертой" мощности в ряде регионов, которая из-за отсутствия или недостаточной пропускной способности электрических сетей не может быть выдана в смежные энергосистемы и ОЭС;
• недоиспользование мощности возобновляемых источников энергии (ветровые электростанции).

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

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

Величина прогнозируемых ограничений мощности снижается в результате технического перевооружения действующих электростанций с 18,3 млн. кВт в 2011 году до 14,6 млн. кВт в 2017 году (с учетом снятия ограничений на Саяно-Шушенской ГЭС).

Прогнозные ежегодные объемы вводов генерирующего оборудования после прохождения зимнего максимума в 2011 - 2017 годах составляют от 0,5 до 3,3 млн. кВт или 6 - 30% от суммарного объема вводов в соответствующем году.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию "запертой" мощности. В период до 2017 года прогнозируется наличие "запертой" мощности в энергосистемах ОЭС Северо-Запада (энергосистемы Республики Коми и Мурманской области) и в энергосистеме Иркутской области ОЭС Сибири. Величина "запертой" мощности с ростом потребительской нагрузки и развитием электрических связей снижается с 2,5 млн. кВт в 2011 году до 0,1 млн. кВт в 2017 году.

Располагаемая мощность ветровых электростанций в период прохождения максимума нагрузки учитывается как недоиспользуемая мощность возобновляемых источников энергии, величина которой с вводом ветропарков "Нижняя Волга" в энергосистеме Волгоградской области и Воркутинских ВЭС в энергосистеме Республики Коми составит в 2016 - 2017 годах 0,6 млн. кВт.

Величина мощности, не участвующая в результате названных выше факторов в балансе на час прохождения максимума потребления по ЕЭС России, изменяется в диапазоне 16,3 - 21,3 млн. кВт, что составляет 6,3 - 9,6% от установленной мощности электростанций ЕЭС России.

В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 200,3 млн. кВт на уровне 2011 года и 242,3 млн. кВт на уровне 2017 года, что превышает спрос на мощность на 6,7 - 9,6 млн. кВт в 2011 - 2013 годах (порядка 3,5 - 4,8% от прогнозируемого спроса), 15,2 - 19,1 млн. кВт в 2014 - 2016 годах (порядка 7,2 - 8,6% от прогнозируемого спроса) и около 17 млн. кВт в 2017 году (7,5%).

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2017 года складывается с избытком резерва мощности в размере 3,0 - 15,7 млн. кВт, что составляет 1,6 - 7,4% от спроса на мощность.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (с ОЭС Урала) в 2011 - 2017 годах складывается с избытком резерва мощности в объеме 6,2 - 14,2 млн. кВт (4 - 8%).

В приложении N 7 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы.

Сводные балансы мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по европейской зоне ЕЭС России - в таблицах 5.1 - 5.3.

В приложении N 8 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2011 - 2017 годы.

При прогнозируемой потребности в ОЭС Северо-Запада баланс мощности в 2011 - 2013 годах складывается с избытком резерва мощности 0,4 - 2,2 млн. кВт. При намеченном развитии тепловых электростанций и с вводом мощности на Ленинградской АЭС-2 и Балтийской АЭС в ОЭС Северо-Запада создаются избытки нормативного расчетного резерва мощности, величина которых возрастет с 3,1 млн. кВт в 2014 году до 4,6 млн. кВт в 2017 году. В балансах мощности ОЭС Юга в 2011 - 2013 годах складывается с дефицитом резерва мощности 0,6 - 1,1 млн. кВт. Покрытие дефицита резерва мощности предусматривается обеспечивать за счет получения мощности из ОЭС Центра и Средней Волги. С 2014 года в ОЭС Юга возникают избытки резерва мощности в размере 1,0 - 1,9 млн. кВт.

В ОЭС Центра и Средней Волги при заданном развитии электростанций балансы мощности в 2011 - 2017 годах складываются с превышением нормативного расчетного резерва мощности.

ОЭС Урала в 2011 году самобалансируется. На уровне 2012 года образуется дефицит резерва мощности порядка 0,3 млн. кВт, покрытие которого может быть обеспечено за счет получения мощности из ОЭС Средней Волги. В 2013 - 2017 годах при реализации намеченной программы развития электростанций в ОЭС Урала создаются избытки нормативного расчетного резерва мощности 0,2 - 3,5 млн. кВт.

На территории энергосистемы Тюменской области, Ямало-Ненецкого автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры предусмотрен ввод мощности 4,9 млн. кВт за 2011 - 2017 годы, в том числе на ТЭС в Тарко-Сале (2 x ПГУ-300 в 2015 году) для повышения надежности энергоснабжения Северного и Ноябрьского энергорайонов Ямало-Ненецкого автономного округа.

В балансе мощности ОЭС Сибири в 2011 году на час прохождения максимума нагрузки ЕЭС дефицит нормативного расчетного резерва мощности составит 3,6 млн. кВт, снижающийся к 2013 году до 0,2 млн. кВт. В 2014 - 2017 годах в энергообъединении возникают избытки мощности в размере 0,7 - 1,5 млн. кВт. На час прохождения собственного максимума дефицит нормативного расчетного резерва мощности в 2011 году оценивается 5,7 млн. кВт и может быть частично покрыт из ЕЭС России по существующей линии 220 кВ Томск - Нижневартовск (энергопитание северных районов энергосистемы Томской области порядка 0,2 млн. кВт) и по электрическим связям Урал - Казахстан - Сибирь (до 2,3 млн. кВт с учетом возможного импорта из Казахстана). В рассматриваемый период (2011 - 2017 годы) планируется восстановление Саяно-Шушенской ГЭС, строительство Богучанской ГЭС и ввод около 4,4 млн. кВт на тепловых электростанциях. При принятом развитии электростанций дефицит нормативного расчетного резерва мощности в ОЭС Сибири на час собственного максимума будет сокращаться с 2,7 млн. кВт в 2012 году до 1 млн. кВт в 2017 году. Покрытие этого дефицита с 2012 года может обеспечиваться также напрямую из ОЭС Урала с учетом строящихся на территории России транзитов 500 кВ Восход - Ишим (Витязь) - Курган и Томская - Парабель - Советско-Соснинская (Чапаевск) - Нижневартовская ГРЭС (2016 г.).

Баланс мощности ОЭС Востока на собственный максимум потребления до 2017 года складывается с превышением прогнозируемого спроса на мощность на 1,6 - 2,6 млн. кВт. В состав рекомендуемых вводов включена Уссурийская ТЭЦ, строительство которой имеет важное значение для обеспечения надежного электроснабжения потребителей юга Приморья. Кроме того, улучшится качество теплоснабжения и экологическая обстановка в г. Уссурийске за счет закрытия небольших городских котельных.

Таблица 5.1. Баланс мощности ЕЭС России

Таблица 5.2. Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока

Таблица 5.3. Баланс мощности европейской зоны ЕЭС России

Учитывая систематические переносы сроков ввода электростанций и объектов электросетевого хозяйства, следует отметить, что избытки мощности являются вероятностной величиной и могут существенно сократиться.

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

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

Суммарный объем оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ, составит на уровне 2017 года 8,96 млн. кВт, включая запланированное собственниками к демонтажу оборудование в объеме 1,21 млн. кВт (подробнее - в Главе V).

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

• обеспечение надежного тепло- и энергоснабжения потребителей в соответствующем энергоузле (энергорайоне);
• необходимость продолжения эксплуатации распределительного устройства электростанции;
• обеспечение поддержания требуемых уровней напряжения (необходимость продолжения эксплуатации части генерирующего оборудования в режиме синхронных компенсаторов или обеспечения ввода новых сетевых элементов, позволяющих поддерживать требуемые режимы производства/потребления реактивной мощности);
• необходимость пересмотра ранее выданных технических условий на присоединение энергопринимающих устройств потребителей.

Целесообразно предварительно рассмотреть возможность вывода из эксплуатации рассматриваемого оборудования в схемах и программах развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, разрабатываемых 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".

Дополнительно проведен анализ балансов мощности для варианта развития генерирующих мощностей, имеющих только высокую вероятность реализации (Глава V), величина которых оценивается 41,1 млн. кВт за 2011 - 2017 годы (против полной программы вводов 50,1 млн. кВт). В таблицах 5.4 - 5.6 представлены балансы мощности по ЕЭС России и балансы мощности по европейской зоне ЕЭС России для этого варианта.

В 2011 - 2017 годах избытки резерва мощности в ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей, имеющих только высокую вероятность реализации, значительно ниже, чем в варианте с полной программой вводов. Так, на уровне 2017 года избыток резерва мощности в ЕЭС России (без ОЭС Востока) составляет 5,6 млн. кВт в рассматриваемом варианте против 14,0 млн. кВт в варианте с полной программой вводов. Кроме того, к 2017 году возможно появление дефицита резерва мощности в ОЭС Средней Волги (0,5 млн. кВт) против избытка резерва 2,3 млн. кВт в варианте с полной программой вводов, а также дефицита резерва в ОЭС Сибири (на час прохождения совмещенного максимума с ЕЭС) 0,3 млн. кВт против избытка 1,5 млн. кВт в варианте с полными вводами.

Балансы мощности ОЭС Востока в обоих вариантах практически совпадают.

Таким образом, в варианте балансов мощности только с вводами, имеющими высокую вероятность реализации (снижение объемов вводов за 2011 - 2017 годы на 8,9 млн. кВт), значительно сократятся избытки мощности в ЕЭС России. В рассматриваемый период нормативный резерв мощности в дефицитных энергообъединениях может быть обеспечен за счет перетоков мощности между ОЭС.

При этом необходимо отметить, что в составе установленной мощности учтен объем оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ, в размере 7,8 млн. кВт на уровне 2017 года.

Таблица 5.4. Баланс мощности ЕЭС России с учетом только вводов с высокой вероятностью реализации

Таблица 5.5. Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом только вводов с высокой вероятностью реализации

Таблица 5.6. Баланс мощности Европейской зоны ЕЭС России с учетом только вводов с высокой вероятностью реализации

Балансы электрической энергии по ЕЭС и ОЭС России рассчитаны для варианта реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей в полном объеме и сформированы с учетом следующих расчетных условий:

• выработка электрической энергии по ГЭС учтена среднемноголетней величиной. Для ОЭС Сибири и Востока с большой долей ГЭС в структуре генерирующих мощностей выполнен также расчет на маловодные условия;
• выработка АЭС определена с учетом предложений ОАО "Концерн Росэнергоатом" по прогнозу выработки электрической энергии на действующих и новых АЭС в 2011 - 2017 годах.

Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России приведена в таблице 5.7.

Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактических величин 2010 г. (1004,7 млрд. кВт·ч) возрастет на 187 млрд. кВт·ч (до 1191,7 млрд. кВт·ч) в 2017 году. Прирост выработки будет обеспечен на 35% от АЭС, на 51% - от ТЭС и на 14% - от ГЭС и ВИЭ.

Таблица 5.7. Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России

Укрупненная структура изменения производства электрической энергии в ЕЭС России по типам электростанций в рассматриваемый период приведена в таблице 5.8 и рисунке 5.1.

Таблица 5.8. Укрупненная структура производства электрической энергии в ЕЭС России

электрической энергии в ЕЭС России

В прогнозируемой структуре производства электрической энергии по ЕЭС России доля АЭС увеличится с 16,9% в 2010 году до 19,8% в 2017 году, доля ТЭС снизится с 67,3% до 64,6%, доля ГЭС практически не изменится и составит 15,8 - 15,6% (таблица 6.7).

По энергообъединениям определилась следующая динамика изменения структуры производства электрической энергии за период с 2010 по 2017 год:

• в ОЭС Северо-Запада значительный рост доли АЭС в производстве электрической энергии - с 37,7% в 2010 году до 47,2% в 2017 году и снижение доли ТЭС с 49,5% до 42,1%. При этом прогнозируемый прирост суммарного производства электрической энергии в ОЭС Северо-Запада за 2011 - 2017 годы (17,6 млрд. кВт·ч) полностью обеспечивается от АЭС (18 млрд. кВт·ч);
• в ОЭС Центра рост доли АЭС за рассматриваемый период оценивается 4,3% (с 35,4% в отчетном 2010 году до 39,7% в 2017 году), снижение доли ТЭС - 4,3% (с 63% в отчетном 2010 году до 58,7% в 2017 году);
• в ОЭС Юга прирост доли АЭС в производстве электрической энергии за рассматриваемый период составит 18,5 млрд. кВт·ч (с 16,5% в 2010 году до 29,5% в 2017 году). Долевое участие ТЭС снизится с 57,3% в 2010 году до 48,9% в 2017 году при росте абсолютной величины выработки ТЭС с 43,1 млрд. кВт·ч до 51,3 млрд. кВт·ч.

В целом по ЕЭС России баланс электрической энергии в 2011 - 2017 годах обеспечивается при следующих годовых числах часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 5.9, с округлением):

Таблица 5.9. Число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России

В приложении N 9 представлены перспективные балансы электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы, баланс электрической энергии по ЕЭС России - в таблице 5.10. Кроме того, в приложении N 10 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2011 - 2017 годы.

Таблица 5.10. Баланс электрической энергии ЕЭС России