Приказ Минэнерго России от 13.08.2012 № 387

"Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2012 - 2018 годы"

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 13 августа 2012 г. N 387

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; N 44, ст. 6269; 2012, N 11, ст. 1293; N 15, ст. 1779), приказываю:

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

от 13 августа 2012 г. N 387

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2012 - 2018 ГОДЫ

1. Основные цели и задачи

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

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

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

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

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

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

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

по ЕЭС России на 2012 - 2018 годы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

потребления электрической энергии

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

ЕЭС России

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

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

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

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

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

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

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

ОЭС Северо-Запада

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

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

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

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

Рисунок 3.2. Прогнозные значения потребления мощности

ОЭС Центра

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

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

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

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

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

Рисунок 3.3. Прогнозные значения потребления мощности

ОЭС Средней Волги

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

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

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

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

Рисунок 3.4. Прогнозные значения потребления мощности

ОЭС Юга

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

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

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

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

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

Рисунок 3.5. Прогнозные значения потребления мощности

ОЭС Урала

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

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

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

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

ОЭС Сибири

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

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

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

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

ОЭС Востока

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

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

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

ОЭС Востока

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 4.2. Нормативные значения резерва мощности, %

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

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

Рисунок 4.1. Спрос на мощность в ЕЭС России

Таблица 4.3. Спрос на мощность, МВт

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

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

Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2012 - 2018 годы составят 11527,5 МВт, в том числе на атомных электростанциях (АЭС) - 3274 МВт (вывод из эксплуатации энергоблоков N 1 и N 2 на Ленинградской АЭС (2 x 1000 МВт), первого энергоблока на Кольской АЭС (440 МВт) в 2018 году в ОЭС Северо-Запада, а также энергоблоков N 3 и N 4 на Нововоронежской АЭС (2 x 417 МВт) в ОЭС Центра в 2016 и 2017 годах) и на тепловых электростанциях (ТЭС) - 8253,5 млн. кВт.

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

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

<*> КЭС - конденсационные электростанции.

в 2012 - 2018 годы

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

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

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

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

для участия в КОМ

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

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

генерирующего оборудования

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

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

в инвестиционные программы

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

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

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

электростанций ЕЭС России

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

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

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

<*> ДЭС - дизельная электростанция.

<**> ГТ-ТЭЦ - газотурбинная теплоэлектроцентраль.

<***> ГТЭС - газотурбинная электрическая станция.

<****> ГРЭС - государственная районная электростанция.

<*****> ГПЭС - газопоршневая электростанция.

<******> ПГУ - парогазовая установка.

<*******> ГТУ - газотурбинная установка.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 5.8. Дополнительные вводы мощности на электростанциях, МВт

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

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

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

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

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

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

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

Значительные вводы ГЭС в европейской части России предусматриваются в ОЭС Юга, в том числе завершение сооружения Гоцатлинской ГЭС каскада Зирани (2 x 50 МВт в 2013 году), Зеленчукской ГЭС-ГАЭС (2 x 70 МВт в 2013 году).

В связи с планируемым развитием атомной энергетики и, как следствие, увеличением потребности в маневренной мощности в европейской части России в период 2012 - 2018 годов предусматривается строительство Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме Московской области и г. Москвы в ОЭС Центра (2 x 210 МВт в 2012 году и по 210 МВт в 2013 и 2014 годах) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в энергосистеме Республики Карачаево-Черкессия в ОЭС Юга (2 x 70 МВт в 2013 году). Дополнительно предполагается сооружение Курской ГАЭС в энергосистеме Курской области в ОЭС Центра с вводом в эксплуатацию первого гидроагрегата 155 МВт в 2018 году.

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

Наибольший объем вводов ГЭС намечается в ОЭС Сибири, где планируется завершение строительства Богучанской ГЭС (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 2018 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью 200 МВт и выше) с использованием парогазовых технологий:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Развитие возобновляемых источников энергии в рассматриваемый перспективный период предполагается в основном за счет строительства ветровых электростанций (при условии реализации дополнительных вводов мощности), в том числе: ветропарка "Нижняя Волга" (2 x 250 МВт в 2017 - 2018 годах) и Приютненской ВЭС (с достижением установленной мощности 302,4 МВт к 2016 году) в ОЭС Юга, а также Дальневосточной ВЭС на о. Попова (23 МВт в 2018 году) и Дальневосточной ВЭС на м. Поворотный (100 МВт в 2018 году) в ОЭС Востока. Также рассматривается строительство приливной Северной ПЭС (12 МВт) в ОЭС Северо-Запада.

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 5.8. Структура установленной мощности

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

5.1.1. Юго-западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края

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

• ВЛ 500 кВ Тихорецк - Кубанская;
• ВЛ 220 кВ Афипская - Кубанская;
• ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Кирилловская;
• ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат - Славянская;
• ВЛ 110 кВ Ильская - Холмская;
• ВЛ 110 кВ Новомышастовская - ВНИИРИС;
• ВЛ 110 кВ Забойская - Гривенская.

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

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

• строительство ВЛ 500 кВ Кубанская - Центральная (2012 год);
• ввод в работу автотрансформатора (АТ) номер 3 220/110 кВ на подстанции (ПС) 220 кВ Крымская (2012 год);
• ввод в работу 3 автотрансформаторной группы (АТГ) 500/220 кВ на ПС 500 кВ Кубанская (2013 год);
• ввод в работу ПС 220 кВ Бужора с заходами ВЛ 110 кВ и 220 кВ (2012 год);
• строительство ВЛ 220 кВ Бужора - Кубанская (в габаритах 500 кВ) (2014 год);
• строительство ПС 500 кВ Анапа (Бужора) с ВЛ 500 кВ Анапа (Бужора) - Андреевская (2017 год).

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

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

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

• в нормальной схеме - на этапе 2015 года;
• в единичной ремонтной схеме (ремонт ВЛ 500 кВ Тихорецк - Кубанская) - на этапе 2013 года.

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

Учитывая изложенное, для обеспечения надежного электроснабжения потребителей и обеспечения возможности демонтажа неэкономичных Мобильных ГТУ в Юго-Западном энергорайоне необходимо строительство тепловой электростанции установленной мощностью до 600 МВт, в том числе не менее 200 МВт (2 x 100 МВт) в Новороссийском энергоузле Юго-Западного энергорайона.

5.1.2. Энергосистема Республики Тыва

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

• ВЛ 220 кВ Шушенская-опорная - Туран с отпайкой на ПС 220 кВ Ергаки;
• ВЛ 220 кВ Абаза - Ак-Довурак.

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

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

• Кызылская ТЭЦ - 17 МВт;
• Мобильная ГТЭС - 45 МВт (ввод в работу осуществляется в период прохождения максимума нагрузки и в послеаварийных режимах).

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

Учитывая:

• прогнозируемый рост потребления на территории энергосистемы (в том числе за счет энергоемких горно-обогатительных комбинатов);
• необходимость вывода из эксплуатации находящейся в неудовлетворительном техническом состоянии Кызылской ТЭЦ;
• необходимость вывода из работы неэкономичного оборудования Мобильных ГТЭС;
• высокую вероятность смещения сроков сооружения ВЛ 220 кВ Чадан - Кызылская и ВЛ 220 кВ Шушенская - Туран - Кызылская;
• необходимость учета при определении области допустимых режимов работы питающих связей энергосистемы нормативного возмущения, связанного с аварийным отключением двух линий электропередачи, проходящих в общем коридоре,

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

5.1.3. Бодайбинский и Мамско-Чуйский энергорайоны энергосистемы Иркутской области

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

• ВЛ 220 кВ Таксимо - Мамакан;
• ВЛ 110 кВ Таксимо - Мамаканская ГЭС.

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

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

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

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

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

5.1.4. Энергосистема Чеченской Республики

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

• ОЭС - Дагестан (МДП - 550 МВт);
• Терек (МДП - 1200 МВт);
• Восток (МДП - 2300 МВт).

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

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

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

• ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2;
• ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок;
• ВЛ 330 кВ Буденновск - Чирюрт.

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Терек" составляет:

• 1200 МВт - в нормальной схеме электрической сети;
• 750 МВт - в схеме отключенного состояния ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2.

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

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

При определении МДП в контролируемом сечении "Терек" учтено:

• строительство ВЛ 330 кВ Артем - Моздок с ПС Артем и заходами ВЛ 330 кВ Чирюрт - Махачкала (2012 год);
• строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (2015 год);
• строительство ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 (2015 год).

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

<*> Прогноз потребления приведен для среднемноголетней температуры наружного воздуха.

<**> Располагаемая мощность ГЭС принята по усредненным фактическим режимам работы в отопительный период 2011/2012 года с учетом имеющихся ограничений гидроресурсов Сулакского каскада.

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

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

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

• энергосистема Чеченской Республики характеризуется недостаточно надежной схемой электроснабжения. В настоящее время электроснабжение потребителей осуществляется от ПС 330 кВ Грозный, а также по слабым связям 110 кВ со смежными энергосистемами. Погашение ПС 330 кВ Грозный приведет к невозможности осуществления электроснабжения потребителей Чеченской Республики в полном объеме;
• наличие готовой площадки для сооружения ТЭС (на площадке бывшей Грозненской ТЭЦ-3);
• возможность выдачи мощности в сеть 110 и 330 кВ с минимальным объемом сетевого строительства;
• возможность бесперебойного получения резервного (аварийного) топлива от планируемого Грозненского НПЗ;
• возможность повышения эффективности производства электроэнергии за счет применения когенерации с отпуском пара промышленных параметров Грозненскому НПЗ.

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

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

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

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

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

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

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

• ограничения мощности действующих электростанций всех типов в период зимнего максимума потребления;
• неучастие в покрытии максимума нагрузки мощности оборудования, введенного после прохождения максимума нагрузки;
• наличие в отдельные годы "запертой" мощности в ряде регионов, которая из-за недостаточной пропускной способности электрических сетей не может быть выдана в смежные энергосистемы и ОЭС;
• негарантированность использования мощности возобновляемых источников энергии в час максимума потребления (ветровые электростанции).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• потребность в электроэнергии по ЕЭС России формируется из величины электропотребления и прогнозируемого экспорта-импорта электроэнергии (сальдо экспорта-импорта) по энергообъединениям;
• выработка электрической энергии по ГЭС учтена среднемноголетней величиной. Для ОЭС Сибири и Востока с большой долей ГЭС в структуре генерирующих мощностей выполнен также расчет на маловодные условия;
• выработка АЭС определена с учетом предложений ОАО "Концерн Росэнергоатом" по прогнозу выработки электрической энергии на действующих и новых АЭС в 2012 - 2018 годах.

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

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

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

Укрупненная структура изменения производства электрической энергии в ЕЭС России по типам электростанций в рассматриваемый период приведена в таблице 6.5 и рисунке 6.1.

Таблица 6.5. Укрупненная структура производства электрической энергии в ЕЭС России с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

В прогнозируемой структуре производства электрической энергии по ЕЭС России доля АЭС увеличится с 16,9% в 2011 году до 18,9% в 2018 году, доля ГЭС - с 15,3% до 15,5%, доля ТЭС снизится с 67,8% до 65,6% (таблица 6.4).

По энергообъединениям прогнозируется следующая динамика изменения структуры производства электрической энергии за период с 2011 по 2018 год:

• в ОЭС Северо-Запада значительный рост доли АЭС в производстве электрической энергии - с 36,5% в 2011 году до 40,7% в 2018 году и снижение доли ТЭС с 52,1% до 48,3%. При этом прогнозируемый прирост суммарного производства электрической энергии в ОЭС Северо-Запада за 2012 - 2018 годы (9,5 млрд. кВт·ч) обеспечивается от АЭС (8,3 млрд. кВт·ч), ТЭС (0,6 млрд. кВт·ч) и ГЭС (0,6 млрд. кВт·ч).
• в ОЭС Центра прирост выработки АЭС за рассматриваемый период составит 27 млрд. кВт·ч, при этом доля АЭС изменится с 34,0% в отчетном 2011 году до 38,8% в 2018 году. Снижение доли ТЭС оценивается 4,9% (с 64,5% в отчетном 2011 году до 59,6% в 2018 году);
• в ОЭС Средней Волги прирост потребности в электроэнергии будет обеспечен от ТЭС, долевое участие которых возрастет с 52,5% (57,9 млрд. кВт·ч) в 2011 году до 55,7% (64,3 млрд. кВт·ч) в 2018 году;
• в ОЭС Юга прирост доли АЭС в производстве электрической энергии за рассматриваемый период составит 11,1 млрд. кВт·ч (с 20% в 2011 году до 25,4% в 2018 году). Долевое участие ТЭС снизится с 56,9% в 2011 году до 54,1% в 2018 году при росте абсолютной величины выработки ТЭС с 44,9 млрд. кВт·ч до 57,3 млрд. кВт·ч;
• в ОЭС Урала доля АЭС в производстве электроэнергии с расширением Белоярской АЭС увеличится с 1,7% (4,2 млрд. кВт·ч) в 2011 году до 3,8% (10,7 млрд. кВт·ч) в 2018 году с соответствующим снижением на 2% доли ТЭС (96,5% в 2011 году до 94,5% в 2018 году);
• в ОЭС Сибири долевое участие ТЭС увеличится с 55,8% в 2011 году до 56,4% в 2018 году;
• в ОЭС Востока доля ТЭС в рассматриваемый период снизится с 68,3% в 2011 году до 66% в 2018 году.

В условиях маловодного года снижение выработки ГЭС ОЭС Сибири оценивается 11 - 12 млрд. кВт·ч, ГЭС ОЭС Востока - около 4 млрд. кВт·ч, что потребует дополнительной выработки на тепловых электростанциях соответствующих объемов электроэнергии (приложение N 13).

В целом по ЕЭС России баланс электрической энергии в 2012 - 2018 годах обеспечивается при следующем годовом числе часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 6.6, с округлением):

Таблица 6.6. Число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

Годовая загрузка ТЭС для обеспечения баланса электроэнергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в ЕЭС России в период до 2018 года изменяется в диапазоне 4300 - 4700 часов/год.

При этом в ОЭС Северо-Запада число часов использования установленной мощности ТЭС будет составлять порядка 3600 - 3900 часов/год, в ОЭС Центра - 3700 - 4200 часов/год, в ОЭС Юга - 4000 - 4600 часов/год, в ОЭС Средней Волги - 3600 - 4300 часов/год, в ОЭС Урала - 5100 - 5500 часов/год, в ОЭС Сибири - 4400 - 5300 часов/год и в ОЭС Востока - 3600 - 4300 часов/год.

В приложении N 13 представлены перспективные балансы электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России на 2012 - 2018 годы, баланс электрической энергии по ЕЭС России - в таблице 6.7. Кроме того, в приложении N 14 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2012 - 2018 годы.

Таблица 6.7. Баланс электрической энергии ЕЭС России с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

7. Прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики ЕЭC России (без учета децентрализованных источников) на период 2012 - 2018 годов

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

Оценка потребности тепловых электростанций России в органическом топливе формируется исходя из намечаемых уровней производства электрической и тепловой энергии (таблица 7.1).

Таблица 7.1. Производство электрической и тепловой энергии на ТЭС ЕЭС России в 2012 - 2018 годах

<*> Вариант с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях.

На основе прогнозов генерирующих компаний, полученных в 2010 году, рассчитана потребность в тепловой энергии. Прирост отпуска тепла от ТЭС обусловлен как ростом потребления тепловой энергии, так и переводом нагрузок с котельных на ТЭЦ.

Изменение спроса на органическое топливо тепловых электростанций ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) для рассматриваемого варианта представлено в таблице 7.2.

Таблица 7.2. Потребность тепловых электростанций ЕЭС России в органическом топливе в 2012 - 2018 годах

Потребность в топливе тепловых электростанций ЕЭС России увеличивается с 305,9 млн. тут в 2010 году до 324,8 млн. тут в 2018 году, в том числе газ с 210,2 млн. тут до 225,2 млн. тут, уголь с 81,3 млн. тут до 87,6 млн. тут, нефтетопливо уменьшается с 5,5 млн. тут до 3,4 млн. тут, прочее топливо остается на уровне 8,8 - 8,6 млн. тут на весь расчетный период.

Прирост потребности ТЭС в топливе в 2018 году составит 18,9 млн. тут по отношению к 2010 году, т.е. 6,2%. При этом удельные расходы топлива на отпущенную электрическую энергию будут снижаться с 335,8 г/кВт·ч в 2010 году до 310,4 г/кВт·ч в 2018 году.

Структура топлива на весь рассматриваемый период практически не меняется. Основная доля в структуре топлива - газ. Его доля составляет 70 - 69%.

В варианте с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях дополнительно потребуется топлива в 2013 году 4,4 млн. тут (из них на ТЭС ОЭС Сибири - 3,3 млн. тут, на ТЭС ОЭС Востока - 1,1 млн. тут), в 2014 году - 4,5 млн. тут (из них на ТЭС ОЭС Сибири - 3,4 млн. тут, на ТЭС ОЭС Востока - 1,1 млн. тут), в 2015 - 2016 годах - 4,8 млн. тут (3,0 млн. тут на ТЭС ОЭС Сибири, 1,2 млн. тут на ТЭС ОЭС Востока и 0,6 млн. тут на ТЭС ОЭС Урала), в 2017 - 2018 годах - 4,7 млн. тут (2,1 млн. тут на ТЭС ОЭС Сибири, 1,2 млн. тут на ТЭС ОЭС Востока и 1,4 млн. тут на ТЭС ОЭС Урала).

Прогноз потребности тепловых электростанций в различных видах органического топлива по ОЭС приведен в таблице 7.3.

Таблица 7.3. Потребность тепловых электростанций в органическом топливе по ОЭС в 2012 - 2018 годах