5. СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2018 - 2024 ГОДЫ

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2018 - 2024 годы сформирована с учетом вводов нового генерирующего оборудования в указанный период 2018 - 2024 годов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций в соответствии с:

- обязательствами, принятыми производителями электрической энергии по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;

- инвестиционными программами производителей электрической энергии, утвержденными Минэнерго России в 2017 году;

- обязательствами производителей электрической энергии, мощность которых была отобрана по результатам конкурентного отбора мощности до 2021 года;

- приказами Минэнерго России о согласовании вывода объекта генерации из эксплуатации;

- предложениями производителей электрической энергии (ноябрь - декабрь 2017 года).

Запланированные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России на 2018 - 2024 годы составляют 11267,8 МВт. На атомных электростанциях (АЭС) планируется вывести из эксплуатации 4000 МВт (два первых энергоблока на Ленинградской АЭС (2 x 1000 МВт) в ОЭС Северо-Запада, первый и второй энергоблоки на Курской АЭС (2000 МВт) в ОЭС Центра); на тепловых электростанциях (ТЭС) - 7264,8 МВт.

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

Таблица 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России, МВт

Рисунок 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации
генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России
в 2018 - 2024 годах (не приводится)

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

В 2017 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 3607,54 МВт генерирующих мощностей. Перечень вводов генерирующих мощностей в 2017 году приведен в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России в 2017 году

--------------------------------

Примечание: <1> ГТЭС - газотурбинная электростанция.

<2> ПГУ - парогазовая установка.

<3> СЭС - солнечная электростанция.

<4> ВЭС - ветровая электростанция.

<5> ГПЭС - газопоршневая электростанция.

<6> ГРЭС - государственная районная электростанция.

<7> ГТЭС - газотурбинная электростанция.

<8> ГЭС - гидроэлектростанция.

Из общего объема запланированных вводов генерирующих мощностей выделены генерирующие объекты с высокой вероятностью реализации соответствующих инвестиционных проектов (далее - вводы с высокой вероятностью реализации), к которым для целей разработки 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 АО "Концерн Росэнергоатом", ПАО "РусГидро";

- генерирующие объекты, отобранные по результатам конкурентного отбора мощности до 2021 года.

Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2018 - 2024 годов предусматриваются в объеме 18110,1 МВт, в том числе на АЭС - 8401,8 МВт, на ГЭС - 462,4 МВт, на ТЭС - 5479,9 МВт и на ВЭС, СЭС - 3766,1 МВт.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2018 - 2024 годов представлены в таблице 5.3 и на рисунке 5.2.

Таблица 5.3 - Вводы генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2024 года планируется в ОЭС Юга (5041,7 МВт), ОЭС Северо-Запада (4727,2 МВт) и ОЭС Центра (4323,4 МВт).

Рисунок 5.2 - Вводы генерирующих мощностей
на электростанциях ЕЭС России на период 2018 - 2024 годов
(не приводится)

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по электростанциям ЕЭС России приведены в приложении N 4.

Развитие атомной энергетики в период 2018 - 2024 годов предусматривается на площадках:

ОЭС Северо-Запада - Ленинградская АЭС-2 (новые энергоблоки Ленинградской АЭС) в Ленинградской области с вводом первых трех энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью по 1198,8 МВт каждый в 2018, 2021 и 2024 годах для обеспечения, в том числе, замены выводимых из эксплуатации в 2018 и 2020 годах энергоблоков N 1 и N 2 на Ленинградской АЭС;

ОЭС Центра - Нововоронежская АЭС-2 (новые энергоблоки Нововоронежской АЭС) в Воронежской области с вводом второго энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1195,4 МВт в 2019 году и Курская АЭС-2 в Курской области с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР мощностью 1255 МВт в 2023 и 2024 годах;

ОЭС Юга - Ростовская АЭС в Ростовской области с вводом энергоблока N 4 типа ВВЭР мощностью 1100 МВт в 2018 году.

Вводы генерирующих мощностей на ГЭС в ЕЭС России в период 2018 - 2024 годов предусматриваются в объеме 462,4 МВт. В ОЭС Юга планируется завершение строительства Зарамагской ГЭС-1 с вводом двух гидроагрегатов (2 x 171 МВт) в 2018 году.

В ОЭС Юга в период 2018 - 2022 годов предполагается ввод в эксплуатацию генерирующих объектов установленной мощностью 70,6 МВт на малых ГЭС, в ОЭС Северо-Запада - 49,8 МВт в 2019 году.

В рассматриваемый перспективный период до 2024 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью выше 200 МВт) с использованием парогазовых технологий с высокой вероятностью ввода в эксплуатацию:

в ОЭС Центра: Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т));

в ОЭС Юга: на Балаклавской ТЭС (2 x ПГУ-235) и Таврической ТЭС (2 x ПГУ-235);

в ОЭС Урала: Затонской ТЭЦ (ПГУ-198,1(Т) и ПГУ-220(Т)).

Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства ветровых (ВЭС, 2366,1 МВт в рассматриваемый перспективный период) и солнечных электростанций (СЭС, 1400 МВт). Строительство ВЭС планируется в ОЭС Северо-Запада (351 МВт), ОЭС Средней Волги (461 МВт), ОЭС Юга (1554,1 МВт). Наибольший объем сооружения СЭС предусматривается в ОЭС Юга (500 МВт), в ОЭС Урала (340 МВт) и ОЭС Сибири (330 МВт). В период до 2019 года на СЭС в ОЭС Средней Волги планируется ввести в работу 230 МВт.

В настоящее время Центральный и Западный энергорайоны энергосистемы Республики Саха (Якутия) работают изолированно от ЕЭС России. Южно-Якутский энергорайон Республики Саха (Якутия) работает в составе ОЭС Востока. Завершение присоединения Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) к ЕЭС России планируется к середине 2018 года, Центрального энергорайона Республики Саха (Якутия) - в 2019 году.

При формировании балансов мощности и электрической энергии Западный энергорайон Республики Саха (Якутия) учтен в установленной мощности ЕЭС России и ОЭС Востока, начиная с 2018 года, Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия) - с 2019 года.

Прирост мощности на электростанциях ЕЭС России в результате проведения мероприятий (с высокой вероятностью реализации) по модернизации и перемаркировке существующего генерирующего оборудования в период 2018 - 2024 годов планируется в объеме 545,4 МВт.

Объемы модернизации и перемаркировки генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации в период 2018 - 2024 годов приведены в приложениях N 6 и N 7 соответственно.

При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2024 году на 9280,5 МВт (3,9%) по сравнению с 2017 годом и составит 249092,7 МВт. К 2024 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2017 годом возрастет доля АЭС с 11,64% до 13,0%, доля ТЭС снизится с 67,9% до 65,1%. Доля ГЭС и ГАЭС снизится с 20,2% в 2017 году до 20,1% в 2024 году. Доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,3% в 2017 году до 1,8% в 2024 году.

Величина установленной мощности по ОЭС и ЕЭС России в период 2017 - 2024 годов представлена в таблице 5.4 и на рисунке 5.3. Структура установленной мощности по типам электростанций по ЕЭС России в период с 2017 по 2024 годы показана на рисунке 5.4.

Таблица 5.4 - Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт

Рисунок 5.3 - Установленная мощность на электростанциях
ЕЭС России (не приводится)

Рисунок 5.4 - Структура установленной мощности
на электростанциях ЕЭС России (не приводится)

5.1.1. Юго-западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края

Юго-западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края характеризуется летним максимумом потребления мощности. Наиболее критичным с точки зрения режимно-балансовой ситуации является период экстремально высоких температур (ПЭВТ), характеризующийся как дополнительным увеличением потребления мощности, так и дополнительным снижением допустимой токовой нагрузки электросетевых элементов. В летний период 2017 года максимум потребления Юго-западного энергорайона составил 1208 МВт при температуре наружного воздуха +29 °C.

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

- ВЛ 500 кВ Кубанская - Центральная;

- ВЛ 500 кВ Кубанская - Тихорецк;

- ВЛ 220 кВ Кубанская - Афипская;

- ВЛ 220 кВ Афипский НПЗ - Кирилловская с отпайками;

- ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат - Славянская,

- а также ВЛ 110 кВ, не входящим в указанное контролируемое сечение.

Прогнозируемое потребление мощности Юго-западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края для ПЭВТ в рассматриваемый период увеличится на 422 МВт с 1208 до 1630 МВт (с 2017 по 2024 год).

Основные показатели баланса мощности Юго-западного энергорайона для ПЭВТ на перспективу до 2024 года приведены в таблице 5.5.

При определении максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении "Юго-Запад" на 2018 - 2024 годы учтен ввод в работу в 2018 году ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань с установкой на ПС 500 кВ Тамань третьего АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 MBA и ШР 500 кВ (3 x 60 Мвар).

Таблица 5.5 - Баланс мощности Юго-западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2018 - 2024 годы для ПЭВТ, (МВт)

Анализ системной аварии, произошедшей в Кубанской энергосистеме 28.07.2017, выявил увеличение доли реактивной составляющей в потреблении мощности Юго-Западного энергорайона Кубанской энергосистемы. Данное обстоятельство привело к пересмотру величины максимально допустимого перетока (далее - МДП) в контролируемом сечении "Юго-Запад", в нормальной схеме величина МДП была скорректирована с 2300 МВт до 1990 МВт (с учетом ввода в работу ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань).

Необходимо проведение дальнейшего исследования по определению возможных объемов и мест размещения источников реактивной мощности в Юго-Западном энергорайоне Кубанской энергосистемы во взаимоувязке со строительством схемы выдачи мощности новой тепловой электростанции для повышения МДП в контролируемом сечении "Юго-Запад".

Анализ баланса мощности Юго-западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2018 - 2024 годы показывает, что при прогнозируемом росте потребления мощности указанного энергорайона до 1630 МВт в 2024 году будет иметь место непокрываемый дефицит активной мощности в нормальной схеме с 2023 года и в единичной ремонтной схеме во всех годах рассматриваемого периода.

Величина дефицита мощности в единичной ремонтной схеме на этапе 2019 - 2024 годов прогнозируется в объеме 207 - 613 МВт. В целях обеспечения покрытия вышеуказанного дефицита дополнительно требуется строительство в Юго-западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края тепловой электростанции.

В соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.12.2017 N 2903-р проводится долгосрочный конкурентный отбор мощности генерирующих объектов, предполагающий сооружение электростанции с располагаемой мощностью 465 МВт при температуре наружного воздуха +35,5 °C на этапе 2021 года и единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт.

Величина установленной мощности электростанции, требуемая на этапе 2024 года, может быть скорректирована в случае изменения планов потребителей по технологическому присоединению к электрическим сетям или строительства дополнительных объектов генерации в смежной энергосистеме.

5.1.2. ОЭС Юга без Волгоградской и Астраханской энергосистем.

Территория ОЭС Юга за исключением Волгоградской и Астраханской энергосистем связана с ЕЭС России по линиям электропередачи, входящим в контролируемое сечение "Волгоград-Ростов".

В состав данного сечения входят следующие линии электропередачи:

- ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная;

- ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты;

- ВЛ 220 кВ Андреановская - Вешенская-2;

- ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Котельниково;

- ВЛ 220 кВ Волгодонск - ГОК.

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Волгоград-Ростов" в направлении Ростовской энергосистемы составляет в нормальной схеме электрической сети 1320 МВт.

При проведении анализа режимно-балансовой ситуации части ОЭС Юга за контролируемым сечением "Волгоград-Ростов" принимались указанные ниже исходные данные:

- на период до 2024 года в операционной зоне ОЭС Юга учтены следующие вводы генерирующего оборудования с гарантированной поставкой мощности:

- энергоблок N 4 Ростовской АЭС (1100 МВт) - 2018 год;

- Таврическая ТЭС (470 МВт) - 2018 год;

- Балаклавская ТЭС (470 МВт) - 2018 год;

- Сакская ПГУ (122 МВт) - 2018 год;

- Зарамагская ГЭС (342 МВт) - 2018 год;

- Кирилловская МГТЭС (22,5 МВт) - 2018 год;

- Грозненская ТЭС (360 МВт) - 2019 год.

- мобильные ГТЭС в Крымской энергосистеме установленной мощностью 396 МВт выведены в резерв с 2019 года;

- в связи с не гарантированностью генерирующая мощность солнечных и ветровых электростанций для часа прохождения максимума потребления мощности осенне-зимнего периода (ОЗП) не учитывалась;

- доступная мощность ГЭС принята по усредненным фактическим режимам работы в зимний период с учетом имеющихся ограничений гидроресурсов;

- доступная мощность тепловых электростанций принята в соответствии с усредненными фактическими значениями в зимний период за последние 5 (пять) лет;

- переток мощности в энергосистему Южной Осетии и смежные энергосистемы принят в объеме 640 МВт.

- вывод из эксплуатации энергоблоков NN 1 - 7 Филиала ПАО "ОГК-2" Новочеркасская ГРЭС с 01.01.2021.

Основные показатели баланса мощности части ОЭС Юга за контролируемым сечением "Волгоград-Ростов" в час максимума потребления мощности ОЗП на перспективу до 2024 года приведены в таблице 5.6.

Таблица 5.6 Баланс мощности части ОЭС Юга за контролируемым сечением "Волгоград-Ростов" в час максимума потребления мощности ОЗП (МВт)

Анализ режимно-балансовой ситуации в ОЭС Юга без Волгоградской и Астраханской энергосистем на перспективу до 2024 года показывает, что после вывода из эксплуатации энергоблоков NN 1 - 7 Филиала ПАО "ОГК-2" Новочеркасская ГРЭС с 01.01.2021 в данной части ОЭС Юга возникает непокрываемый дефицит мощности уже в нормальной схеме электрической сети при использовании всей доступной мощности генерирующего оборудования электростанций. Величина дефицита мощности в нормальной схеме увеличивается с 493 МВт в 2021 году до 964 МВт в 2024 году.

При нормативном возмущении - аварийном отключении энергоблока Ростовской АЭС мощностью 1100 МВт в нормальной схеме электрической сети - непокрываемый дефицит мощности составит от 1593 МВт в 2021 году до 2064 МВт в 2024 году.

Таким образом, при рассматриваемом сценарии развития ОЭС Юга при выводе из эксплуатации энергоблоков NN 1 - 7 Филиала ПАО "ОГК-2" - Новочеркасской ГРЭС на период до 2024 года в ОЭС Юга без Волгоградской и Астраханской энергосистем необходимо сооружение генерирующих объектов установленной мощностью не менее 2060 МВт. В случае строительства электростанции в Юго-Западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края объем необходимой мощности генерирующего оборудования будет уменьшен на величину установленной мощности указанной электростанции.

5.2.1. Юго-восточная часть ОЭС Юга

Более 95% установленной мощности электростанций на территории юго-восточной части ОЭС Юга составляют ГЭС, загрузка и длительность работы которых зависит от запасов гидроресурсов. В остальной части ОЭС Юга основную часть генерирующих источников составляют тепловые электростанции.

Электроснабжение потребителей Республики Дагестан, Чеченской Республики, Республики Ингушетия, Республики Северная Осетия - Алания, Республики Кабардино-Балкария осуществляется по ВЛ, входящим в контролируемое сечение "Терек", состоящее из следующих линий электропередачи:

- ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2;

- ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок;

- ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик;

- ВЛ 330 кВ Буденновск - Чирюрт.

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Терек" составляет:

- в нормальной схеме электрической сети - 1300 МВт;

- в схеме отключенного состояния ВЛ 330 кВ Баксан - Нальчик - 690 МВт.

В 2018 году ПАО "ФСК ЕЭС" предполагается ввод в работу ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания). Ввод данной ВЛ увеличивает пропускную способность в сечении "Терек" до 1690 МВт в нормальной схеме и до 1290 МВт в ремонтной схеме (в схеме отключенного состояния ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания)).

В рассматриваемый период предполагается экспорт мощности в энергосистему Южной Осетии в объеме 40 МВт.

Юго-восточная часть ОЭС Юга является дефицитной на протяжении всего рассматриваемого периода. Для прохождения максимума потребления мощности 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.

Строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания) не позволит полностью исключить дефицит мощности как в нормальной, так и в единичной ремонтной/послеаварийной схемах. Повышение надежности электроснабжения потребителей юго-восточной части ОЭС Юга возможно за счет сооружения тепловой электростанции, обеспечивающей возможность базового режима работы.

В утвержденных схемах и программах развития ЕЭС России на 2012 - 2018, 2013 - 2019, 2014 - 2020 годы юго-восточная часть ОЭС Юга включалась в перечень территорий ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах каких-либо собственников генерирующих объектов. После выхода распоряжения Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2015 года N 238-р "О переносе строительства генерирующих объектов из Краснодарского края в Чеченскую Республику", предусматривающего сооружение в г. Грозный двух энергоблоков ТЭС, юго-восточная часть ОЭС Юга была исключена из перечня таких территорий ЕЭС России.

Анализ режимно-балансовой ситуации в юго-восточной части ОЭС Юга показывает необходимость реализации существующих планов по строительству Грозненской ТЭС в установленные сроки.

Выводы:

1. Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2018 - 2024 годы сформирована с учетом планов по вводу новых генерирующих мощностей и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций.

2. Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2018 - 2024 годы составляют 11264,8 МВт, в том числе на АЭС - 4000 МВт, ТЭС - 7264,8 МВт.

3. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2018 - 2024 годов предусматриваются в объеме 18110,1 МВт, в том числе на АЭС - 8401,8 МВт, на ГЭС - 462,4 МВт, на ТЭС - 5479,9 МВт и на ВЭС, СЭС - 3766,1 МВт.

4. При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2024 году на 9280,5 МВт (3,9%) по сравнению с 2017 годом и составит 249092,7 МВт, в том числе: АЭС - 32316,1 МВт, ГЭС - 48814 МВт, ГАЭС - 1340 МВт, ТЭС - 162186,9 МВт и ВЭС, СЭС - 4435,7 МВт.

5. При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) к 2024 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2017 годом возрастет доля АЭС с 11,64% до 13%, доля ТЭС снизится с 67,9% до 65,1%. Доля ГЭС и ГАЭС снизится с 20,2% в 2017 году 20,1% в 2024 году. Доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,3% в 2017 году до 1,8% в 2024 году.

6. Юго-западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края и ОЭС Юга без Волгоградской и Астраханской энергосистем отнесены к территориям ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих мощностей, отсутствующих в подтвержденных планах каких-либо собственников. В целях покрытия возникающего дефицита мощности в юго-западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.12.2017 N 2903-р проводится долгосрочный конкурентный отбор мощности генерирующих объектов, предполагающий сооружение электростанции с располагаемой мощностью 465 МВт при температуре наружного воздуха +35,5 °C на этапе 2021 года и единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт.