5. СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2016 - 2022 ГОДЫ
5. Прогноз развития действующих и предполагаемых к сооружению новых генерирующих мощностей
Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2016 - 2022 годы сформирована с учетом вводов нового генерирующего оборудования в период 2016 - 2022 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 2015 году;
- обязательствами производителей электрической энергии, мощность которых была отобрана по результатам конкурентного отбора мощности до 2019 года;
- приказами Минэнерго России о выводе объекта генерации из эксплуатации;
- с предложениями производителей электрической энергии (ноябрь - декабрь 2015 года).
Запланированные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России на 2016 - 2022 годы составляют 6974,1 МВт. На атомных электростанциях (АЭС) планируется вывести из эксплуатации 3417 МВт (два первых энергоблока на Ленинградской АЭС (2 x 1000 МВт) в ОЭС Северо-Запада, энергоблок N 3 на Нововоронежской АЭС (417 МВт) и первый энергоблок на Курской АЭС (1000 МВт) в ОЭС Центра); на тепловых электростанциях (ТЭС) - 3557,1 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
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
Всего за 2016 - 2022
|
|
ЕЭС России, всего
|
1674,1
|
1383,0
|
1617,0
|
300,0
|
1000,0
|
1000,0
|
6974,1
|
|
АЭС
|
417,0
|
1000,0
|
1000,0
|
1000,0
|
3417,0
|
|||
ТЭС
|
1257,1
|
1383,0
|
617,0
|
300,0
|
3557,1
|
|||
в т.ч. ТЭЦ <*>
|
1232,1
|
312,0
|
317,0
|
1861,1
|
||||
КЭС <**>
|
25,0
|
1071,0
|
300,0
|
300,0
|
1696,0
|
|||
ОЭС Северо-Запада, всего
|
206,0
|
1000,0
|
1000,0
|
2206,0
|
||||
АЭС
|
1000,0
|
1000,0
|
2000,0
|
|||||
ТЭС
|
206,0
|
206,0
|
||||||
в т.ч. ТЭЦ
|
206,0
|
206,0
|
||||||
ОЭС Центра, всего
|
1092,8
|
890,0
|
300,0
|
1000,0
|
3282,8
|
|||
АЭС
|
417,0
|
1000,0
|
1417,0
|
|||||
ТЭС
|
675,8
|
890,0
|
300,0
|
1865,8
|
||||
в т.ч. ТЭЦ
|
675,8
|
25,0
|
700,8
|
|||||
КЭС
|
865,0
|
300,0
|
1165,0
|
|||||
ОЭС Средней Волги, всего
|
73,0
|
37,0
|
110,0
|
|||||
ТЭС
|
73,0
|
37,0
|
110,0
|
|||||
в т.ч. ТЭЦ
|
73,0
|
37,0
|
110,0
|
|||||
ОЭС Юга, всего
|
51,0
|
51,0
|
||||||
ТЭС
|
51,0
|
51,0
|
||||||
в т.ч. ТЭЦ
|
51,0
|
51,0
|
||||||
ОЭС Урала, всего
|
83,8
|
377,0
|
558,0
|
1018,8
|
||||
ТЭС
|
83,8
|
377,0
|
558,0
|
1018,8
|
||||
в т.ч. ТЭЦ
|
83,8
|
212,0
|
258,0
|
553,8
|
||||
КЭС
|
165,0
|
300,0
|
465,0
|
|||||
ОЭС Сибири, всего
|
167,5
|
75,0
|
22,0
|
264,5
|
||||
ТЭС
|
167,5
|
75,0
|
22,0
|
264,5
|
||||
в т.ч. ТЭЦ
|
142,5
|
75,0
|
22,0
|
239,5
|
||||
КЭС
|
25,0
|
25,0
|
||||||
ОЭС Востока, всего
|
41,0
|
41,0
|
||||||
ТЭС
|
41,0
|
41,0
|
||||||
в т.ч. КЭС
|
41
|
41
|
--------------------------------
Примечание: <*> ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;
<**> КЭС - конденсационная электростанция.
Рисунок 5.1 - Структура выводимых из эксплуатации
генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России
в 2016 - 2022 годы
Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России представлены в приложении N 2.
Дополнительно к рассмотренным выше предложениям по выводу из эксплуатации генерирующих мощностей в период 2016 - 2022 годов возможен вывод из эксплуатации генерирующего оборудования в объеме 3678,2 МВт (440 МВт на АЭС, 2,8 МВт на ГЭС и 3235,4 МВт на ТЭС). К дополнительным объемам выводимых из эксплуатации генерирующих мощностей отнесены предложения производителей электрической энергии в соответствии с разработанными ими инновационными сценариями развития, предусматривающими более высокие темпы обновления генерирующего оборудования электростанций (например, вывод из эксплуатации генерирующего оборудования для целей ввода нового оборудования, в том числе из перечня дополнительных вводов, приведенного далее в настоящем разделе). Дополнительные объемы выводимого из эксплуатации оборудования не учитываются при расчете режимно-балансовой ситуации ЕЭС России.
В таблице 5.2 и на рисунке 5.2 представлены объемы возможного дополнительного вывода из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России в период 2016 - 2022 годов. Планируемые дополнительные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России (информация о планах собственников по выводу из эксплуатации генерирующих объектов, не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) представлены в приложении N 3.
Таблица 5.2 - Объемы дополнительно выводимых из эксплуатации генерирующих мощностей, МВт
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
Всего за 2016 - 2022
|
|
ЕЭС России, всего
|
1101,3
|
513,5
|
247,5
|
765,9
|
335,0
|
715,0
|
3678,2
|
|
АЭС
|
440,0
|
440,0
|
||||||
ГЭС
|
2,8
|
2,8
|
||||||
ТЭС
|
1098,5
|
513,5
|
247,5
|
325,9
|
335,0
|
715,0
|
3235,4
|
|
в т.ч. ТЭЦ
|
518,5
|
303,5
|
68,0
|
230,9
|
235,0
|
580,0
|
1935,9
|
|
КЭС
|
580,0
|
210,0
|
179,5
|
95,0
|
100,0
|
135,0
|
1299,5
|
|
ОЭС Северо-Запада, всего
|
28,0
|
60,5
|
487,9
|
576,4
|
||||
АЭС
|
440,0
|
440,0
|
||||||
ТЭС
|
28,0
|
60,5
|
47,9
|
136,4
|
||||
в т.ч. ТЭЦ
|
28,0
|
60,5
|
47,9
|
136,4
|
||||
КЭС
|
||||||||
ОЭС Центра, всего
|
267,0
|
80,0
|
347,0
|
|||||
АЭС
|
||||||||
ТЭС
|
267,0
|
80,0
|
347,0
|
|||||
в т.ч. ТЭЦ
|
267,0
|
80,0
|
347,0
|
|||||
КЭС
|
||||||||
ОЭС Средней Волги, всего
|
17,0
|
45,0
|
61,0
|
12,0
|
135,0
|
|||
АЭС
|
||||||||
ТЭС
|
17,0
|
45,0
|
61,0
|
12,0
|
135,0
|
|||
в т.ч. ТЭЦ
|
17,0
|
45,0
|
61,0
|
12,0
|
135,0
|
|||
КЭС
|
||||||||
ОЭС Юга, всего
|
70,8
|
75,0
|
145,8
|
|||||
АЭС
|
||||||||
ГЭС
|
2,8
|
2,8
|
||||||
ТЭС
|
68,0
|
75,0
|
143,0
|
|||||
в т.ч. ТЭЦ
|
68,0
|
75,0
|
143,0
|
|||||
КЭС
|
||||||||
ОЭС Урала, всего
|
718,5
|
186,0
|
904,5
|
|||||
АЭС
|
||||||||
ТЭС
|
718,5
|
186,0
|
904,5
|
|||||
в т.ч. ТЭЦ
|
138,5
|
21,0
|
159,5
|
|||||
КЭС
|
580,0
|
165,0
|
745,0
|
|||||
ОЭС Сибири, всего
|
22,0
|
22,5
|
50,0
|
94,5
|
||||
АЭС
|
||||||||
ТЭС
|
22,0
|
22,5
|
50,0
|
94,5
|
||||
в т.ч. ТЭЦ
|
22,0
|
50,0
|
72,0
|
|||||
КЭС
|
22,5
|
22,5
|
||||||
ОЭС Востока, всего
|
45,0
|
164,0
|
216,0
|
335,0
|
715,0
|
1475,0
|
||
АЭС
|
||||||||
ТЭС
|
45,0
|
164,0
|
216,0
|
335,0
|
715,0
|
1475,0
|
||
в т.ч. ТЭЦ
|
7,0
|
121,0
|
235,0
|
580,0
|
943,0
|
|||
КЭС
|
45,0
|
157,0
|
95,0
|
100,0
|
135,0
|
532,0
|
Рисунок 5.2 - Объемы вывода из эксплуатации генерирующих
мощностей на электростанциях ЕЭС России
В 2015 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 4710 МВт генерирующих мощностей. Перечень вводов генерирующих мощностей в 2015 году приведен в таблице 5.3.
Таблица 5.3 - Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России в 2015 году
Электростанции
|
Станционный номер
|
Марка турбины
|
Установленная мощность, МВт
|
ОЭС Северо-Запада
|
5
|
||
ТЭС ООО "Биоэнергетический комплекс"
|
N 1
|
TST-2060
|
5
|
ОЭС Центра
|
930,8
|
||
Черепетская ГРЭС <1>
|
N 9
|
К-225-12,8-4Р
|
225
|
ТЭЦ-12 ПАО "Мосэнерго"
|
N 10 - 11
|
ПГУ <2>
|
211,6
|
ГТРС <3> ОАО "НЛМК"
|
ГУБТ-2
|
MPS19.1-315.5/45
|
20
|
ТЭЦ-20 ПАО "Мосэнерго"
|
N 11
|
ПГУ
|
424,2
|
ТЭЦ ОАО "НЛМК"
|
N 4
|
Т-50-8,8/0,12
|
50
|
ОЭС Средней Волги
|
234
|
||
Казанская ТЭЦ-3
|
N 1
|
Т-27/33-1,28
|
24
|
Нижнекамская ТЭЦ-2
|
N 5
|
Р-100-130/15
|
100
|
Нижнекамская ТЭЦ-2
|
N 6
|
К-110-1,6
|
110
|
ОЭС Юга
|
269,8
|
||
Буденновская ТЭС
|
N 1
|
ПГУ
|
153
|
ТЭЦ Северная
|
N 1 - 2
|
JMC 612 GS-N.LC
|
4
|
ТЭЦ Северная
|
N 3 - 4
|
JMC 612 GS-N.LC
|
4
|
Гоцатлинская ГЭС <4>
|
N 1
|
РО 75-В-310
|
50
|
Гоцатлинская ГЭС
|
N 2
|
РО 75-В-310
|
50
|
ГПЭС <5> Овощевод
|
N 1 - 2
|
JMS 624 GS-N.L
|
8,8
|
ОЭС Урала
|
2290,4
|
||
Уфимская ТЭЦ-2
|
N 3
|
SST-300
|
13,5
|
ГТЭС <6> ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС"
|
N 3 - 6
|
ГТЭС-25ПА
|
100
|
ГТЭС ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС"
|
N 1
|
ГТЭС-25ПА
|
25
|
ГТЭС ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС"
|
N 2
|
ГТЭС-25ПА
|
25
|
ГТЭС ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС"
|
N 7
|
ГТЭС-25ПА
|
25
|
ГТЭС ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС"
|
N 8
|
ГТЭС-25ПА
|
25
|
Нижнетуринская ГРЭС
|
бл. 1
|
ПГУ
|
242
|
бл. 2
|
ПГУ
|
230
|
|
Переволоцкая СЭС <7>
|
ФЭМ-1
|
10200 x AST 250 Multi
|
2,55
|
ФЭМ-2
|
10000 x AST 245 Multi
|
2,45
|
|
Сакмарская СЭС
|
99905 x AST-235, 240, 245, 250, 255 Multi
|
25
|
|
Челябинская ГРЭС
|
бл. 1
|
ПГУ (GT13E2; DKZEI-1N33)
|
247
|
Белоярская АЭС
|
бл. 4
|
К-800-130/3000
|
880
|
Баймакская СЭС (1 очередь Бурибаевской СЭС)
|
10
|
||
Серовская ГРЭС
|
бл. 9
|
ПГУ
|
420
|
ГТЭС ПАО "Уралкалий"
|
N 3
|
SGT 400
|
12,9
|
Матраевская СЭС (1 очередь Бугульчанской СЭС)
|
5
|
||
ОЭС Сибири
|
810,2
|
||
Березовская ГРЭС
|
N 3
|
К-800-250-5М
|
800
|
Абаканская СЭС
|
ФЭМ
|
20790 x 250 Вт
|
5,2
|
Кош-Агачская СЭС-2
|
ФЭМ
|
20790 x 250 Вт
|
5
|
ОЭС Востока
|
169,8
|
||
Мини-ТЭЦ "Центральная"
|
N 1 - 5
|
ГТУ <8> KAWASAKI
|
33
|
Мини-ТЭЦ "Океанариум"
|
N 1 - 2
|
ГТУ KAWASAKI
|
13,2
|
Мини-ТЭЦ "Северная"
|
N 1 - 2
|
ГТУ OPRA
|
3,6
|
Благовещенская ТЭЦ
|
2 очередь
|
Т-110/120-130
|
120
|
ЕЭС России, всего
|
4710
|
--------------------------------
Примечание: <1> ГРЭС - государственная районная электростанция.
<2> ПГУ - парогазовая установка.
<3> ГТРС - газотурбинная редукционная станция.
<4> ГЭС - гидроэлектростанция.
<5> ГПЭС - газопоршневая электростанция.
<6> ГТЭС - газотурбинная электростанция.
<7> СЭС - солнечная электростанция.
<8> ГТУ - газотурбинная установка.
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", ПАО "РАО ЭС Востока";
генерирующие объекты, отобранные по результатам конкурентного отбора мощности до 2019 года.
Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2016 - 2022 годов предусматриваются в объеме 20837,5 МВт, в том числе на АЭС - 8312,2 МВт, на ГЭС - 763,4 МВт, на ГАЭС - 980 МВт, на ТЭС - 9471,9 МВт и на ВИЭ - 1310 МВт.
Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2016 - 2022 годов представлены в таблице 5.4 и на рисунках 5.3 и 5.4.
Таблица 5.4 - Вводы генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
Всего за 2016 - 2022
|
|
ЕЭС России - всего
|
5671,5
|
5994,0
|
4439,6
|
1713,6
|
565,0
|
2453,8
|
20837,5
|
|
АЭС
|
1195,4
|
2268,8
|
1195,4
|
1198,8
|
2453,8
|
8312,2
|
||
ГЭС
|
351,8
|
11,6
|
350,2
|
49,8
|
763,4
|
|||
ГАЭС
|
140,0
|
420,0
|
420,0
|
980,0
|
||||
ТЭС
|
3589,3
|
2948,6
|
2174,0
|
195,0
|
565,0
|
9471,9
|
||
ВИЭ
|
395,0
|
345,0
|
300,0
|
270,0
|
1310,0
|
|||
ОЭС Северо-Запада - всего
|
404,3
|
1198,8
|
768,0
|
1443,6
|
1198,8
|
5013,5
|
||
АЭС
|
1198,8
|
1198,8
|
1198,8
|
3596,4
|
||||
ГЭС
|
49,8
|
49,8
|
||||||
ТЭС
|
404,3
|
768,0
|
195,0
|
1367,3
|
||||
ОЭС Центра - всего
|
1920,4
|
750,0
|
1660,4
|
1255,0
|
5585,8
|
|||
АЭС
|
1195,4
|
1195,4
|
1255,0
|
3645,8
|
||||
ГЭС
|
840,0
|
|||||||
ГАЭС
|
420,0
|
420,0
|
840,0
|
|||||
ТЭС
|
680,0
|
330,0
|
30,0
|
1040,0
|
||||
ВИЭ
|
45,0
|
15,0
|
60,0
|
|||||
ОЭС Средней Волги - всего
|
168,0
|
483,6
|
270,0
|
921,6
|
||||
ТЭС
|
108,0
|
388,6
|
230,0
|
726,6
|
||||
ВИЭ
|
60,0
|
95,0
|
40,0
|
195,0
|
||||
ОЭС Юга - всего
|
712,8
|
1706,6
|
1230,2
|
50,0
|
3699,6
|
|||
АЭС
|
1070,0
|
1070,0
|
||||||
ГЭС
|
31,8
|
11,6
|
350,2
|
393,6
|
||||
ГАЭС
|
140,0
|
140,0
|
||||||
ТЭС
|
330,0
|
470,0
|
830,0
|
1630,0
|
||||
ВИЭ
|
211,0
|
155,0
|
50,0
|
50,0
|
466,0
|
|||
ОЭС Урала - всего
|
1876,5
|
1705,0
|
115,0
|
170,0
|
3866,5
|
|||
ТЭС
|
1807,5
|
1640,0
|
25,0
|
3472,5
|
||||
ВИЭ
|
69,0
|
65,0
|
90,0
|
170,0
|
394,0
|
|||
ОЭС Сибири - всего
|
130,0
|
30,0
|
255,0
|
50,0
|
465,0
|
|||
ТЭС
|
120,0
|
150,0
|
270,0
|
|||||
ВИЭ
|
10,0
|
30,0
|
105,0
|
50,0
|
195,0
|
|||
ОЭС Востока - всего
|
459,5
|
120,0
|
141,0
|
565,0
|
1285,5
|
|||
ГЭС
|
320,0
|
320,0
|
||||||
ТЭС
|
139,5
|
120,0
|
141,0
|
565,0
|
965,5
|
Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2022 года планируется в ОЭС Центра (5585,8 МВт) и ОЭС Северо-Запада (5013,5 МВт).
Рисунок 5.3 - Вводы генерирующих мощностей
на электростанциях ЕЭС России на период 2016 - 2022 годов
Рисунок 5.4 - Структура вводимых генерирующих
мощностей на электростанциях ЕЭС России по производителям
электрической энергии
Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по электростанциям ЕЭС России приведены в приложении N 4.
Развитие атомной энергетики в период 2016 - 2022 годов предусматривается на существующих и новых площадках:
ОЭС Северо-Запада - Ленинградская АЭС-2 (Копорской АЭС) в Ленинградской области (с вводом первых трех энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью по 1198,8 МВт в 2017, 2019 и 2021 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 (Донская АЭС) (с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1195,4 МВт в 2016 и 2018 годах) и Курская АЭС-2 (с вводом первого энергоблока типа ВВЭР мощностью 1255 МВт в 2021 году);
ОЭС Юга - Ростовская АЭС с вводом энергоблока N 4 типа ВВЭР мощностью 1070 МВт в 2017 году.
Вводы генерирующих мощностей на ГЭС в ЕЭС России в период 2016 - 2022 годов предусматриваются в объеме 763,4 МВт. В ОЭС Востока планируется завершение строительства Нижне-Бурейской ГЭС с вводом четырех гидроагрегатов (4 x 80 МВт) в 2016 году, в ОЭС Юга - Зарамагской ГЭС-1 с вводом двух гидроагрегатов (2 x 171 МВт) в 2018 году.
В ОЭС Юга в период 2016 - 2018 годов предполагается ввод в эксплуатацию генерирующих объектов установленной мощностью 51,6 МВт на малых ГЭС, в ОЭС Северо-Запада - 49,8 МВт в 2019 году.
В связи с планируемым развитием атомной энергетики и, как следствие, увеличением потребности в "маневренной" мощности в европейской части России в период до 2018 года предусматривается завершение строительства Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме города Москвы и Московской области в ОЭС Центра (2 x 210 МВт в 2017 году и 2 x 210 МВт в 2018 году) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в энергосистеме Республики Карачаево-Черкесия в ОЭС Юга (2 x 70 МВт в 2016 году).
В рассматриваемый перспективный период до 2022 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 Северо-Запада: на Юго-Западной ТЭЦ (ПГУ-304,3(Т));
в ОЭС Центра: на Хуадянь-Тенинской ТЭЦ (ПГУ-450(Т)), Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т));
в ОЭС Юга: на Симферопольской ПГУ-ТЭС (2 x ПГУ-235) и Севастопольской ПГУ-ТЭС (2 x ПГУ-235) в присоединяемой к ОЭС Юга энергосистеме Республики Крым и г. Севастополь;
в ОЭС Урала: на Пермской ГРЭС (ПГУ-800), Академической ТЭЦ-1 (ПГУ-200(Т)), Челябинской ГРЭС (ПГУ-247,5(Т) + ПГУ-225(Т)), Уфимской ТЭЦ-5 (Затонской ТЭЦ) (2 x ПГУ-210(Т)), Ново-Салаватской ТЭЦ (ПГУ-410(Т)).
Также в период 2016 - 2022 годов планируется ввод крупных (единичной мощностью выше 200 МВт) энергоблоков, работающих на угле:
в ОЭС Юга: на Новочеркасской ГРЭС (К-330-240);
в ОЭС Урала: на Троицкой ГРЭС (К-660-240).
Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства ветровых (ВЭС, 191 МВт в рассматриваемый перспективный период) и солнечных электростанций (СЭС, 1119 МВт). Строительство ВЭС планируется в ОЭС Средней Волги (80 МВт), ОЭС Юга (81 МВт) и ОЭС Урала (30 МВт). Наибольший объем сооружения СЭС предусматривается в ОЭС Юга (385 МВт) и в ОЭС Урала (364 МВт). В период до 2019 года на СЭС в ОЭС Центра планируется ввести в эксплуатацию 60 МВт, в ОЭС Сибири - 195 МВт, в ОЭС Средней Волги - 115 МВт.
Кроме того, в рамках разработки инновационных сценариев развития генерирующих мощностей от производителей электрической энергии получена информация о намерениях по дополнительному сооружению объектов генерации, не соответствующих критериям отнесения к перечню вводов с высокой вероятностью реализации, в объеме 7837,7 МВт в рассматриваемый перспективный период, в том числе на АЭС - 55,8 МВт, на ГЭС - 10,5 МВт, на ТЭС - 7446,9 МВт и на ВИЭ - 324,5 МВт.
Объемы дополнительных вводов генерирующих мощностей по предложениям собственников генерирующих объектов (информация о планах собственников по строительству генерирующих объектов, не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) представлены в таблице 5.5, на рисунке 5.5 и в приложении N 5.
Таблица 5.5 - Дополнительные вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
Всего за 2016 - 2022
|
|
ЕЭС России - всего
|
1105,5
|
757,7
|
2270,1
|
1748,6
|
495,8
|
885,0
|
575,0
|
7837,7
|
АЭС
|
55,8
|
55,8
|
||||||
ГЭС
|
10,5
|
10,5
|
||||||
ТЭС
|
1084,5
|
568,7
|
2219,1
|
1674,6
|
440,0
|
885,0
|
575,0
|
7446,9
|
в т.ч. ТЭЦ
|
763,6
|
560,7
|
2105,1
|
1674,6
|
210,0
|
885,0
|
245,0
|
6444,0
|
КЭС
|
320,9
|
8,0
|
114,0
|
230,0
|
330,0
|
1002,9
|
||
ВИЭ
|
21,0
|
189,0
|
40,5
|
74,0
|
324,5
|
|||
в т.ч. ВЭС
|
10,0
|
189,0
|
40,5
|
74,0
|
313,5
|
|||
СЭС
|
11,0
|
11,0
|
||||||
ОЭС Северо-Запада
|
147,5
|
192,3
|
317,0
|
230,0
|
886,8
|
|||
ГЭС
|
10,5
|
10,5
|
||||||
ТЭС
|
147,5
|
192,3
|
306,5
|
230,0
|
876,3
|
|||
в т.ч. ТЭЦ
|
125,0
|
192,3
|
306,5
|
230,0
|
853,8
|
|||
КЭС
|
22,5
|
22,5
|
||||||
ОЭС Центра
|
428,0
|
125,0
|
143,8
|
150,0
|
30,0
|
876,8
|
||
ТЭС
|
428,0
|
125,0
|
143,8
|
150,0
|
30,0
|
876,8
|
||
в т.ч. ТЭЦ
|
408,0
|
125,0
|
143,8
|
150,0
|
30,0
|
856,8
|
||
КЭС
|
20,0
|
20,0
|
||||||
ОЭС Средней Волги
|
25,0
|
25,0
|
966,0
|
418,6
|
55,8
|
670,0
|
2160,4
|
|
АЭС
|
55,8
|
55,8
|
||||||
ТЭС
|
25,0
|
25,0
|
966,0
|
418,6
|
670,0
|
2104,6
|
||
в т.ч. ТЭЦ
|
25,0
|
25,0
|
900,0
|
418,6
|
670,0
|
2038,6
|
||
КЭС
|
66,0
|
66,0
|
||||||
ОЭС Юга
|
207,0
|
189,0
|
407,5
|
74,0
|
877,5
|
|||
ТЭС
|
197,0
|
367,0
|
564,0
|
|||||
в т.ч. ТЭЦ
|
197,0
|
367,0
|
564,0
|
|||||
ВИЭ
|
10,0
|
189,0
|
40,5
|
74,0
|
313,5
|
|||
в т.ч. ВЭС
|
10,0
|
189,0
|
40,5
|
74,0
|
313,5
|
|||
ОЭС Урала
|
274,0
|
81,2
|
142,0
|
497,2
|
||||
ТЭС
|
263,0
|
81,2
|
142,0
|
486,2
|
||||
в т.ч. ТЭЦ
|
8,6
|
73,2
|
94,0
|
175,8
|
||||
КЭС
|
254,4
|
8,0
|
48,0
|
310,4
|
||||
ВИЭ
|
11,0
|
11,0
|
||||||
в т.ч. СЭС
|
11,0
|
11,0
|
||||||
ОЭС Сибири
|
24,0
|
24,0
|
230,0
|
330,0
|
608,0
|
|||
ТЭС
|
24,0
|
24,0
|
230,0
|
330,0
|
608,0
|
|||
в т.ч. ТЭЦ
|
24,0
|
24,0
|
||||||
КЭС
|
24,0
|
230,0
|
330,0
|
584,0
|
||||
ОЭС Востока
|
145,2
|
293,8
|
852,0
|
210,0
|
215,0
|
215,0
|
1931,0
|
|
ТЭС
|
145,2
|
293,8
|
852,0
|
210,0
|
215,0
|
215,0
|
1931,0
|
|
в т.ч. ТЭЦ
|
145,2
|
293,8
|
852,0
|
210,0
|
215,0
|
215,0
|
1931,0
|
Рисунок 5.5 - Дополнительные вводы мощности
на электростанциях ЕЭС России
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. К началу 2017 года планируется завершение присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) к ЕЭС России.
При формировании балансов мощности и электрической энергии Центральный и Западный энергорайоны Республики Саха (Якутия) учтены в установленной мощности ЕЭС России и ОЭС, начиная с 2017 года.
Прирост мощности на электростанциях ЕЭС России в результате проведения мероприятий (с высокой вероятностью реализации) по модернизации, реконструкции и перемаркировке существующего генерирующего оборудования планируется в объеме 339 МВт в период 2016 - 2022 годов. Прирост мощности в результате проведения дополнительно планируемых мероприятий по модернизации и реконструкции существующего генерирующего оборудования оценивается в объеме 568,7 МВт.
Объемы модернизации и перемаркировки генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации в период 2016 - 2022 годов приведены в приложениях N 6 и N 7 соответственно. Объемы дополнительной модернизации и перемаркировки генерирующих мощностей (информация о планах собственников по модернизации и перемаркировке генерирующих мощностей, не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации) приведены в приложениях N 8 и N 9.
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 2022 году на 16811,8 МВт (7,1%) по сравнению с 2015 годом и составит 252117,4 МВт. К 2022 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2015 годом возрастет доля АЭС с 11,5% до 12,7%, доля ГЭС и ГАЭС незначительно снизится с 20,3 до 20,1%, доля ТЭС снизится с 68,1% до 66,4%. Доля ВИЭ возрастет с 0,03% в 2015 году до 0,7% в 2022 году.
Величина установленной мощности по ОЭС и ЕЭС России в период 2015 - 2022 годов представлена в таблице 5.6 и на рисунке 5.6. Структура установленной мощности по типам электростанций по ЕЭС России в период с 2015 по 2022 годы показана на рисунке 5.7.
Таблица 5.6 - Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт
2015 факт
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|
ЕЭС России
|
235305,6
|
239421,9
|
246778,4
|
249679,0
|
251098,6
|
250663,6
|
252117,4
|
252117,4
|
АЭС
|
27146,0
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ГЭС
|
46654,1
|
47067,9
|
48111,0
|
48539,2
|
48595,0
|
48595,0
|
48595,0
|
48595,0
|
ГАЭС
|
1200,0
|
1340,0
|
1760,0
|
2180,0
|
2180,0
|
2180,0
|
2180,0
|
2180,0
|
ТЭС
|
160233,3
|
162622,4
|
165513,0
|
167070,0
|
166965,0
|
167530,0
|
167530,0
|
167530,0
|
ВИЭ
|
72,2
|
467,2
|
1201,2
|
1501,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
ОЭС Северо-Запада
|
23143,0
|
23341,2
|
24540,0
|
24308,0
|
25757,6
|
24757,6
|
25956,4
|
25956,4
|
АЭС
|
5760,0
|
5760,0
|
6958,8
|
5958,8
|
7157,6
|
6157,6
|
7356,4
|
7356,4
|
ГЭС
|
2949,2
|
2949,2
|
2949,2
|
2949,2
|
3005,0
|
3005,0
|
3005,0
|
3005,0
|
ТЭС
|
14427,3
|
14625,6
|
14625,6
|
15393,6
|
15588,6
|
15588,6
|
15588,6
|
15588,6
|
ВИЭ
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
6,4
|
ОЭС Центра
|
53306,9
|
54130,5
|
53990,5
|
55660,9
|
55360,9
|
55360,9
|
55615,9
|
55615,9
|
АЭС
|
12834,0
|
13612,4
|
13612,4
|
14807,8
|
14807,8
|
14807,8
|
15062,8
|
15062,8
|
ГЭС
|
588,9
|
588,9
|
588,9
|
598,9
|
598,9
|
598,9
|
598,9
|
598,9
|
ГАЭС
|
1200,0
|
1200,0
|
1620,0
|
2040,0
|
2040,0
|
2040,0
|
2040,0
|
2040,0
|
ТЭС
|
38684,1
|
38684,3
|
38124,3
|
38154,3
|
37854,3
|
37854,3
|
37854,3
|
37854,3
|
ВИЭ
|
45,0
|
45,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
60,0
|
|
ОЭС Средней Волги
|
27040,2
|
27205,7
|
27722,3
|
27997,3
|
27997,3
|
27997,3
|
27997,3
|
27997,3
|
АЭС
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
4072,0
|
ГЭС
|
6890,0
|
6933,5
|
6966,5
|
7008,5
|
7008,5
|
7008,5
|
7008,5
|
7008,5
|
ТЭС
|
16078,2
|
16140,2
|
16528,8
|
16721,8
|
16721,8
|
16721,8
|
16721,8
|
16721,8
|
ВИЭ
|
60,0
|
155,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
195,0
|
|
ОЭС Юга
|
20116,8
|
20809,1
|
23439,0
|
24690,2
|
24740,2
|
24740,2
|
24740,2
|
24740,2
|
АЭС
|
3000,0
|
3000,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
4070,0
|
ГЭС
|
5756,1
|
5798,4
|
5831,0
|
6202,2
|
6202,2
|
6202,2
|
6202,2
|
6202,2
|
ГАЭС
|
140,0
|
140,0
|
140,0
|
140,0
|
140,0
|
140,0
|
140,0
|
|
ТЭС
|
11357,3
|
11656,3
|
12639,6
|
13469,6
|
13469,6
|
13469,6
|
13469,6
|
13469,6
|
ВИЭ
|
3,4
|
214,4
|
758,4
|
808,4
|
858,4
|
858,4
|
858,4
|
858,4
|
ОЭС Урала
|
50707,8
|
52517,5
|
53882,5
|
53439,5
|
53609,5
|
53609,5
|
53609,5
|
53609,5
|
АЭС
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
1480,0
|
ГЭС
|
1853,5
|
1856,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
1871,5
|
ТЭС
|
47327,1
|
49064,8
|
50349,8
|
49816,8
|
49816,8
|
49816,8
|
49816,8
|
49816,8
|
ВИЭ
|
47,2
|
116,2
|
181,2
|
271,2
|
441,2
|
441,2
|
441,2
|
441,2
|
ОЭС Сибири
|
51808,3
|
51775,8
|
51740,8
|
51978,8
|
52028,8
|
52028,8
|
52028,8
|
52028,8
|
ГЭС
|
25276,4
|
25281,4
|
25286,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
25291,4
|
ТЭС
|
26516,7
|
26469,2
|
26399,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
26527,2
|
ВИЭ
|
15,2
|
25,2
|
55,2
|
160,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
210,2
|
ОЭС Востока
|
9182,5
|
9642,0
|
11463,2
|
11604,2
|
11604,2
|
12169,2
|
12169,2
|
12169,2
|
ГЭС
|
3340,0
|
3660,0
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
4617,5
|
ТЭС
|
5842,5
|
5982,0
|
6845,7
|
6986,7
|
6986,7
|
7551,7
|
7551,7
|
7551,7
|
Рисунок 5.6 - Установленная мощность на электростанциях
ЕЭС России
Рисунок 5.7 - Структура установленной мощности
на электростанциях ЕЭС России
5.1. Территории ЕЭС России, на которых необходимо
сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в планах
каких-либо собственников генерирующих объектов
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 2015 года максимум потребления Юго-западного энергорайона составил 1044 МВт (годовой максимум 2015 года) при среднесуточной 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 Краснодарская ТЭЦ - Кирилловская с отпайками;
ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат - Славянская;
ВЛ 110 кВ Ильская - Холмская;
ВЛ 110 кВ ВНИИРИС - Новомышастовская;
ВЛ 110 кВ Забойская - Гривенская;
ВЛ 110 кВ Береговая - Архипо-Осиповка.
Прогнозируемое потребление мощности Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края для ПЭВТ в рассматриваемый период увеличится на 305 МВт с 1261 до 1516 МВт.
Основные показатели баланса мощности Юго-западного энергорайона для ПЭВТ на перспективу до 2022 года приведены в таблице 5.7.
При определении максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении "Юго-Запад" на 2016 - 2022 годы учтено:
ввод в эксплуатацию до ПЭВТ 2016 года:
ОРУ 500 кВ на ПП 220 кВ Тамань с установкой на нем АТ 500/220 кВ 3 x 167 МВА и ШР 500 кВ (3 x 60 Мвар);
ВЛ 500 кВ Кубанская - Тамань с установкой на ПС 500 кВ Тамань второго АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 МВА;
КВЛ 220 кВ Тамань - Кафа I цепь и КВЛ 220 кВ Тамань - Кафа II цепь;
ввод в эксплуатацию в декабре 2017 года:
ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань с установкой на ПС 500 кВ Тамань третьего АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 МВА и ШР 500 кВ (3 x 60 Мвар).
Таблица 5.7 - Баланс мощности Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2016 - 2022 годы для ПЭВТ (МВт)
N
|
Показатель
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
1
|
Потребление мощности
|
1216
|
1358
|
1409
|
1462
|
1470
|
1515
|
1521
|
2
|
Переток мощности в смежную энергосистему <*>
|
640
|
640
|
640
|
640
|
640
|
640
|
640
|
3
|
Доступная мощность электростанций
|
48
|
48
|
48
|
48
|
48
|
48
|
48
|
4
|
Требуемый переток по сечению "Юго-Запад"
|
1808
|
1950
|
2001
|
2054
|
2062
|
2107
|
2113
|
5
|
Максимально допустимый переток (далее - МДП) в сечении "Юго-Запад" в нормальной схеме
|
1930
|
1930
|
2300
|
2300
|
2300
|
2300
|
2300
|
6
|
Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" в нормальной схеме
|
122
|
-20
|
299
|
246
|
238
|
193
|
187
|
7
|
МДП в сечении "Юго-Запад" в ремонтной схеме
|
890
|
890
|
1620
|
1620
|
1620
|
1620
|
1620
|
8
|
Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" в единичной ремонтной схеме
|
-918
|
-1060
|
-381
|
-434
|
-442
|
-487
|
-493
|
--------------------------------
<*> Балансовый переток мощности согласно проектной документации по титулу "Сооружение электросетевого Энергомоста Российская Федерация - полуостров Крым".
Отрицательное значение показателя "Запас по пропускной способности сечения "Юго-Запад" означает, что при возникновении нормативного возмущения в соответствующей нормальной или ремонтной схеме будет работать противоаварийная автоматика с действием на отключение потребителей с последующей заменой потребителей, отключенных действием противоаварийной автоматики, на потребителей, включенных в графики аварийного ограничения режима потребления, в соответствующем объеме.
Анализ баланса мощности Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края на 2016 - 2022 годы показывает, что при прогнозируемом росте потребления мощности указанного энергорайона с 1216 МВт в 2016 году до 1521 МВт в 2022 году будет иметь место непокрываемый дефицит активной мощности в единичной ремонтной схеме во всех годах рассматриваемого периода. Незначительный рост потребления мощности указанного энергорайона в период 2020 - 2022 годов обусловлен отсутствием информации о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям на временном горизонте, превышающем пять лет.
Непокрываемый дефицит активной мощности снижается после строительства в декабре 2017 года ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань, однако с 2019 года снова начинает расти, превышая величину 400 МВт.
Величина дефицита мощности в единичной ремонтной схеме после 2018 года прогнозируется в объеме 434 - 493 МВт, что ниже величины максимального дефицита мощности в аналогичной схемно-режимной ситуации, прогнозировавшейся в 2021 году в утвержденной приказом Минэнерго России от 09.09.2015 N 627 Схеме и программе развития Единой энергосистемы России на 2015 - 2021 годы (591 МВт). Указанное снижение обусловлено, в первую очередь, аннулированием ФКУ "Ространсмодернизация" в 2015 году заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Кубаньэнерго" энергопринимающих устройств сухогрузного морского порта "Тамань" суммарной максимальной мощностью 116,8 МВт.
В целях обеспечения покрытия вышеуказанного дефицита дополнительно требуется строительство в Юго-Западном энергорайоне энергосистемы Краснодарского края тепловой электростанции установленной мощностью 450 МВт на этапе 2019 года с единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт. В случае появления информации о заявках на технологическое присоединение потребителей со сроком реализации после 2019 года объем требуемой генерирующей мощности может увеличиться.
Выводы:
1. Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2016 - 2022 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 2016 - 2022 годы составляют 6974,1 МВт, в том числе на АЭС - 3417 МВт и на ТЭС - 3557,1 МВт. Возможный дополнительный вывод из эксплуатации генерирующих мощностей рассматривается в объеме 3678,2 МВт (на АЭС - 440 МВт и на ТЭС - 3235,4 МВт).
3. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2016 - 2022 годов предусматриваются в объеме 20837,5 МВт, в том числе на АЭС - 8312,2 МВт, на ГЭС - 763,4 МВт, на ГАЭС - 980 МВт, на ТЭС - 9471,9 МВт и на ВИЭ - 1310 МВт. Возможный дополнительный ввод генерирующих мощностей оценивается в объеме 7837,7 МВт, в том числе на АЭС - 55,8 МВт, на ГЭС - 10,5 МВт, на ТЭС - 7446,9 МВт и на ВИЭ - 324,5 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 2022 году на 16811,8 МВт (7,1%) по сравнению с 2015 годом и составит 252117,4 МВт, в том числе: АЭС - 32041,2 МВт, ГЭС - 48595 МВт, ГАЭС - 2180 МВт, ТЭС - 167530 МВт и ВИЭ - 1771,2 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 2022 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2015 годом возрастет доля АЭС с 11,5% до 12,7%, доля ГЭС и ГАЭС незначительно снизится с 20,3 до 20,1%, доля ТЭС снизится с 68,1% до 66,4%. Доля ВИЭ возрастет с 0,03% в 2015 году до 0,7% в 2022 году.
6. Юго-западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края отнесен к территориям ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих мощностей, отсутствующих в планах каких-либо собственников. В целях покрытия возникающего дефицита мощности требуется строительство в Юго-Западном энергорайоне тепловой электростанции установленной мощностью не менее 450 МВт на этапе 2019 года (с единичной установленной мощностью энергоблока не более 230 МВт) с последующим возможным уточнением требуемого объема дополнительной мощности по факту появления информации о заявках на технологическое присоединение потребителей со сроком реализации после 2019 года. Балансы мощности и электрической энергии ЕЭС России и ОЭС на 2016 - 2022 годы.