5. СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2016 - 2022 ГОДЫ

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

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 5.6 - Установленная мощность на электростанциях
ЕЭС России

Рисунок 5.7 - Структура установленной мощности
на электростанциях ЕЭС России

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)

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

<*> 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.