6. СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2016 - 2022 ГОДЫ
6. Балансы мощности и электрической энергии ЕЭС России и ОЭС на 2016 - 2022 годы
6.1. Балансы мощности
Балансы мощности по ОЭС сформированы на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС России. По ОЭС Сибири и ОЭС Востока дополнительно рассмотрены перспективные балансы мощности на час прохождения собственного максимума ОЭС. В сводном балансе мощности по ЕЭС России максимум потребления ОЭС Сибири и ОЭС Востока соответствует совмещенному максимуму 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 183 047 МВт в 2016 году до 191 714 МВт на уровне 2022 года.
Балансы мощности разработаны для варианта развития генерирующих мощностей с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации (согласно приложениям N 2, N 4, N 6 и N 7).
В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей в 2016 - 2022 годах возрастет с фактической величины 235 305,6 МВт в 2015 году на 16 811,8 МВт и составит 252 117,4 МВт в 2022 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,5% в 2015 году до прогнозных 12,7% в 2022 году, доля ТЭС снизится с 68,1% до 66,4%, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) снизится с 20,3% до 20,1%, доля мощности ВИЭ возрастет с 0,03% до 0,7%.
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 энергосистем, которая из-за недостаточной пропускной способности электрических сетей не может быть передана в смежные энергосистемы и ОЭС;
отсутствие гарантии использования мощности возобновляемых источников энергии в час максимума потребления (ветровые и солнечные 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.
Прогнозные ежегодные объемы вводов генерирующих мощностей после прохождения зимнего максимума в 2016 - 2022 годах составляют максимально 2 453,8 МВт.
Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию невыдаваемой мощности. В период до 2022 года прогнозируется наличие невыдаваемой мощности в ОЭС Северо-Запада (энергосистемы Республики Коми, Архангельской и Мурманской областей), ОЭС Урала (энергосистема Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов), ОЭС Сибири (энергосистемы Иркутской области, Республики Бурятия, Забайкальского края и восточной части Красноярского края). Величина невыдаваемой мощности с ростом потребления электрической энергии, выводом из эксплуатации генерирующего оборудования и развитием электрических связей снижается с 10 134 МВт в 2016 году до 8 683 МВт в 2022 году.
В связи с изменением режимно-балансовой ситуации в северо-западной части ЕЭС России, снижением динамики роста потребления электрической энергии и мощности, изменением потокораспределения в энергосистемах стран электрического кольца Беларусь - Россия - Эстония - Латвия - Литва (БРЭЛЛ), строительством новых энергоблоков Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС) и нестабильностью фактического экспорта электрической энергии и мощности в Финляндию, в центральной части ОЭС Северо-Запада существует проблема наличия избыточных мощностей, передача которых в направлении ОЭС Центра невозможна из-за ограниченной пропускной способности электрических связей Северо-Запад - Центр. Оценка объемов избыточных мощностей приведена в разделе 6.2.
Располагаемая мощность ветровых и солнечных электростанций в период прохождения максимума потребления мощности 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 23 572,5 - 26 431,3 МВт (9,3 - 10,5% от установленной мощности электростанций ЕЭС России).
В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 215 379,9 МВт на уровне 2016 года и 228 545 МВт на уровне 2022 года, что превышает спрос на мощность на 32 332,9 - 37 999,3 МВт в рассматриваемый период.
Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2022 года складывается с избытком резерва мощности в размере 29 314,2 - 34 288,5 МВт.
Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (без ОЭС Сибири) в 2016 - 2022 годах складывается с избытком нормативного резерва мощности в объеме 23 322 - 28 406,9 МВт.
В приложении N 10 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2016 - 2022 годы.
Сводные балансы мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по Европейской части ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации представлены в таблицах 6.1 - 6.3.
В приложении N 11 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2016 - 2022 годы.
Таблица 6.1 - Баланс мощности ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Максимум потребления
|
МВт
|
154116,0
|
157335,0
|
158642,0
|
159562,0
|
160484,0
|
161311,0
|
162011,0
|
Экспорт мощности
|
МВт
|
3960,0
|
3960,0
|
3460,0
|
3460,0
|
3360,0
|
3360,0
|
3360,0
|
Нормативный резерв мощности
|
МВт
|
24971,0
|
25558,0
|
25781,0
|
25934,0
|
26097,0
|
26231,0
|
26343,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
16,2
|
16,2
|
16,3
|
16,3
|
16,3
|
16,3
|
16,3
|
ИТОГО спрос на мощность
|
МВт
|
183047,0
|
186853,0
|
187883,0
|
188956,0
|
189941,0
|
190902,0
|
191714,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
МВт
|
239421,9
|
246778,4
|
249679,0
|
251098,6
|
250663,6
|
252117,4
|
252117,4
|
АЭС
|
МВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ГЭС
|
МВт
|
48407,9
|
49871,0
|
50719,2
|
50775,0
|
50775,0
|
50775,0
|
50775,0
|
ТЭС
|
МВт
|
162622,4
|
165513,0
|
167070,0
|
166965,0
|
167530,0
|
167530,0
|
167530,0
|
ВИЭ
|
МВт
|
467,2
|
1201,2
|
1501,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
МВт
|
12798,0
|
13687,6
|
14305,5
|
14575,5
|
14889,5
|
14889,5
|
14889,5
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
МВт
|
1110,0
|
1920,7
|
940,0
|
24,9
|
251,0
|
2453,8
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
МВт
|
10134,0
|
10004,0
|
9913,0
|
9543,0
|
9195,0
|
9088,0
|
8683,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
МВт
|
215379,9
|
221166,2
|
224520,6
|
226955,3
|
226328,2
|
225686,2
|
228545,0
|
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
|
МВт
|
32332,9
|
34313,2
|
36637,6
|
37999,3
|
36387,2
|
34784,2
|
36831,0
|
Таблица 6.2 - Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Максимум потребления
|
МВт
|
149370,0
|
151704,0
|
152796,0
|
153662,0
|
154363,0
|
155179,0
|
155860,0
|
Экспорт мощности
|
МВт
|
3460,0
|
3460,0
|
2960,0
|
2960,0
|
2860,0
|
2860,0
|
2860,0
|
Нормативный резерв мощности
|
МВт
|
23927,0
|
24319,0
|
24495,0
|
24636,0
|
24750,0
|
24882,0
|
24990,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
16,0
|
16,0
|
16,0
|
16,0
|
16,0
|
16,0
|
16,0
|
ИТОГО спрос на мощность
|
МВт
|
176757,0
|
179483,0
|
180251,0
|
181258,0
|
181973,0
|
182921,0
|
183710,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
МВт
|
229779,9
|
235315,2
|
238074,8
|
239494,4
|
238494,4
|
239948,2
|
239948,2
|
АЭС
|
МВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ГЭС
|
МВт
|
44747,9
|
45253,5
|
46101,7
|
46157,5
|
46157,5
|
46157,5
|
46157,5
|
ТЭС
|
МВт
|
156640,4
|
158667,3
|
160083,3
|
159978,3
|
159978,3
|
159978,3
|
159978,3
|
ВИЭ
|
МВт
|
467,2
|
1201,2
|
1501,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
МВт
|
12784,7
|
13523,2
|
14110,1
|
14380,1
|
14380,1
|
14380,1
|
14380,1
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
МВт
|
790,0
|
1920,7
|
830,0
|
24,9
|
0,0
|
2453,8
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
МВт
|
10134,0
|
10004,0
|
9913,0
|
9543,0
|
9195,0
|
9088,0
|
8683,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
МВт
|
206071,2
|
209867,3
|
213221,8
|
215546,5
|
214919,4
|
214026,4
|
216885,2
|
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
|
МВт
|
29314,2
|
30384,3
|
32970,8
|
34288,5
|
32946,4
|
31105,4
|
33175,2
|
Таблица 6.3 - Баланс мощности Европейской части ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.
Ед. измер.
|
2016 год
|
2017 год
|
2018 год
|
2019 год
|
2020 год
|
2021 год
|
2022 год
|
|
СПРОС
|
||||||||
Максимум потребления
|
МВт
|
120055,0
|
122274,0
|
123189,0
|
123929,0
|
124532,0
|
125199,0
|
125734,0
|
Экспорт мощности
|
МВт
|
3160,0
|
3160,0
|
2660,0
|
2660,0
|
2560,0
|
2560,0
|
2560,0
|
Нормативный резерв мощности
|
МВт
|
20409,0
|
20787,0
|
20942,0
|
21068,0
|
21170,0
|
21284,0
|
21375,0
|
Нормативный резерв в % к максимуму
|
%
|
17,0
|
17,0
|
17,0
|
17,0
|
17,0
|
17,0
|
17,0
|
ИТОГО спрос на мощность
|
МВт
|
143624,0
|
146221,0
|
146791,0
|
147657,0
|
148262,0
|
149043,0
|
149669,0
|
ПОКРЫТИЕ
|
||||||||
Установленная мощность на конец года
|
МВт
|
178004,1
|
183574,4
|
186096,0
|
187465,6
|
186465,6
|
187919,4
|
187919,4
|
АЭС
|
МВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ГЭС
|
МВт
|
19466,5
|
19967,1
|
20810,3
|
20866,1
|
20866,1
|
20866,1
|
20866,1
|
ТЭС
|
МВт
|
130171,2
|
132268,1
|
133556,1
|
133451,1
|
133451,1
|
133451,1
|
133451,1
|
ВИЭ
|
МВт
|
442,0
|
1146,0
|
1341,0
|
1561,0
|
1561,0
|
1561,0
|
1561,0
|
Ограничения мощности на максимум нагрузки
|
МВт
|
6628,1
|
7341,9
|
7823,8
|
8043,8
|
8043,8
|
8043,8
|
8043,8
|
Вводы мощности после прохождения максимума
|
МВт
|
670,0
|
1920,7
|
830,0
|
24,9
|
0,0
|
2453,8
|
0,0
|
Невыдаваемая мощность
|
МВт
|
3760,0
|
3691,0
|
3601,0
|
3333,0
|
3079,0
|
2976,0
|
2615,0
|
ИТОГО покрытие спроса
|
МВт
|
166946,0
|
170620,8
|
173841,2
|
176063,9
|
175342,8
|
174445,8
|
177260,6
|
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
|
МВт
|
23322,0
|
24399,8
|
27050,2
|
28406,9
|
27080,8
|
25402,8
|
27591,6
|
Дополнительно проведен анализ балансов мощности по ОЭС и ЕЭС России с учетом дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке (согласно приложениям N 3, N 5, N 8, N 9).
Сводные результаты расчетов балансов мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по Европейской части ЕЭС России с учетом дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке представлены в таблице 6.4.
В приложении N 12 приведены перспективные балансы мощности с учетом дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке по ОЭС и ЕЭС России на 2016 - 2022 годы.
Таблица 6.4 - Сводные результаты расчетов балансов мощности с учетом дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
ЕЭС России
|
Максимум потребления
|
154116,0
|
157335,0
|
158642,0
|
159562,0
|
160484,0
|
161311,0
|
162011,0
|
Спрос на мощность
|
183047,0
|
186853,0
|
187883,0
|
188956,0
|
189941,0
|
190902,0
|
191714,0
|
|
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
|
31576,2
|
33702,3
|
36553,5
|
39940,7
|
39606,5
|
37590,0
|
40633,8
|
|
ЕЭС России без ОЭС Востока
|
Максимум потребления
|
149370,0
|
151704,0
|
152796,0
|
153662,0
|
154363,0
|
155179,0
|
155860,0
|
Спрос на мощность
|
176757,0
|
179483,0
|
180251,0
|
181258,0
|
181973,0
|
182921,0
|
183710,0
|
|
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
|
28557,5
|
29883,5
|
32945,5
|
36172,6
|
35591,4
|
33806,9
|
36658,7
|
|
Европейская часть ЕЭС России
|
Максимум потребления
|
120055,0
|
122274,0
|
123189,0
|
123929,0
|
124532,0
|
125199,0
|
125734,0
|
Спрос на мощность
|
143624,0
|
146221,0
|
146791,0
|
147657,0
|
148262,0
|
149043,0
|
149669,0
|
|
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов
|
22560,3
|
23870,0
|
26902,1
|
30148,6
|
29609,9
|
27987,9
|
30958,7
|
6.2. Анализ режимно-балансовой ситуации в центральной части ОЭС Северо-Запада.
Центральная часть ОЭС Северо-Запада включает в себя энергосистемы города Санкт-Петербург, Республики Карелия, Ленинградской, Псковской и Новгородской областей. Данная часть ЕЭС России в настоящее время является избыточной по электрической энергии и мощности. Структура установленной мощности центральной части ОЭС Северо-Запада приведена в таблице 6.5.
Таблица 6.5 - Структура установленной мощности центральной части ОЭС Северо-Запада
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|
АЭС
|
27,4%
|
27,1%
|
32,6%
|
28,0%
|
33,3%
|
28,9%
|
34,1%
|
34,1%
|
ГЭС
|
9,3%
|
9,2%
|
8,5%
|
9,0%
|
8,6%
|
9,2%
|
8,5%
|
8,5%
|
ТЭС
|
63,3%
|
63,8%
|
59,0%
|
62,9%
|
58,1%
|
61,9%
|
57,4%
|
57,4%
|
ВИЭ
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Характерной особенностью рассматриваемой части ЕЭС России является высокая доля базовой нагрузки. В 2015 году около 90% установленной мощности электростанций составляли АЭС и ТЭС, причем более 70% от всех ТЭС являются теплофикационными и работают в зимний период времени по тепловому графику с высокой базовой нагрузкой без возможности существенной разгрузки как в течение суток, так и на более продолжительном интервале времени. На горизонте до 2022 года в структуре установленной мощности Центральной части ОЭС Северо-Запада предполагается увеличение доли АЭС относительно 2015 года за счет ввода в эксплуатацию трех энергоблоков на Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС) и вывода из эксплуатации двух первых энергоблоков на Ленинградской АЭС.
Из центральной части ОЭС Северо-Запада могут осуществляться поставки электрической энергии и мощности в Финляндию (основная часть от общего экспорта), а также в страны Балтии. Наличие единственных электрических связей с избыточной Кольской энергосистемой и собственный дефицит электрической энергии и мощности в Карельской энергосистеме обуславливают максимальную загрузку электрических связей в контролируемом сечении "Кола-Карелия" в направлении центральной части ОЭС Северо-Запада. Недостаток регулировочных мощностей, а также большие избытки мощности обуславливают необходимость максимального использования электрических связей с ОЭС Центра на выдачу из ОЭС Северо-Запада, пропускная способность которых ограничена. Задача повышения пропускной способности контролируемого сечения "Северо-Запад - Центр" частично будет решена в случае реализации планов ПАО "ФСК ЕЭС" по сооружению ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская к 2018 году.
В соответствии с планами ПАО "Интер РАО" до 2021 года предполагается реализация поставок мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада в Финляндию максимально 1 410 МВт (1 300 МВт через Выборгский преобразовательный комплекс и 110 МВт приграничный экспорт), а также 400 МВт в энергосистемы стран Балтии.
Объемы экспорта мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада в Финляндию в объеме порядка 1 300 МВт являлись ранее традиционными в течение практически всего календарного года (за исключением периодов проведения "ремонтной кампании"). Однако в 2013 - 2015 годы величина поставок мощности в энергосистему Финляндии через Выборгский преобразовательный комплекс была нестабильной и продолжительный период времени не достигала договорных значений, либо отсутствовала.
В связи с увеличением поставок электрической энергии и мощности из стран северной Европы в страны Балтии изменилось потокораспределение в энергосистемах стран БРЭЛЛ.
Вследствие этого, дополнительно проведен анализ режимно-балансовой ситуации в центральной части ОЭС Северо-Запада при отсутствии экспортных поставок в Финляндию и страны Балтии.
Таблица 6.6 - Прогнозный баланс мощности центральной части ОЭС Северо-Запада с учетом вводов с высокой вероятностью реализации и объемами экспорта мощности, заявленными ПАО "Интер РАО" (МВт)
Год
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
Установленная мощность электростанций
|
14772,0
|
15970,8
|
14970,8
|
16219,4
|
15219,4
|
16418,2
|
16418,2
|
Располагаемая мощность электростанций
|
13655
|
14059
|
14258
|
14308
|
14507
|
14507
|
15705
|
Потребление мощности
|
9893
|
9968
|
10027
|
10093
|
10134
|
10206
|
10253
|
Расчетный переток мощности из Кольской энергосистемы
|
600
|
600
|
600
|
800
|
800
|
800
|
800
|
Экспорт в Финляндию через ПС 330/400 кВ Выборгская
|
1300
|
1300
|
1300
|
1300
|
1300
|
1300
|
1300
|
Приграничный экспорт в Финляндию
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
Экспорт мощности в Балтию
|
400
|
400
|
400
|
400
|
400
|
400
|
400
|
Требуемая к покрытию мощность
|
11103
|
11178
|
11237
|
11103
|
11144
|
11216
|
11263
|
Расчетный переток по сечению ОЭС Северо-Запада ОЭС Центра в направлении ОЭС Центра
|
2552
|
2881
|
3021
|
3205
|
3363
|
32901
|
4442
|
МДП в контролируемом сечении ОЭС Северо-Запада ОЭС Центра в нормальной схеме электрической сети (с ПА)
|
1900
|
1900
|
3000
|
3000
|
3000
|
3000
|
3000
|
Величина невыдаваемой мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада для нормальной схемы электрической сети
|
652
|
981
|
21
|
205
|
363
|
291
|
1442
|
МДП в контролируемом сечении ОЭС Северо-Запада ОЭС Центра при ремонте ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Ленинградская (с ПА)
|
800
|
800
|
1900
|
1900
|
1900
|
1900
|
1900
|
Величина невыдаваемой мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада для ремонтной схемы электрической сети
|
1752
|
2081
|
1121
|
1305
|
1463
|
1391
|
2542
|
Таблица 6.7 - Прогнозный баланс мощности центральной части ОЭС Северо-Запада с учетом вводов с высокой вероятностью реализации и отсутствием экспорта в Финляндию через Выборгский преобразовательный комплекс и страны Балтии (МВт)
Год
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
Установленная мощность электростанций
|
14772,0
|
15970,8
|
14970,8
|
16219,4
|
15219,4
|
16418,2
|
16418,2
|
Располагаемая мощность электростанций
|
13655
|
14059
|
14258
|
14308
|
14507
|
14507
|
15705
|
Потребление мощности
|
9893
|
9968
|
10027
|
10093
|
10134
|
10206
|
10253
|
Расчетный переток мощности из Кольской энергосистемы
|
600
|
600
|
600
|
800
|
800
|
800
|
800
|
Экспорт в Финляндию через ПС 330/400 кВ Выборгская
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Приграничный экспорт в Финляндию
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
Экспорт мощности в Балтию
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Требуемая к покрытию мощность
|
9403
|
9478
|
9537
|
9403
|
9444
|
9516
|
9563
|
Расчетный переток по сечению ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра в направлении ОЭС Центра
|
4252
|
4581
|
4721
|
4905
|
5063
|
4991
|
6142
|
МДП в контролируемом сечении ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра в нормальной схеме электрической сети (с ПА)
|
1900
|
1900
|
3000
|
3000
|
3000
|
3000
|
3000
|
Величина невыдаваемой мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада для нормальной схемы электрической сети
|
2352
|
2681
|
1721
|
1905
|
2063
|
1991
|
3142
|
МДП в контролируемом сечении ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра при ремонте ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Ленинградская (с ПА)
|
800
|
800
|
1900
|
1900
|
1900
|
1900
|
1900
|
Величина невыдаваемой мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада для ремонтной схемы электрической сети
|
3452
|
3781
|
2821
|
3005
|
3163
|
3091
|
4242
|
Анализ режимно-балансовой ситуации в центральной части ОЭС Северо-Запада показывает, что даже в случае реализации заявленных ПАО "Интер РАО" экспортных поставок мощности в Финляндию и страны Балтии объем невыдаваемой избыточной мощности в 2016 и 2017 годах будет составлять 652 и 981 МВт соответственно в нормальной схеме электрической сети (при максимальной пропускной способности контролируемого сечения "Северо-Запад - Центр") 1 752 и 2 081 МВт в условиях ремонта ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Ленинградская. Для условий отсутствия экспортных поставок объем невыдаваемой избыточной мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада в 2016 и 2017 годах существенно вырастет до 2352 и 2681 МВт в нормальной и 3452 и 3781 МВт в ремонтной схемах электрической сети соответственно.
Увеличение максимально допустимого перетока в контролируемом сечении "Северо-Запад - Центр" после сооружения к 2018 году ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская позволит снизить объем невыдаваемой избыточной мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада в период 2019 - 2021 годов до 205 - 363 МВт в нормальной и 1 304 - 1 463 МВт в ремонтной схеме при реализации экспортных планов ПАО "Интер РАО" и до 1 905 - 2 063 МВт в нормальной и 3 005 - 3 163 МВт в ремонтной схеме при отсутствии экспортных поставок.
Однако, в 2022 году в условиях работы одновременно пяти энергоблоков Ленинградской АЭС и Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС) величина невыдаваемой избыточной мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада составит 1 442 МВт в нормальной и 2 542 МВт в ремонтной схеме при реализации экспортных планов ПАО "Интер РАО"; при отсутствии экспортных поставок - 3 142 МВт в нормальной и 4 242 МВт в ремонтной схеме.
Наличие столь существенных объемов невыдаваемой избыточной мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада предопределяет необходимость строительства в заявленные ПАО "ФСК ЕЭС" сроки ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская, а также ограничения одновременно находящихся в эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС и Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС) не более пяти с возможным пересмотром в сторону большей интенсификации программы вывода из эксплуатации существующих энергоблоков Ленинградской АЭС с реакторами типа РБМК.
6.3. Балансы электрической энергии
Балансы электрической энергии сформированы с учетом следующих расчетных условий:
развитие генерирующих мощностей соответствует варианту с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке, имеющими высокую вероятность реализации;
потребность в электрической энергии по ЕЭС России определяется прогнозируемой величиной потребления электрической энергии и экспорта-импорта электрической энергии (сальдо экспорта-импорта);
выработка электрической энергии по ГЭС учтена среднемноголетней величиной. Для ОЭС Сибири и ОЭС Востока с большой долей ГЭС в структуре генерирующих мощностей выполнен также расчет для условий маловодного года;
выработка АЭС определена с учетом предложений АО "Концерн Росэнергоатом" по объемам выработки электрической энергии на действующих и новых АЭС в 2016 - 2022 годах и фактического режима работы атомных энергоблоков за пятилетний ретроспективный период;
объем производства электрической энергии ВИЭ определен исходя из числа часов использования установленной мощности вновь вводимых ВЭС (ветровые электростанции) - 2000 часов/год, СЭС (солнечные электростанции) - 1800 часов/год; по действующим ВИЭ величина производства электрической энергии в рассматриваемый перспективный период принята по фактически достигнутому значению (на уровне 2015 года).
Структура производства электрической энергии ЕЭС России и ОЭС приведена в таблице 6.8.
Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2015 года (1 026,9 млрд. кВт·ч) возрастет на 52,7 млрд. кВт·ч (до 1 079,6 млрд. кВт·ч) в 2022 году.
Таблица 6.8 - Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||||||
2016 год
|
2022 год
|
||||||||||
АЭС
|
ГЭС
|
ТЭС
|
ВИЭ
|
Всего
|
АЭС
|
ГЭС
|
ТЭС
|
ВИЭ
|
Всего
|
||
ОЭС Северо-Запада
|
млрд. кВт·ч
|
38,407
|
12,401
|
51,666
|
0,003
|
102,477
|
46,680
|
12,629
|
51,729
|
0,003
|
111,041
|
%
|
37,5
|
12,1
|
50,4
|
0
|
100
|
42,0
|
11,4
|
46,6
|
0
|
100
|
|
ОЭС Центра
|
млрд. кВт·ч
|
92,358
|
3,146
|
143,183
|
0
|
238,687
|
105,423
|
4,745
|
132,020
|
0,108
|
242,296
|
%
|
38,7
|
1,3
|
60,0
|
0
|
100
|
43,5
|
2,0
|
54,5
|
0
|
100
|
|
ОЭС Средней Волги
|
млрд. кВт·ч
|
32,780
|
19,375
|
51,800
|
0
|
103,955
|
31,280
|
20,310
|
53,681
|
0,367
|
105,638
|
%
|
31,5
|
18,7
|
49,8
|
0
|
100
|
29,6
|
19,2
|
50,8
|
0,4
|
100
|
|
ОЭС Юга
|
млрд. кВт·ч
|
24,000
|
19,082
|
51,029
|
0,020
|
94,131
|
31,110
|
21,730
|
45,654
|
1,363
|
99,857
|
%
|
25,5
|
20,3
|
54,2
|
0
|
100
|
31,1
|
21,8
|
45,7
|
1,4
|
100
|
|
ОЭС Урала
|
млрд. кВт·ч
|
7,770
|
5,081
|
246,243
|
0,090
|
259,184
|
10,840
|
4,966
|
248,665
|
0,747
|
265,218
|
%
|
3,0
|
2,0
|
95,0
|
0
|
100
|
4,1
|
1,9
|
93,7
|
0,3
|
100
|
|
Европейская часть ЕЭС
|
млрд. кВт·ч
|
195,315
|
59,085
|
543,921
|
0,113
|
798,434
|
225,333
|
64,380
|
531,749
|
2,588
|
824,050
|
%
|
24,5
|
7,4
|
68,1
|
0
|
100
|
27,4
|
7,8
|
64,5
|
0,3
|
100
|
|
ОЭС Сибири
|
млрд. кВт·ч
|
0
|
92,690
|
108,152
|
0,013
|
200,855
|
0
|
107,377
|
101,974
|
0,378
|
209,729
|
%
|
0
|
46,1
|
53,9
|
0
|
100
|
0
|
51,2
|
48,6
|
0,2
|
100
|
|
ОЭС Востока
|
млрд. кВт·ч
|
0
|
10,340
|
25,018
|
0
|
35,358
|
0
|
16,480
|
29,324
|
0
|
45,804
|
%
|
0
|
29,2
|
70,8
|
0
|
100
|
0
|
36,0
|
64,0
|
0
|
100
|
|
ЕЭС России, всего
|
млрд. кВтч
|
195,315
|
162,115
|
677,091
|
0,126
|
1034,647
|
225,333
|
188,237
|
663,047
|
2,966
|
1079,583
|
%
|
18,9
|
15,7
|
65,4
|
0
|
100
|
20,9
|
17,4
|
61,4
|
0,3
|
100
|
Укрупненная структура изменения производства электрической энергии в ЕЭС России по типам электростанций в рассматриваемый период приведена в таблице 6.9 и рисунке 6.1.
Таблица 6.9 - Укрупненная структура производства электрической энергии в ЕЭС России
Единицы измерения
|
Выработка электрической энергии
|
|||
2015 год
Факт
|
Изменение за 2016 - 2022 годы
|
2022 год
Прогноз
|
||
Всего,
в т.ч.
|
млрд. кВт·ч
|
1026,9
|
52,7
|
1079,6
|
%
|
100,0
|
-
|
100,0
|
|
АЭС
|
млрд. кВт·ч
|
195,3
|
30,0
|
225,3
|
%
|
19,0
|
-
|
20,9
|
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
160,2
|
28,0
|
188,2
|
%
|
15,6
|
-
|
17,4
|
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
671,4
|
-8,3
|
663,1
|
%
|
65,4
|
-
|
61,4
|
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,013
|
3,0
|
3,0
|
%
|
0,0001
|
-
|
0,3
|
Рисунок 6.1 - Укрупненная структура производства
электрической энергии на электростанциях ЕЭС России
В прогнозируемой структуре выработки электрической энергии по ЕЭС России доля АЭС увеличится с 19% в 2015 году до 20,9% в 2022 году, доля ГЭС - с 15,6% до 17,4%, доля ТЭС снизится с 65,4% до 61,4%, доля ВИЭ в 2022 году оценивается в 0,3%.
По ОЭС прогнозируется следующая динамика изменения структуры производства электрической энергии за период с 2015 по 2022 год:
в ОЭС Северо-Запада планируемое развитие АЭС приведет к росту доли выработки АЭС на 5,5% (с 36,5% в 2015 году до 42% к 2022 году) с соответствующим снижением доли ТЭС с 51% до 46,6%;
в ОЭС Центра доля АЭС увеличится с 42,3% в отчетном 2015 году до 43,5% в 2022 году, доля ГЭС (при сооружении Загорской ГАЭС-2) увеличится с 1,2% до 2%, доля ТЭС снизится с 56,5% до 54,5%;
в ОЭС Средней Волги доля АЭС снизится с 31,3% в 2015 году до 29,6% в 2022 году, доля ГЭС с 19,9% до 19,2%. Доля ТЭС увеличится с 48,8% в 2015 году до 50,8% в 2022 году. Долевое участие ВИЭ в 2022 году оценивается в 0,4%;
в ОЭС Юга прирост производства электрической энергии на АЭС за рассматриваемый период составит 10,6 млрд. кВт·ч (с 23,2% в 2015 году до 31,1% в 2022 году). Долевое участие ТЭС снизится с 56% в 2015 году до 45,7% в 2022 году. Доля ВИЭ в 2022 году оценивается в 1,4%;
в ОЭС Урала доля АЭС в производстве электрической энергии с вводом энергоблока (БН-800) на Белоярской АЭС увеличится с 1,8% (4,58 млрд. кВт·ч) в 2015 году до 4,1% (10,84 млрд. кВт·ч) в 2022 году с соответствующим снижением доли ТЭС с 95,5% в 2015 году до 93,7% в 2022 году. Доля ВИЭ в 2022 году оценивается в 0,3%;
в ОЭС Сибири с выходом Богучанской ГЭС на проектные показатели долевое участие ГЭС увеличится с 43,9% в 2015 году до 51,2% в 2022 году;
в ОЭС Востока планируется присоединение Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия). Рост выработки прогнозируется на 10 млрд. кВт·ч (с 35,8 млрд. кВт·ч в 2015 году до 45,8 млрд. кВт·ч в 2022 году). Доля выработки ТЭС на уровне 2022 года оценивается 64%, ГЭС - 36%.
Дополнительно разработаны балансы электрической энергии для условий маловодного года, учитывающие снижение выработки ГЭС ОЭС Сибири, оцениваемое в 12 млрд. кВт·ч, и ГЭС ОЭС Востока - 4 млрд. кВт·ч. Это потребует дополнительной выработки на тепловых электростанциях соответствующих объемов электрической энергии.
В целом по ЕЭС России баланс электрической энергии в 2016 - 2022 годах обеспечивается при следующем годовом числе часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 6.10).
Таблица 6.10 - Число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации
Годовое число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России
|
||||||||||||
ФАКТ
|
ПРОГНОЗ
|
|||||||||||
2011
|
2012
|
2013
|
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|
АЭС
|
7125
|
7020
|
6820
|
6855
|
7195
|
6994
|
6580
|
6933
|
6798
|
7205
|
6895
|
7033
|
ТЭС
|
4630
|
4610
|
4380
|
4280
|
4190
|
4164
|
4003
|
3910
|
3927
|
3923
|
3953
|
3958
|
Годовая загрузка ТЭС для обеспечения баланса электрической энергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в ЕЭС России в период до 2022 года изменяется в диапазоне 3910 - 4164 часов/год.
По ОЭС число часов использования установленной мощности ТЭС будет составлять: в ОЭС Северо-Запада - 3334 - 3553 часов /год, в ОЭС Центра - 3488 - 3726 часов/год, в ОЭС Юга - 3328 - 4378 часов/год, в ОЭС Средней Волги - 3167 - 3210 часов/год, в ОЭС Урала - 4878 - 5019 часов/год, в ОЭС Сибири - 3680 - 4086 часов/год и в ОЭС Востока - 3602 - 4182 часов/год.
В случае реализации варианта развития генерирующих мощностей с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке баланс электрической энергии в 2016 - 2022 годах обеспечивается при следующем годовом числе часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 6.11).
Таблица 6.11 - Число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей с дополнительными вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке
Годовое число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России
|
||||||||||||
ФАКТ
|
ПРОГНОЗ
|
|||||||||||
2011
|
2012
|
2013
|
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|
АЭС
|
7125
|
7020
|
6820
|
6855
|
7195
|
6994
|
6580
|
6933
|
6894
|
7307
|
6988
|
7127
|
ТЭС
|
4630
|
4610
|
4380
|
4280
|
4190
|
4163
|
4001
|
3860
|
3845
|
3835
|
3860
|
3850
|
Перспективные балансы электрической энергии по ЕЭС России и ОЭС на 2016 - 2022 годы представлены в приложении N 13, баланс электрической энергии по ЕЭС России - в таблице 6.12. В приложении N 14 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2016 - 2022 годы.
Таблица 6.12 - Баланс электрической энергии ЕЭС России <*> для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации
Наименование
|
Единицы измерения
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребление электрической энергии
|
млрд. кВт·ч
|
1015,718
|
1032,816
|
1040,979
|
1048,838
|
1056,430
|
1061,965
|
1067,133
|
в том числе заряд ГАЭС
|
млрд. кВт·ч
|
2,655
|
2,655
|
3,575
|
4,495
|
4,495
|
4,495
|
4,495
|
Экспорт
|
млрд. кВт·ч
|
15,515
|
15,839
|
13,854
|
13,858
|
13,780
|
13,780
|
13,780
|
Импорт
|
млрд. кВт·ч
|
1,140
|
1,140
|
1,390
|
1,330
|
1,330
|
1,330
|
1,330
|
Передача электрической энергии в энергосистему Республики Крым и г. Севастополь
|
млрд. кВт·ч
|
4,554
|
||||||
Потребность
|
млрд. кВт·ч
|
1034,647
|
1047,515
|
1053,443
|
1061,366
|
1068,880
|
1074,415
|
1079,583
|
Производство электрической энергии - всего
|
млрд. кВт·ч
|
134,647
|
1047,515
|
1053,443
|
1061,366
|
1068,880
|
1074,415
|
1079,583
|
ГЭС
|
млрд. кВт·ч
|
162,115
|
184,911
|
187,367
|
188,137
|
188,237
|
188,237
|
188,237
|
АЭС
|
млрд. кВт·ч
|
195,315
|
198,660
|
210,670
|
214,720
|
220,390
|
220,912
|
225,333
|
ТЭС
|
млрд. кВт·ч
|
677,091
|
662,545
|
653,321
|
655,720
|
657,287
|
662,300
|
663,047
|
ВИЭ
|
млрд. кВт·ч
|
0,126
|
1,399
|
2,085
|
2,789
|
2,966
|
2,966
|
2,966
|
Установленная мощность - всего
|
МВт
|
239421,9
|
246778,4
|
249679,0
|
251098,6
|
250663,6
|
252117,4
|
252117,4
|
ГЭС
|
МВт
|
48407,9
|
49871,0
|
50719,2
|
50775,0
|
50775,0
|
50775,0
|
50775,0
|
АЭС
|
МВт
|
27924,4
|
30193,2
|
30388,6
|
31587,4
|
30587,4
|
32041,2
|
32041,2
|
ТЭС
|
МВт
|
162622,4
|
165513,0
|
167070,0
|
166965,0
|
167530,0
|
167530,0
|
167530,0
|
ВИЭ
|
МВт
|
467,2
|
1201,2
|
1501,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
1771,2
|
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
4321
|
4245
|
4219
|
4227
|
4264
|
4262
|
4282
|
АЭС
|
час/год
|
6994
|
6580
|
6933
|
6798
|
7205
|
6895
|
7033
|
ТЭС
|
час/год
|
4164
|
4003
|
3910
|
3927
|
3923
|
3953
|
3958
|
ВИЭ
|
час/год
|
270
|
1165
|
1389
|
1575
|
1675
|
1675
|
1675
|
--------------------------------
<*> В составе ЕЭС России с 2017 года учитываются энергосистема Республики Крым и г. Севастополь, Центральный и Западный энергорайоны Республики Саха (Якутия).
В случае реализации для варианта развития генерирующих мощностей с дополнительными вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке число часов использования установленной мощности ТЭС в период 2016 - 2022 годов составит 3835 - 4163.
Выводы:
1. Баланс мощности ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации в рассматриваемый перспективный период складывается с превышением нормативного резерва мощности на 32 332,9 - 37 999,3 МВт.
2. Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2022 года также складывается с избытком мощности в размере 29 314,2 - 34 288,5 МВт.
3. Баланс мощности на период до 2022 года показывает наличие избытков нормативного резерва мощности по всем ОЭС. Тем не менее, в территориальном разрезе сохраняются проблемные энергоузлы (энергорайоны), для обеспечения надежного электроснабжения потребителей в которых требуется реализация мер по строительству сетевых и генерирующих объектов, приводимых в схеме и программе.
4. Наличие существенных избытков мощности связано с условиями замедления прогнозного роста потребления электрической энергии, с продолжением ввода в эксплуатацию генерирующих объектов, проектирование которых в силу инерционности строительства осуществлялось несколько лет назад при более высоких прогнозах роста потребления электрической энергии, при относительно малых заявленных собственниками объемах вывода из эксплуатации устаревших и неэффективных генерирующих мощностей.
Реализация уже начатого строительства объектов электроэнергетики позволяет производителям электрической энергии рассматривать планы по более интенсивному обновлению производственных фондов и выводу из эксплуатации устаревшего и неэффективного генерирующего оборудования.
5. Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2015 года (1 026,9 млрд. кВт·ч) возрастет на 52,7 млрд. кВт·ч (до 1 079,6 млрд. кВт·ч) в 2022 году.
6. Доля АЭС в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России увеличится с 19% в 2015 году до 20,9% в 2022 году, доля ГЭС с 15,6% до 17,4%, доля ТЭС снизится с 65,4% до 61,4% и доля ВИЭ в 2022 году оценивается в 0,3%.
7. Число часов использования установленной мощности ТЭС ЕЭС России в период до 2022 года для варианта развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации изменяется в диапазоне 3910 - 4164 часов/год.
Число часов использования установленной мощности ТЭС в энергообъединениях европейской части ЕЭС России (без ОЭС Урала) будет составлять 3385 - 3670 часов/год: в ОЭС Урала - 4878 - 5019 часов/год, в ОЭС Сибири - 3680 - 4086 часов/год и в ОЭС Востока - 3602 - 4182 часов/год.
8. Число часов использования установленной мощности ТЭС ЕЭС России в период до 2022 года для варианта развития генерирующих мощностей с дополнительными вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке изменяется в диапазоне 3835 - 4163 часов/год.
9. Наличие существенных объемов невыдаваемой избыточной мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада предопределяет необходимость строительства в заявленные ПАО "ФСК ЕЭС" сроки ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская, а также ограничения одновременно находящихся в эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС и Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС) не более пяти с возможным пересмотром в сторону большей интенсификации программы вывода из эксплуатации существующих энергоблоков Ленинградской АЭС с реакторами типа РБМК.
7. Прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики
ЕЭС России (без учета децентрализованных источников)
на период 2016 - 2022 годы.
Прогноз потребности в органическом топливе ТЭС ЕЭС России представлен для варианта развития генерирующих мощностей с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.
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 ТЭС ЕЭС России в органическом топливе формируется исходя из намечаемых уровней производства электрической энергии (таблица 7.1).
Таблица 7.1 - Производство электрической энергии на ТЭС ЕЭС России в 2016 - 2022 годах.
ПРОГНОЗ
|
|||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|
Выработка электрической энергии, млрд. кВт.ч
|
677,09
|
662,55
|
653,32
|
655,72
|
657,29
|
662,30
|
663,05
|
Выработка электрической энергии при маловодных условиях <*>, млрд. кВт.ч
|
677,09
|
678,11
|
669,03
|
671,43
|
673,00
|
678,01
|
678,76
|
--------------------------------
<*> Вариант с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях.
Изменение потребности в органическом топливе ТЭС ЕЭС России для рассматриваемого варианта представлено в таблице 7.2.
Таблица 7.2 - Потребность ТЭС ЕЭС России в органическом топливе в 2016 - 2022 годах.
ПРОГНОЗ
|
||||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
||
Потребность ТЭС в топливе, тыс. т.у.т.
|
287 274
|
281 959
|
277 806
|
278 702
|
279 338
|
280 881
|
281 230
|
|
из них:
|
газ
|
204 090
|
203 837
|
201 403
|
202 162
|
202 016
|
202 993
|
202 947
|
нефтетопливо
|
1 504
|
1 464
|
1 436
|
1 446
|
1 465
|
1 468
|
1 471
|
|
уголь
|
71 475
|
66 569
|
64 929
|
65 055
|
65 796
|
66 349
|
66 735
|
|
прочее топливо
|
10 206
|
10 088
|
10 037
|
10 039
|
10 061
|
10 071
|
10 078
|
|
Потребность ТЭС в топливе, %
|
100,0
|
100,0
|
100,0
|
100,0
|
100,0
|
100,0
|
100,0
|
|
из них
|
газ
|
71,0
|
72,3
|
72,5
|
72,5
|
72,3
|
72,3
|
72,2
|
нефтетопливо
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
|
уголь
|
24,9
|
23,6
|
23,4
|
23,3
|
23,6
|
23,6
|
23,7
|
|
прочее топливо
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
Динамика изменения расхода топлива на ТЭС определяется общим уровнем потребления электрической энергии и долей электростанций различных типов в его покрытии. Учитывая рост выработки электрической энергии на АЭС (с 18,9% до 20,9%), ГЭС и ВИЭ (с 15,7% до 17,7%) за рассматриваемый период, производство электрической энергии на ТЭС сократится с 65,4% до 61,4%. Соответственно, расход органического топлива снизится с 287,3 млн. т.у.т. в 2016 году до 281,2 млн. т.у.т. в 2022 году. Помимо принятого уровня выработки электрической энергии на ТЭС, на потребность в органическом топливе большое влияние оказало изменение состава генерирующих мощностей - ввод более экономичного парогазового и газотурбинного оборудования. Удельный расход топлива на отпущенную электрическую энергию будет снижаться с 314,6 г/кВт·ч в 2016 году до 306,8 г/кВт·ч в 2022 году.
Структура топлива на весь рассматриваемый период не меняется. При этом доля газа составляет 71 - 73%, угля - 23 - 25%, нефтетоплива и прочего топлива - менее 5%.
При маловодных условиях функционирования ГЭС ОЭС Сибири и ОЭС Востока потребуется дополнительное топливо для покрытия прогнозируемого уровня потребления электрической энергии (таблица 7.3).
Таблица 7.3 - Потребность тепловых электростанций в дополнительном топливе при маловодных условиях в 2016 - 2022 годах, млн. т.у.т.
ОЭС
|
ПРОГНОЗ
|
||||||
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|
ОЭС Сибири
|
0,0
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
ОЭС Востока
|
0,0
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
1,3
|
Прогноз потребности ТЭС в различных видах органического топлива по ОЭС приведен в таблице 7.4.
Таблица 7.4 - Потребность ТЭС в органическом топливе по ОЭС в 2016 - 2022 годах, тыс. т.у.т.
ОЭС
|
Годы
|
Расход условного топлива, всего
|
в том числе
|
|||
Газ
|
Нефте-топливо
|
Уголь
|
Прочее топливо
|
|||
ОЭС Северо-Запада
|
2016
|
23805
|
18899
|
786
|
2139
|
1980
|
2017
|
23927
|
18990
|
789
|
2172
|
1976
|
|
2018
|
24056
|
19185
|
787
|
2109
|
1975
|
|
2019
|
24194
|
19127
|
798
|
2296
|
1973
|
|
2020
|
24239
|
19095
|
802
|
2367
|
1975
|
|
2021
|
24245
|
19102
|
802
|
2366
|
1975
|
|
2022
|
24188
|
19045
|
802
|
2365
|
1975
|
|
ОЭС Центра
|
2016
|
59306
|
51968
|
127
|
3704
|
3507
|
2017
|
58494
|
51774
|
88
|
3120
|
3512
|
|
2018
|
56357
|
49896
|
87
|
2863
|
3511
|
|
2019
|
56388
|
50014
|
87
|
2773
|
3514
|
|
2020
|
55721
|
49431
|
88
|
2684
|
3519
|
|
2021
|
55429
|
49172
|
87
|
2649
|
3520
|
|
2022
|
55231
|
48999
|
87
|
2625
|
3520
|
|
ОЭС Средней Волги
|
2016
|
27908
|
27707
|
126
|
0
|
75
|
2017
|
28104
|
27903
|
126
|
0
|
75
|
|
2018
|
28288
|
28100
|
125
|
0
|
63
|
|
2019
|
28432
|
28245
|
125
|
0
|
63
|
|
2020
|
28438
|
28249
|
125
|
0
|
63
|
|
2021
|
28434
|
28246
|
125
|
0
|
63
|
|
2022
|
28459
|
28271
|
125
|
0
|
63
|
|
ОЭС Юга
|
2016
|
18830
|
16083
|
37
|
2702
|
8
|
2017
|
18298
|
15795
|
38
|
2456
|
8
|
|
2018
|
17248
|
14985
|
35
|
2220
|
8
|
|
2019
|
17161
|
14981
|
34
|
2138
|
8
|
|
2020
|
17066
|
14905
|
34
|
2119
|
8
|
|
2021
|
17350
|
15142
|
35
|
2166
|
8
|
|
2022
|
17297
|
15093
|
35
|
2161
|
8
|
|
ОЭС Урала
|
2016
|
94456
|
81197
|
168
|
10808
|
2283
|
2017
|
93429
|
80449
|
168
|
10585
|
2228
|
|
2018
|
91718
|
80115
|
148
|
9268
|
2186
|
|
2019
|
91741
|
80224
|
147
|
9188
|
2182
|
|
2020
|
92540
|
80794
|
148
|
9409
|
2189
|
|
2021
|
93204
|
81408
|
149
|
9454
|
2193
|
|
2022
|
93334
|
81536
|
149
|
9456
|
2194
|
|
ОЭС Сибири
|
2016
|
51485
|
4618
|
225
|
44289
|
2353
|
2017
|
47181
|
4241
|
209
|
40441
|
2290
|
|
2018
|
47665
|
4484
|
207
|
40680
|
2294
|
|
2019
|
48006
|
4629
|
208
|
40869
|
2299
|
|
2020
|
48438
|
4460
|
221
|
41450
|
2307
|
|
2021
|
48740
|
4491
|
222
|
41716
|
2311
|
|
2022
|
49127
|
4527
|
224
|
42059
|
2317
|
|
ОЭС Востока
|
2016
|
11484
|
3617
|
34
|
7833
|
0
|
2017
|
12527
|
4685
|
47
|
7795
|
0
|
|
2018
|
12473
|
4638
|
47
|
7789
|
0
|
|
2019
|
12780
|
4943
|
47
|
7791
|
0
|
|
2020
|
12895
|
5080
|
47
|
7768
|
0
|
|
2021
|
13479
|
5432
|
48
|
7999
|
0
|
|
2022
|
13593
|
5476
|
49
|
8068
|
0
|
Выводы:
При заданных уровнях потребления электрической энергии потребность в органическом топливе тепловых электростанциях ЕЭС России снизится с 287,3 млн. т.у.т. в 2016 году до 281,2 млн. т.у.т. в 2022 году. Структура топлива на прогнозируемый период 2016 - 2022 гг. не меняется, и основную его долю составляет газ (71 - 73%). Удельные расходы топлива на отпущенную электроэнергию будут снижаться в среднем по ЕЭС России с 314,6 г/кВт.ч в 2016 году до 306,8 г/кВт.ч в 2022 году.