6. СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2013 - 2019 ГОДЫ

6.1. Балансы мощности

Балансы мощности по ОЭС Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Юга и Урала сформированы на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС России. По ОЭС Сибири и ОЭС Востока рассмотрены перспективные балансы мощности на час совмещенного максимума ЕЭС и на час прохождения собственного максимума ОЭС. В сводном балансе мощности по ЕЭС России максимум потребления ОЭС Сибири и ОЭС Востока 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 194764,7 МВт в 2013 году до 215150,7 МВт на уровне 2019 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 (приложения N 2, N 4, N 5, N 6, N 7).

Мероприятия по дополнительной реконструкции, модернизации, перемаркировке (приложения N 9, N 10, N 11), а также дополнительному демонтажу в балансах мощности не учтены.

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей за 2013 - 2019 годы возрастет с фактической величины 223070,8 МВт в 2012 году на 14343,7 МВт и составит 237414,5 МВт в 2019 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,3% в 2012 году до прогнозных 11,9% в 2019 году, доля ТЭС снизится с 68,1% до 67,1%, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) увеличится незначительно с 20,6% в 2012 году до 21% в 2019 году.

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

- ограничения мощности действующих электростанций всех типов в период зимнего максимума потребления;

- неучастие в покрытии максимума нагрузки мощности оборудования, введенного после прохождения максимума нагрузки;

- наличие в отдельные годы "запертой" мощности в ряде регионов, которая из-за недостаточной пропускной способности электрических сетей не может быть выдана в смежные энергосистемы и ОЭС;

- негарантированность использования мощности возобновляемых источников энергии в час максимума потребления (ветровые электростанции).

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

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

Прогнозные ежегодные объемы вводов генерирующего оборудования после прохождения зимнего максимума в 2013 - 2019 годах составляют от 1150 до 8240,4 МВт.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию "запертой" мощности. В период до 2019 года прогнозируется наличие "запертой" мощности в энергосистемах ОЭС Северо-Запада (энергосистемы Республики Коми, Архангельской и Мурманской областей) и в энергосистеме Иркутской области ОЭС Сибири. Величина "запертой" мощности с ростом потребления и развитием электрических связей снижается с 3000 МВт в 2013 году до 389 МВт в 2019 году.

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

Величина мощности, не участвующая в результате названных выше факторов в балансе на час прохождения максимума потребления по ЕЭС России, изменяется в диапазоне 16105,2 - 23976,4 МВт, что составляет 6,7 - 10,3% от установленной мощности электростанций ЕЭС России.

В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 207700,5 МВт на уровне 2013 года и 220791,3 МВт на уровне 2019 года, что превышает спрос на мощность на 5640,6 - 14965,3 МВт в рассматриваемый период (порядка 2,6 - 7,2% от прогнозируемого спроса).

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2019 года складывается с избытком резерва мощности в размере 3641,1 - 12707,2 МВт, что составляет 1,7 - 6,4% от спроса на мощность.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (с ОЭС Урала) в 2013 - 2019 годах складывается с избытком резерва мощности в объеме 2305,9 - 10670 МВт (1,4 - 6,7%).

В приложении N 12 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2013 - 2019 годы.

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

В приложении N 13 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2013 - 2019 годы.

При прогнозируемой потребности в ОЭС Северо-Запада баланс мощности в 2013 году складывается с превышением нормативного резерва мощности 332,0 МВт, что составляет 1,7% от спроса на мощность. С выводом из эксплуатации двух энергоблоков на Ленинградской АЭС в период 2014 - 2015 годов в ОЭС Северо-Запада возникает дефицит мощности в размере 860 - 894,5 МВт (4,3 - 4,4% от спроса на мощность). Покрытие дефицита мощности может быть обеспечено из ОЭС Центра. В период 2016 - 2017 годов энергообъединение практически самобалансируется. В период 2018 - 2019 годов баланс мощности ОЭС Северо-Запада складывается с дефицитом нормативного резерва мощности 1011 - 1324 МВт (4,8 - 6,2% от спроса на мощность), покрытие которого может быть обеспечено за счет избытков мощности ОЭС Средней Волги и ОЭС Урала.

В ОЭС Центра при заданном развитии электростанций баланс мощности в 2013 - 2018 годы складывается с превышением нормативного резерва мощности на 1796,3 - 4416,3 МВт, что составляет 3,5 - 8,8% от спроса на мощность. Однако к 2019 году в энергообъединении возникает дефицит мощности в размере 193,7 МВт или 0,4% от спроса на мощность.

В ОЭС Юга баланс мощности в период 2013 - 2014 годы складывается с дефицитом нормативного резерва мощности порядка 205,1 - 488,9 МВт, покрытие которого может быть обеспечено из ОЭС Центра и ОЭС Средней Волги. В последующий рассматриваемый перспективный период 2015 - 2019 годы развитие электростанций ОЭС Юга обеспечивает потребность региона в мощности.

В ОЭС Средней Волги и ОЭС Урала при заданном развитии электростанций балансы мощности в 2013 - 2019 годы складываются с превышением нормативного расчетного резерва мощности.

Баланс мощности ОЭС Сибири на час прохождения максимума нагрузки ЕЭС в период 2013 - 2019 годов складывается с превышением нормативного резерва мощности на 1335,2 - 2570,2 МВт (3,2 - 6,5% от спроса на мощность).

Восстановление Саяно-Шушенской ГЭС, ввод Богучанской ГЭС и энергоблока N 3 (800 МВт) на Березовской ГРЭС позволит обеспечить бездефицитный баланс мощности ОЭС Сибири в 2013 - 2018 годах. В 2019 году в ОЭС Сибири на час собственного максимума возможно возникновение дефицита мощности в размере 403,8 МВт (0,9% от спроса на мощность). Покрытие этого дефицита может обеспечиваться напрямую из ОЭС Урала с учетом строящихся на территории России транзитов 500 кВ Восход - Ишим (Витязь) - Курган и Томская - Парабель - Советско-Соснинская (Чапаевск) - Нижневартовская ГРЭС.

Тем не менее, одной из основных проблем ОЭС Сибири в рассматриваемый период остается проблема недостатка генерирующих мощностей, работающих в базовой части графика нагрузки, особенно в западной части ОЭС, вследствие чего в маловодные годы в ОЭС Сибири складывается напряженная режимно-балансовая ситуация. В условиях переноса на неопределенный срок сооружения энергоблоков Северской АЭС возникает потребность в строительстве дополнительных энергоблоков ТЭС, преимущественно, пылеугольных, в западной части ОЭС.

Баланс мощности ОЭС Востока на собственный максимум потребления до 2019 года складывается с превышением прогнозируемого спроса на мощность на 464,5 - 1405,4 МВт (5,0 - 18,4% от спроса на мощность).

Таблица 6.1. Баланс мощности ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

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

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

Дополнительно сформирован вариант балансов мощности по ОЭС и ЕЭС России, скорректированный в части уменьшения заявленных объемов демонтажей генерирующего оборудования в соответствии с заключением Минэнерго России об отказе в выводе ряда генерирующих объектов из эксплуатации в размере в 3287,2 МВт (глава 5). В балансе учтены сроки изменения демонтажей (суммарной величиной 474 МВт) относительно сроков предлагаемых генерирующими компаниями по Богословской ТЭЦ, Серовской ГРЭС, Омской ТЭЦ-3, Омской ТЭЦ-4 в соответствии со сроками выполнения мероприятий по электросетевому строительству и вводу замещающих генерирующих мощностей, обеспечивающих возможность вывода существующего генерирующего оборудования из эксплуатации.

Баланс мощности по ЕЭС России к 2019 году по этому варианту складывается с превышением нормативного резерва мощности на 8737,2 МВт или 4,1% от спроса на мощность.

В варианте со скорректированным объемом вывода из эксплуатации генерирующих объектов балансы мощности по всем энергообъединениям, за исключением ОЭС Северо-Запада, складываются без дефицита нормативного резерва мощности.

Баланс мощности ОЭС Северо-Запада по этому варианту на уровне 2019 года складывается с дефицитом нормативного резерва мощности 1215 МВт или 5,7% от спроса на мощность.

Сводные балансы мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по Европейской зоне ЕЭС России представлены в таблицах 6.4 - 6.6, по энергообъединениям - в приложении N 14.

Таблица 6.4. Баланс мощности ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации и заключения Минэнерго России об отказе в выводе генерирующих объектов из эксплуатации

Таблица 6.5. Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации и заключения Минэнерго России об отказе в выводе генерирующих объектов из эксплуатации

Таблица 6.6. Баланс мощности Европейской части ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации и заключения Минэнерго России об отказе в выводе генерирующих объектов из эксплуатации

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

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

Суммарный объем оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ, составит на период до 2016 года 7853,9 МВт, включая запланированный собственниками вывод из эксплуатации генерирующего оборудования в объеме 1731,5 МВт (подробнее - в главе 5).

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

- обеспечение надежного тепло- и энергоснабжения потребителей в соответствующем энергоузле (энергорайоне);

- необходимость продолжения эксплуатации распределительного устройства электростанции;

- обеспечение поддержания требуемых уровней напряжения (необходимость продолжения эксплуатации части генерирующего оборудования в режиме синхронных компенсаторов или обеспечения ввода новых сетевых элементов, позволяющих поддерживать требуемые режимы производства/потребления реактивной мощности);

- необходимость пересмотра ранее выданных технических условий на присоединение энергопринимающих устройств потребителей.

В случае реализации дополнительного вывода из эксплуатации генерирующих мощностей дополнительное снижение установленной мощности оценивается 2159,1 МВт (глава 5).

6.2. Балансы электрической энергии

Балансы электрической энергии по ЕЭС и ОЭС России рассчитаны для варианта развития генерирующих мощностей, учитывающего вводы и мероприятия по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации. Балансы электрической энергии сформированы с учетом следующих расчетных условий:

- потребность в электрической энергии по ЕЭС России формируется из величины электропотребления и прогнозируемого экспорта-импорта электрической энергии (сальдо экспорта-импорта) по энергообъединениям;

- выработка электрической энергии по ГЭС учтена среднемноголетней величиной. Для ОЭС Сибири и Востока с большой долей ГЭС в структуре генерирующих мощностей выполнен также расчет на маловодные условия;

- выработка АЭС определена с учетом предложений ОАО "Концерн Росэнергоатом" по прогнозу выработки электрической энергии на действующих и новых АЭС в 2013 - 2019 годах;

- выработка экспортно-ориентированной Балтийской АЭС вместе с планируемыми соответствующими объемами экспорта электрической энергии не учитывается в балансе электрической энергии Калининградской области. При этом в балансе мощности Калининградской энергосистемы Балтийская АЭС учтена только величиной установленной мощности, а потребление на собственные и производственные нужды энергоблоков электростанции учтено в потреблении электрической энергии анклава.

Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России приведена в таблице 6.7.

Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактических величин 2012 года (1032,3 млрд. кВт.ч) возрастет на 137,7 млрд. кВт.ч (до 1170 млрд. кВт.ч) в 2019 году. Прирост выработки будет обеспечен на 6,4% от АЭС, на 72,2% - от ТЭС и на 21,4% - от ГЭС.

Таблица 6.7. Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

Укрупненная структура изменения производства электрической энергии в ЕЭС России по типам электростанций в рассматриваемый период приведена в таблице 6.8 и рисунке 6.1.

Таблица 6.8. Укрупненная структура производства электрической энергии в ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

Рисунок 6.1. Укрупненная структура производства
электрической энергии в ЕЭС России с учетом вводов
и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации,
реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования
с высокой вероятностью реализации

В прогнозируемой структуре производства электрической энергии по ЕЭС России доля ТЭС увеличится с 67,8% в 2012 году до 68,3% в 2019 году, доля ГЭС - с 15% до 15,8%, доля АЭС снизится с 17,2% до 15,9% (таблица 6.8).

По энергообъединениям прогнозируется следующая динамика изменения структуры производства электрической энергии за период с 2012 по 2019 год:

- в ОЭС Северо-Запада прогнозируемое развитие АЭС приведет к снижению доли выработки АЭС на 6,9% (с 32,8% в 2012 году до 25,9% к 2019 году) с соответствующим увеличением доли ТЭС - с 54,3% до 62,2%;

- в ОЭС Центра прирост выработки на ТЭС связан с ростом потребности региона в электрической энергии и необходимостью компенсации вывода из эксплуатации ряда блоков АЭС. При этом доля ТЭС увеличится с 61,1% в отчетном 2012 году до 66,4% в 2019 году. Снижение доли АЭС оценивается 5,5% (с 37,5% в отчетном 2012 году до 32,0% в 2019 году);

- в ОЭС Средней Волги прирост производства электрической энергии будет обеспечен от ТЭС, долевое участие которых возрастет с 51,3% (56,5 млрд. кВт.ч) в 2012 году до 54,9% (62,4 млрд. кВт.ч) в 2019 году;

- в ОЭС Юга прирост производства электрической энергии на АЭС за рассматриваемый период составит 15,3 млрд. кВт.ч (с 19,8% в 2012 году до 30,5% в 2019 году). Долевое участие ТЭС снизится с 56,2% в 2012 году до 48,1% в 2019 году при росте абсолютной величины выработки ТЭС с 44,7 млрд. кВт.ч до 49 млрд. кВт.ч;

- в ОЭС Урала доля АЭС в производстве электрической энергии с расширением Белоярской АЭС увеличится с 1,6% (4,3 млрд. кВт.ч) в 2012 году до 3,3% (9,8 млрд. кВт.ч) в 2019 году с соответствующим снижением доли ТЭС (96,4% в 2012 году до 95,0% в 2019 году);

- в ОЭС Сибири долевое участие ГЭС с вводом Богучанской ГЭС и восстановлением Саяно-Шушенской ГЭС увеличится с 40,3% в 2012 году до 45,7% в 2019 году;

- в ОЭС Востока доля ТЭС в рассматриваемый период увеличится с 66,2% в 2012 году до 72,2% в 2019 году.

В условиях маловодного года снижение выработки ГЭС ОЭС Сибири оценивается 10 - 12 млрд. кВт.ч, ГЭС ОЭС Востока - около 4 млрд. кВт.ч, что потребует дополнительной выработки на тепловых электростанциях соответствующих объемов электрической энергии (приложение N 15).

В целом по ЕЭС России баланс электрической энергии в 2013 - 2019 годах обеспечивается при следующем годовом числе часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 6.9, с округлением):

Таблица 6.9. Число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации

Годовая загрузка ТЭС для обеспечения баланса электрической энергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в ЕЭС России в период до 2019 года изменяется в диапазоне 4600 - 5000 часов/год.

При этом в ОЭС Северо-Запада число часов использования установленной мощности ТЭС будет составлять порядка 4100 - 4500 часов/год, в ОЭС Центра - 4100 - 4600 часов/год, в ОЭС Юга - 4000 - 4400 часов/год, в ОЭС Средней Волги - 3800 - 4300 часов/год, в ОЭС Урала - 5300 - 5800 часов/год, в ОЭС Сибири - 4500 - 5100 часов/год и в ОЭС Востока - 4300 - 5300 часов/год.

В приложении N 15 представлены перспективные балансы электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России на 2013 - 2019 годы, баланс электрической энергии по ЕЭС России - в таблице 6.10. Кроме того, в приложении N 16 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2013 - 2019 годы.

Таблица 6.10. Баланс электрической энергии ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации

  в том
  числе
заряд ГАЭС

Выводы.

1. В обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 207700,5 МВт на уровне 2013 года и 220791,3 МВт на уровне 2019 года, что превышает спрос на мощность на 5640,6 - 14965,3 МВт в рассматриваемый период (порядка 2,6 - 7,2% от прогнозируемого спроса).

2. Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2019 года складывается с избытком нормативного резерва мощности в размере 3641,1 - 12707,2 МВт, что составляет 1,7 - 6,4% от спроса на мощность.

3. Баланс мощности по всем ОЭС на период до 2019 года показывает отсутствие непокрываемых дефицитов мощности. Имеющий место в отдельные годы дефицит нормативного резерва мощности в ряде ОЭС покрывается за счет перетоков по электрическим связям из соседних 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 настоящем документе.

4. Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактических величин 2012 года (1032,3 млрд. кВт.ч) возрастет на 137,7 млрд. кВт.ч (до 1170 млрд. кВт.ч) в 2019 году. Прирост выработки будет обеспечен на 6,4% от АЭС, на 72,2% - от ТЭС и на 21,4% - от ГЭС.

5. В прогнозируемой структуре производства электрической энергии по ЕЭС России доля ТЭС увеличится с 67,8% в 2012 году до 68,3% в 2019 году, доля ГЭС - с 15% до 15,8%, доля АЭС снизится с 17,2% до 15,9%.

6. Годовая загрузка электростанций для обеспечения баланса электрической энергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в ЕЭС России в период до 2019 года изменяется в диапазоне 4600 - 5000 часов/год по тепловым электростанциям и 6000 - 6900 часов/год по атомным электростанциям. При этом в ОЭС Северо-Запада число часов использования установленной мощности ТЭС будет составлять порядка 4100 - 4500 часов /год, в ОЭС Центра - 4100 - 4600 часов/год, в ОЭС Юга - 4000 - 4400 часов/год, в ОЭС Средней Волги - 3800 - 4300 часов/год, в ОЭС Урала - 5300 - 5800 часов/год, в ОЭС Сибири - 4500 - 5100 часов/год и в ОЭС Востока - 4300 - 5300 часов/год.

7. Прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) на период 2013 - 2019 годов.

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

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

Таблица 7.1. Производство электрической и тепловой энергии на ТЭС ЕЭС России в 2013 - 2019 годах

Примечание: вариант с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях.

На основе прогнозов генерирующих компаний, полученных в 2012 году, рассчитана потребность в тепловой энергии. Прирост отпуска тепла от ТЭС обусловлен как ростом потребления тепловой энергии, так и переводом нагрузок с котельных на ТЭЦ.

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

Таблица 7.2. Потребность тепловых электростанций ЕЭС России в органическом топливе в 2013 - 2019 годах

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

<*> Тут - тонны условного топлива.

Потребность в топливе ТЭС ЕЭС России увеличивается с 302,8 млн. тут в 2011 г. до 328,0 млн. тут в 2019 г., в том числе газ с 214,2 млн. тут до 235,4 млн. тут, уголь с 75,4 млн. тут до 80,4 млн. тут. Нефтетопливо остается на уровне 3,1 - 3,2 млн. тут на весь расчетный период, против 3,9 млн. тут в 2011 году. Потребность в прочем топливе прогнозируется на уровне 9,0 - 9,1 млн. тут.

Прирост потребности ТЭС в топливе в 2019 г. составит 25,2 млн.тут по отношению к 2011 г., т.е. 8,3%. При этом удельные расходы топлива на отпущенную электрическую энергию будут снижаться с 332,0 г/кВт·ч в 2011 г. до 310,3 г/ кВт·ч в 2019 г.

Структура топлива в течение всего рассматриваемого периода практически не меняется. Основным видом топлива в ЕЭС России является природный газ, его доля составляет 71 - 72%.

При маловодных условиях с гарантированной выработкой на ГЭС ОЭС Сибири и ОЭС Востока потребуется дополнительное топливо для покрытия прогнозируемого уровня электропотребления (таблица 7.3).

Таблица 7.3. Потребность тепловых электростанций в дополнительном топливе при маловодных условиях в 2013 - 2019 годах, млн. тут

Прогноз потребности тепловых электростанций в различных видах органического топлива по ОЭС приведен в таблице 7.4.

Таблица 7.4. Потребность тепловых электростанций в органическом топливе по ОЭС в 2013 - 2019 годах

Выводы.

1. При заданных уровнях электропотребления потребность в органическом топливе тепловых электростанций ЕЭС России увеличивается с 302,8 млн. тут в 2011 году до 328,0 млн. тут в 2019 году (на 8,3%). Структура топлива на прогнозируемый период 2013 - 2019 годов практически не меняется, и основную его долю составляет газ (71 - 72%).

2. Удельные расходы топлива на отпущенную электрическую энергию будут снижаться в среднем по ЕЭС России с 332,0 г/кВт·ч в 2011 году до 310,3 г/кВт·ч в 2019 году.