5. СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2014 - 2020 ГОДЫ

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2014 - 2020 годы сформирована с учетом вводов новых генерирующих мощностей в период 2014 - 2020 годов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций, принятых в соответствии с предложениями генерирующих компаний (ноябрь - декабрь 2013 года).

Запланированные объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2014 - 2020 годы составляют 7069,5 МВт. На атомных электростанциях (АЭС) планируется вывести из эксплуатации 4714 МВт (два первых энергоблока на Ленинградской АЭС (2 x 1000 МВт) и два первых энергоблока на Кольской АЭС (2 x 440 МВт) в ОЭС Северо-Запада, энергоблоки N 3 и N 4 на Нововоронежской АЭС (2 x 417 МВт) и энергоблок N 2 на Курской АЭС (1000 МВт) в ОЭС Центра); на тепловых электростанциях (ТЭС) - 2355,3 МВт, в том числе под замену - 11 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 выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России, МВт

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

Примечание: <*> ТЭЦ - теплоэлектроцентраль.

<**> КЭС - конденсационная электростанция.

<***> ВИЭ - электростанция на возобновляемых источниках энергии.

<****> Начиная с 2016 года учтено присоединение центрального и западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока.

Рисунок 5.1. Вывод из эксплуатации
генерирующего оборудования на электростанциях ЕЭС России
в 2014 - 2020 годы

Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России представлены в приложении N 3.

Дополнительно к рассмотренным выше предложениям по выводу из эксплуатации генерирующего оборудования в период 2014 - 2020 годов возможен вывод из эксплуатации генерирующего оборудования в объеме 6533,1 МВт на ТЭС, в том числе под замену - 880,9 МВт. К дополнительным объемам выводимого из эксплуатации генерирующего оборудования отнесены предложения генерирующих компаний 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).

В таблице 5.2 и на рисунке 5.2 представлены объемы возможного дополнительного вывода из эксплуатации генерирующего оборудования на электростанциях ЕЭС России в период 2014 - 2020 годов. Планируемые дополнительные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по электростанциям ЕЭС России представлены в приложении N 4.

Таблица 5.2. Объемы дополнительно выводимого из эксплуатации генерирующего оборудования, МВт

Рисунок 5.2. Объемы вывода из эксплуатации генерирующего
оборудования на ТЭС

В 2013 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 3 738,368 МВт генерирующих мощностей. Перечень вводов генерирующих мощностей в 2013 году приведен в таблице 5.3.

Таблица 5.3. Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России в 2013 году

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

Примечание: <*> ГРЭС - государственная районная электростанция.

<**> ПГУ - парогазовая установка.

<***> ГТУ - газотурбинная установка.

<****> ГЭС - гидроэлектростанция.

Из общего объема запланированных вводов генерирующих мощностей выделены генерирующие объекты 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 ОАО "Концерн Росэнергоатом", ОАО "РусГидро", ОАО "РАО ЭС Востока", ОАО "ДВЭУК";

- генерирующие объекты, по которым имеются заключенные договоры об осуществлении технологического присоединения.

Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2014 - 2020 годов предусматриваются в объеме 28615,8 МВт, в том числе на АЭС - 10237,6 МВт, на ГЭС - 1463 МВт, на ГАЭС - 980 МВт, на ТЭС - 15428,1 МВт и на ВИЭ - 506,6 МВт. При этом планируется ввести 481,5 МВт на замену устаревшего оборудования.

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России в период 2014 - 2020 годов представлены в таблице 5.4 и на рисунках 5.3 и 5.4.

Таблица 5.4. Вводы мощности с высокой вероятностью реализации на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт

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

Примечание: <*> Начиная с 2016 года учтено присоединение Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока.

Наиболее значительный объем вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации до 2020 года планируется в ОЭС Урала (8245,5 МВт) и в ОЭС Центра (8201 МВт).

Рисунок 5.3. Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России

Рисунок 5.4. Структура вводов мощности на электростанциях
ЕЭС России по генерирующим компаниям

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации по электростанциям ЕЭС России приведены в приложении N 5.

Развитие атомной энергетики в период 2014 - 2020 годов предусматривается на существующих и новых площадках:

- ОЭС Северо-Запада - Ленинградская АЭС-2 в Ленинградской области (с вводом первых трех энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1170 МВт в 2015, 2017 и 2019 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 (с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1198,8 МВт в 2015 и 2016 годах) и Курская АЭС-2 (с вводом первого энергоблока типа ВВЭР-ТОИ мощностью 1250 МВт в 2020 году);

- ОЭС Юга - Ростовская АЭС с вводом энергоблоков N 3 и N 4 типа ВВЭР мощностью 1100 МВт в 2015 и 2019 годах;

- ОЭС Урала - Белоярская АЭС-2 с вводом энергоблока типа БН-880 мощностью 880 МВт в 2014 году.

Вводы мощности на ГЭС в ЕЭС России в период 2014 - 2020 годов предусматриваются в объеме 1463 МВт, при этом приоритетной задачей является завершение строительства ГЭС с высоким уровнем готовности к вводу в эксплуатацию. Так, в ОЭС Сибири планируется завершение строительства Богучанской ГЭС с достижением проектной установленной мощности 2997 МВт, в ОЭС Юга - Гоцатлинской ГЭС каскада Зирани (2 x 50 МВт в 2014 году).

Строительство новых ГЭС в рассматриваемый перспективный период предусматривается в ОЭС Востока - это проект Нижне-Бурейской ГЭС (2 x 80 МВт в 2015 году и 2 x 80 в 2016 году).

ОАО "РусГидро" было принято решение о приостановке строительства Зарамагской ГЭС-1 в ОЭС Юга, поэтому данная ГЭС не учитывается в балансах мощности и электроэнергии, приведенных в разделе 6 схемы и программы.

В связи с планируемым развитием атомной энергетики и, как следствие, увеличением потребности в маневренной мощности в европейской части России в период 2014 - 2020 годов предусматривается завершение строительства Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме г. Москвы и Московской области в ОЭС Центра (2 x 210 МВт в 2016 году и 2 x 210 МВт в 2017 году) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в энергосистеме Республики Карачаево-Черкесия в ОЭС Юга (2 x 70 МВт в 2015 году).

Приоритетным направлением технической политики в электроэнергетике России в настоящее время является применение парогазовых технологий при техническом перевооружении существующих и строительстве новых электростанций, а также создание оборудования, работающего на угле, с суперсверхкритическими параметрами острого пара.

В рассматриваемый перспективный период до 2020 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью выше 200 МВт) с использованием парогазовых технологий с высокой вероятностью ввода в эксплуатацию:

- в ОЭС Центра: на Владимирской ТЭЦ-2 (ПГУ-230(Т)), Череповецкой ГРЭС (ПГУ-420), Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т)), Хуадянь-Тенинской ТЭС (ПГУ-450(Т)), ГТЭС "Городецкая" (ПГУ-226,9(Т)), а также на электростанциях ОАО "Мосэнерго": ТЭЦ-12 (ПГУ-220(Т)), ТЭЦ-16 (ПГУ-420(Т)), ТЭЦ-20 (ПГУ-420(Т));

- в ОЭС Средней Волги: на Казанской ТЭЦ-2 (ПГУ-230(Т));

- в ОЭС Урала: на Ново-Салаватской ТЭЦ (ПГУ-410(Т)), Кировской ТЭЦ-3 (ПГУ-200(Т)), Пермской ГРЭС (ПГУ-800), Верхнетагильской ГРЭС (ПГУ-420), Серовской ГРЭС (2 x ПГУ-420), Нижнетуринской ГРЭС (2 x ПГУ-230), Академической ТЭЦ-1 (ПГУ-200(Т)), Нижневартовской ГРЭС (ПГУ-410), Няганской ГРЭС (ПГУ-418), Полярной ТЭС (ПГУ242-(Т)), Ижевской ТЭЦ-1 (ПГУ-230(Т)), Челябинской ГРЭС (2 x ПГУ-247,5(Т)), Южно-Уральской ГРЭС-2 (2 x ПГУ-400).

Также в период 2014 - 2020 годов планируется ввод крупных (единичной мощностью выше 200 МВт) энергоблоков, работающих на угле:

- в ОЭС Центра: на Черепетской ГРЭС (2 x К-225-130);

- в ОЭС Юга: на Новочеркасской ГРЭС (К-330-240);

- в ОЭС Урала: на Троицкой ГРЭС (К-660-240);

- в ОЭС Сибири: на Березовской ГРЭС-1 (К-800-240).

Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства ветровых (ВЭС, 107,4 МВт в рассматриваемый перспективный период) и солнечных электростанций (СЭС, 399,2 МВт). Строительство ВЭС планируется в ОЭС Средней Волги (45 МВт), ОЭС Юга (32,4 МВт) и ОЭС Урала (30 МВт). Наибольший объем сооружения СЭС предусматривается в ОЭС Юга (225 МВт) и в ОЭС Урала (114 МВт). В ОЭС Центра планируется ввести в эксплуатацию 45 МВт на СЭС в период до 2020 года, в ОЭС Сибири - 15,2 МВт.

Кроме того, в рамках разработки инновационных сценариев развития генерирующих мощностей от собственников генерирующих компаний получена информация о намерениях по дополнительному сооружению объектов генерации, не соответствующих критериям отнесения к перечню вводов с высокой вероятностью реализации, в объеме 21496,0 МВт в рассматриваемый перспективный период, в том числе на ГЭС - 36 МВт, на ГАЭС - 390 МВт, на ТЭС - 16076,0 МВт и на ВИЭ - 2446 МВт.

Объемы дополнительных вводов генерирующих мощностей по предложениям собственников генерирующего оборудования представлены в таблице 5.5, на рисунке 5.5 и в приложении N 6.

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 ЦЭР и ЗЭР энергосистемы Республики Саха (Якутия) работают изолированно от ЕЭС России. Южно-Якутский энергорайон Республики Саха (Якутия) работает в составе ОЭС Востока. В период до 2020 года планируется присоединение ЦЭР и ЗЭР энергосистемы Республики Саха (Якутия) к ЕЭС России.

В настоящее время энергорайон г. Салехарда работает изолированно от ЕЭС России. ОАО "Корпорация Урал Промышленный - Урал Полярный" в 2015 году планирует в этом регионе строительство ТЭС "Полярная" мощностью 266,5 МВт. В рассматриваемый перспективный период предполагается присоединение энергорайона г. Салехарда к ЕЭС России путем строительства ВЛ 220 кВ Салехард - Надым.

При формировании балансов мощности и электрической энергии Центральный и Западный энергорайоны Якутской энергосистемы учтены в установленной мощности ЕЭС России и ОЭС, начиная с 2016 года, энергорайон г. Салехарда - с 2015 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 774,1 МВт в период 2014 - 2020 годов. Прирост мощности в результате проведения дополнительно планируемых мероприятий по модернизации и реконструкции существующего генерирующего оборудования оценивается 504,8 МВт.

Объемы модернизации, реконструкции и перемаркировки генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации в период 2014 - 2020 годов приведены, соответственно, в приложениях N 7, N 8 и N 9. Объемы дополнительной модернизации и реконструкции генерирующего оборудования приведены в приложениях N 10 и N 11.

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 2020 году на 24197,1 МВт (10,7%) по сравнению с 2013 годом и составит 250667,2 МВт. К 2020 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2013 годом возрастет доля АЭС с 11,2% до 12,3%, доля ГЭС и ГАЭС снизится с 20,6% до 20,1%, доля ТЭС снизится с 68,2% до 67,4%. Доля ВИЭ возрастет с 0,004% в 2013 году до 0,2% в 2020 году.

Величина установленной мощности по ОЭС и ЕЭС России в период 2013 - 2020 годов представлена в таблице 5.6 и на рисунке 5.6. Структура установленной мощности по типам электростанций по ЕЭС России в период с 2013 по 2020 годы показаны на рисунке 5.7.

Таблица 5.6. Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт

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

<*> Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 01.01.2014 составляет 226470,18 МВт, принята величина с учетом округления 226470,2 МВт.

Рисунок 5.6. Установленная мощность на электростанциях
ЕЭС России

Рисунок 5.7. Структура установленной мощности
на электростанциях ЕЭС России

5.1.1. Бодайбинский и Мамско-Чуйский энергорайоны энергосистемы Иркутской области

Электроснабжение потребителей Бодайбинского и Мамско-Чуйского энергорайонов энергосистемы Иркутской области осуществляется по контролируемому сечению "Таксимо - Мамакан", состоящему из следующих линий электропередачи:

- ВЛ 220 кВ Таксимо - Мамакан;

- ВЛ 110 кВ Таксимо - Мамаканская ГЭС.

Существующая пропускная способность контролируемого сечения - 65 МВт в нормальной схеме и 55 МВт в единичной ремонтной (послеаварийной) схеме - не позволяет обеспечить надежное электроснабжение потребителей Бодайбинского и Мамско-Чуйского энергорайонов.

Прогнозируемый дефицит активной мощности указанных энергорайонов имеет место, главным образом, в зимний период и обусловлен характерной для этого времени года низкой гарантированной мощностью Мамаканской ГЭС (в среднем порядка 6 МВт). Это приводит к загрузке контролируемого сечения "Таксимо - Мамакан" выше максимально допустимого перетока мощности даже в нормальной схеме электрической сети.

В связи с этим, в целях минимизации объема ввода графиков аварийного ограничения режима потребления в нормальной схеме электрической сети в течение осенне-зимнего периода 2013 - 2014 годов на связях Бодайбинского и Мамско-Чуйского энергорайонов с Иркутской энергосистемой осуществляется длительная работа в вынужденном режиме с существенными рисками полного погашения потребителей энергорайонов при единичном аварийном возмущении.

Реализация технологических мероприятий в целях обеспечения надежного электроснабжения регионов с высокими рисками нарушения электроснабжения, разработанных и рекомендованных к осуществлению Министерством энергетики Российской Федерации, позволит снизить, но не исключить необходимость ввода графиков аварийного ограничения режима потребления.

Учитывая значительный объем технических условий на технологическое присоединение потребителей к электрическим сетям в указанных районах (в объеме более 120 МВт), на территории Бодайбинского и Мамско-Чуйского энергорайонов необходимо строительство тепловой электростанции установленной мощностью не менее 200 МВт в совокупности с развитием электрической сети 220 кВ.

5.1.2. Юго-западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края

1. 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 Тихорецк - Кубанская;

- ВЛ 220 кВ Афипская - Кубанская;

- ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Кирилловская;

- ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат - Славянская;

- ВЛ 110 кВ Ильская - Холмская;

- ВЛ 110 кВ Новомышастовская - ВНИИРИС;

- ВЛ 110 кВ Забойская - Гривенская.

Основные показатели баланса мощности Юго-западного энергорайона на перспективу до 2020 года приведены в таблице 5.7.

При определении максимально допустимых перетоков (МДП) в контролируемом сечении "Юго-Запад" учтено:

- ввод в работу 3 автотрансформаторной группы (АТГ) 500/220 кВ на ПС 500 кВ Кубанская (2014 год);

- ввод в работу ПС 220 кВ Бужора с заходами ВЛ 110 кВ и 220 кВ (2014 год);

- ПС 500 кВ Вышестеблиевская (Тамань) (2017 год);

- строительство ВЛ 500 кВ Кубанская - Вышестеблиевская (Тамань) (2017 год).

Таблица 5.7. Баланс мощности Юго-Западного энергорайона на 2014 - 2020 годы, (МВт)

Анализ баланса мощности Юго-Западного энергорайона на перспективу до 2020 года показывает наличие непокрываемого дефицита активной мощности:

- в нормальной схеме - на этапе 2017 года;

- в единичной ремонтной схеме (ремонт ВЛ 500 кВ Тихорецк - Кубанская) - на этапе, начиная с 2014 года.

Максимальная величина дефицита прогнозируется на этапе 2020 года и составляет 235 МВт (для нормальной схемы) и 585 МВт (для единичной ремонтной схемы).

2. В 2014 году принято решение об электроснабжении энергосистемы Республики Крым по комбинированному варианту: строительство собственной генерации в Крымском федеральном округе и организация электрической связи ОЭС Юга и энергосистемы Крыма по КВЛ 220 кВ от вновь сооружаемой ПС 500 кВ Вышестеблиевская (Тамань) через Керченский пролив.

Мероприятия, реализуемые на территории ОЭС Юга:

- строительство ВЛ 500 кВ Ростовская - Андреевская - Вышестеблиевская (Тамань);

- строительство ВЛ 500 кВ Кубанская - Вышестеблиевская (Тамань) с расширением ПС 500 кВ Кубанская, строительство ПС 500 кВ Вышестеблиевская (Тамань).

Присоединение энергосистемы Республики Крым приведет к увеличению перетока мощности через электрические сети дефицитного Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края. В целях обеспечения покрытия дефицита Юго-Западного энергорайона энергосистемы Краснодарского края и возможности передачи мощности в энергосистему Республики Крым к 2017 году дополнительно требуется строительство в Юго-Западном энергорайоне тепловой электростанции установленной мощностью не менее 600 МВт (в том числе не менее 200 МВт (2 x 100 МВт) в Новороссийском энергоузле).

5.1.3. Территория юго-восточной части ОЭС Юга (энергосистемы Республики Дагестан, Чеченской Республики, Республики Ингушетия, Республики Северная Осетия - Алания)

Электроснабжение потребителей Чеченской Республики в составе юго-восточной части ОЭС Юга осуществляется по ВЛ 330 - 500 кВ, входящим в состав нескольких последовательных контролируемых сечений:

- Восток (МДП - 2300 МВт);

- Терек (МДП - 1200 МВт).

Более 90% установленной мощности электростанций на территории юго-восточной части ОЭС Юга составляют ГЭС, загрузка и длительность работы которых зависит от запасов гидроресурсов.

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

- ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2;

- ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок;

- ВЛ 330 кВ Буденновск - Чирюрт.

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Терек" составляет:

- 1200 МВт - в нормальной схеме электрической сети;

- 750 МВт - в схеме отключенного состояния ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2.

При аварийном отключении одной из ВЛ 330 кВ, входящих в контролируемое сечение, требуется использование резервов мощности ГЭС, объем и возможность продолжительной реализации которых существенно ограничены вследствие недостаточности гидроресурсов на длительном интервале времени, с последующим вводом графиков аварийного ограничения режима потребления.

Основные показатели баланса мощности юго-восточной части ОЭС Юга на перспективу до 2020 года приведены в таблице 5.8.

При определении МДП в контролируемом сечении "Терек" учтено:

- строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (2015 год);

- строительство ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 (2016 год).

Таблица 5.8. Баланс мощности юго-восточной части ОЭС Юга, МВт

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

<*> Прогноз потребления приведен для среднемноголетней температуры наружного воздуха.

<**> Располагаемая мощность ГЭС принята по усредненным фактическим режимам работы с учетом имеющихся ограничений гидроресурсов Сулакского каскада.

Обеспечение надежного электроснабжения потребителей возможно за счет сооружения тепловой электростанции в юго-восточной части ОЭС Юга установленной мощностью 400 МВт при составе оборудования - два энергоблока по 200 МВт.

Наличие дополнительной генерирующей мощности в юго-восточной части ОЭС Юга позволит обеспечить надежное электроснабжение потребителей и допустимые параметры электроэнергетического режима, как в нормальной, так и в единичной ремонтной схемах.

Наиболее оптимальным местом размещения тепловой электростанции является энергосистема Чеченской Республики в связи со следующим:

- энергосистема Чеченской Республики характеризуется недостаточно надежной схемой электроснабжения. В настоящее время электроснабжение потребителей осуществляется от ПС 330 кВ Грозный, а также по слабым связям 110 кВ со смежными энергосистемами. Погашение ПС 330 кВ Грозный приведет к невозможности осуществления электроснабжения потребителей Чеченской Республики в полном объеме;

- наличие вариантов готовых площадок для сооружения ТЭС;

- возможность выдачи мощности в сеть 110 и 330 кВ с минимальным объемом сетевого строительства;

- возможность бесперебойного получения резервного (аварийного) топлива от планируемого Грозненского НПЗ;

- возможность повышения эффективности производства электрической энергии за счет применения когенерации с отпуском пара промышленных параметров Грозненскому НПЗ.

5.2.1. Энергосистемы Мурманской области и Республики Карелия.

Энергосистема Мурманской области (Кольская энергосистема) является избыточной по электроэнергии и мощности.

Общая установленная мощность электростанций энергосистемы на 01.01.2014 составляет 3677,9 МВт (100%), в том числе:

- АЭС - 1760 МВт (47,9%);

- ТЭС - 322 МВт, (8,7%);

- ГЭС - 1595,9 МВт (43,4%).

В настоящее время выдача избыточной мощности и электроэнергии осуществляется в энергосистему республики Карелия по линиям электропередачи, входящим в контролируемое сечение "Кола - Карелия". Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Кола - Карелия" (ВЛ 330 кВ Княжегубская - Лоухи N 1, ВЛ 330 кВ Княжегубская - Лоухи N 2, ВЛ 110 кВ Княжегубская ГЭС - Княжая (Л-145)) на выдачу из энергосистемы Мурманской области составляет 600 МВт в нормальной схеме электрической сети и существенно снижается в ремонтных схемах.

Из-за недостаточной пропускной способности электрических связей со смежными энергосистемами в энергосистеме Мурманской области существует невыдаваемая мощность электростанций, величина которой зависит от топологии электрической сети и наличия запасов гидроресурсов на ГЭС и будет снижаться по мере завершения строительства участков второй цепи транзита 330 кВ Ленинградская энергосистема - Кольская энергосистема и роста потребления энергосистемы Мурманской области.

Энергосистема Республики Карелия, несмотря на снижение потребления ряда промышленных предприятий, в первую очередь НАЗ-СУАЛ, целлюлозно-бумажных комбинатов, является дефицитной по электроэнергии и мощности.

Установленная мощность электростанций энергосистемы на 01.01.2014 составляет 1111,1 МВт (100%), в том числе:

- ТЭС - 472 МВт (42,48%);

- ГЭС - 639,1 МВт (57,52%).

До 2020 года структура генерирующих мощностей в энергосистеме не претерпит существенных изменений.

Вследствие высокой доли ГЭС величина дефицита мощности энергосистемы Республики Карелия зависит от наличия запасов гидроресурсов.

Покрытие дефицита мощности осуществляется по внешним электрическим связям с Кольской энергосистемой по электрическим связям, входящим в контролируемое сечение "Кола - Карелия", и по электрическим связям с энергосистемой г. Санкт-Петербург и Ленинградской области, входящим в контролируемое сечение "Ленинград-Карелия". Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Ленинград-Карелия" (ВЛ 330 кВ Сясь - Петрозаводск, ВЛ 220 кВ Верхне-Свирская ГЭС - Древлянка, ВЛ 110 кВ Верхне-Свирская ГЭС - Ольховец, ВЛ 110 кВ Лахденпохья - Кузнечная) на прием из энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области в нормальной схеме электрической сети составляет 530 МВт и существенно снижается в ремонтных схемах электрической сети.

В период 2015 - 2019 годов планируется завершение строительства участков второй цепи транзита 330 кВ Ленинградская энергосистема - Кольская энергосистема:

- сооружение ВЛ 330 кВ Лоухи - РП Ондский в 2015 году;

- сооружение ВЛ 330 кВ Тихвин - Литейный - Петрозаводск в 2018 году;

- сооружение ВЛ 330 кВ Петрозаводск - РП Ондский в 2019 году.

Это позволит сократить объем невыдаваемой мощности электростанций в Кольской энергосистеме и увеличить максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Ленинград-Карелия" до 800 МВт в нормальной схеме электрической сети.

ОАО "Концерн Росэнергоатом" в 2018 - 2019 годах планируется вывод из эксплуатации двух первых энергоблоков Кольской АЭС по 440 МВт каждый без одновременного замещения выбывающей мощности. Это приведет к снижению доли базовой генерации в данном регионе и изменению структуры генерирующих мощностей.

Сводный баланс мощности энергосистем Республики Карелия и Мурманской области для условий маловодного года с учетом вышеуказанных факторов приведен в таблице 5.9.

Таблица 5.9. Сводный баланс мощности энергосистем Республики Карелия и Мурманской области для условий маловодного года для базового и умеренно-оптимистичного вариантов электропотребления, (МВт)

Анализ балансов мощности энергосистем Республики Карелия и Мурманской области показывает, что отказ от продолжения эксплуатации двух энергоблоков Кольской АЭС по 440 МВт каждый без одновременного замещения выбывающей мощности приведет к необходимости передачи электроэнергии и мощности для электроснабжения потребителей Республики Карелия и Мурманской области из энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

Начиная с 2019 года имеет место недостаток пропускной способности электрических связей с Ленинградской энергосистемой в ремонтной схеме в базовом варианте электропотребления в объеме до 288 МВт и в умеренно-оптимистичном варианте в объеме до 432 МВт. Кроме того, в умеренно-оптимистичном варианте выявлен недостаток пропускной способности электрических связей до 162 МВт и в нормальной схеме.

Таким образом, в случае отказа от продолжения эксплуатации двух первых энергоблоков Кольской АЭС без одновременного замещения их мощности для обеспечения электроснабжения Республики Карелия и Мурманской области необходимо строительство замещающей базовой генерации установленной мощностью не менее 300 МВт в базовом варианте электропотребления и не менее 450 МВт в умеренно-оптимистичном, при этом целесообразно равномерное размещение новых генерирующих мощностей в обоих регионах.

Конкретные площадки размещения замещающих мощностей должны определяться по результатам проведения технико-экономического обоснования, в качестве приоритетных целесообразно рассмотреть площадки в районе городов Медвежьегорска, Петрозаводска и Мурманска.

Выводы:

1. Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2014 - 2020 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 2014 - 2020 годы составляют 7069,5 МВт, в том числе на АЭС - 4714 МВт и на ТЭС - 2355,3 МВт. Возможный дополнительный вывод из эксплуатации генерирующего оборудования рассматривается в объеме 6533,1 МВт на ТЭС, в том числе под замену - 880,9 МВт.

3. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях ЕЭС России в период 2014 - 2020 годов предусматриваются в объеме 28615,8 МВт, в том числе на АЭС - 10237,6 МВт, на ГЭС - 1463 МВт, на ГАЭС - 980 МВт, на ТЭС - 15428,6 МВт и на ВИЭ - 506,6 МВт. Возможный дополнительный ввод генерирующих мощностей оценивается в объеме 21496,0 МВт, в том числе на ГЭС - 36 МВт, на ГАЭС - 390 МВт, на ТЭС - 16076,0 МВт и на ВИЭ - 2446 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 2020 году на 24197,1 МВт по сравнению с 2013 годом и составит 250667,2 МВт, в том числе: АЭС - 30789,6 МВт, ГЭС - 48258,8 МВт, ГАЭС - 2180 МВт, ТЭС - 168923,0 МВт и ВИЭ - 516 МВт.