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

Перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России сформированы для двух вариантов электропотребления: базового и умеренно-оптимистичного.

При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России в базовом варианте увеличится с ожидаемого 193 224 МВт в 2014 году до 204 480 МВт на уровне 2020 года; в умеренно-оптимистичном варианте - с 194 207 МВт на уровне 2014 года до 213 888 МВт на уровне 2020 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 3, N 4, N 7, N 8, N 9).

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей в 2014 - 2020 годах возрастет с фактической величины 226 470,2 МВт в 2013 году на 24 197,2 МВт и составит 250 667,4 МВт в 2020 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,2% в 2013 году до прогнозных 12,3% в 2020 году, доля ТЭС снизится с 68,2% до 67,4%, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) снизится с 20,6% в 2013 году до 20,1% в 2020 году, доля мощности ВИЭ на уровне 2020 года составит 0,2%.

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;

- 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 генерирующего оборудования после прохождения зимнего максимума в 2014 - 2020 годах составляют от 213 МВт до 3 377 МВт.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию невыдаваемой мощности. В период до 2020 года прогнозируется наличие невыдаваемой мощности в энергосистемах ОЭС Северо-Запада (энергосистемы Республики Коми, Архангельской и Мурманской областей) и в энергосистеме Иркутской области ОЭС Сибири. Величина невыдаваемой мощности с ростом электропотребления, выводом из эксплуатации генерирующего оборудования и развитием электрических связей снижается с 4 550 МВт в 2014 году до 3 063 МВт в 2020 году в базовом варианте и с 4 473 МВт в 2014 году до 2 742 МВт в 2020 году в умеренно-оптимистичном варианте.

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 17 203 - 20 983,2 МВт (8,5 - 10,9% от установленной мощности электростанций ЕЭС России) в базовом варианте и 16 879 - 20 906,8 МВт (8 - 10,8% от установленной мощности электростанций ЕЭС России) в умеренно-оптимистичном варианте.

В результате в обеспечении балансов мощности в базовом варианте может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 213 875,1 МВт на уровне 2014 года и 232 620,4 МВт на уровне 2020 года, что превышает спрос на мощность на 20 951,1 - 31 474,2 МВт в рассматриваемый период.

В умеренно-оптимистичном варианте в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 213952,1 МВт на уровне 2014 года и 232 941,4 МВт на уровне 2020 года, что превышает спрос на мощность на 19 053,4 - 26 291,0 МВт в рассматриваемый период.

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2020 года в базовом варианте складывается с избытком резерва мощности в размере 18 543,3 - 28 170,5 МВт; в умеренно-оптимистичном варианте - 16 881,0 - 24 207,4 МВт.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (без ОЭС Сибири) в 2014 - 2020 годах в базовом варианте складывается с избытком резерва мощности в объеме 16 560,3 - 25 269,5 МВт; в умеренно-оптимистичном варианте - 15 838,3 - 21 155,4 МВт.

В приложениях N 12, N 15 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2014 - 2020 годы.

Сводные балансы мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по Европейской части ЕЭС России для обоих вариантов электропотребления с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации представлены в таблицах 6.1 - 6.6.

В приложениях N 13, N 16 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2014 - 2020 годы для двух вариантов электропотребления.

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

Таблица 6.2. Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации. Базовый вариант

Таблица 6.3. Баланс мощности Европейской части ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации. Базовый вариант

Таблица 6.4. Баланс мощности ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации. Умеренно-оптимистичный вариант

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. Умеренно-оптимистичный вариант

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. Умеренно-оптимистичный вариант

Дополнительно проведен анализ балансов мощности по ОЭС и ЕЭС России также для обоих вариантов электропотребления, но с учетом дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке (согласно приложениям N 4, N 6, N 10, N 11).

Сводные результаты расчетов балансов мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по Европейской части ЕЭС России для обоих вариантов электропотребления с учетом дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке представлены в таблице 6.7.

Таблица 6.7. Сводные результаты расчетов балансов мощности с учетом дополнительных объемов вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке

6.2. Балансы электрической энергии

Балансы электрической энергии сформированы с учетом следующих расчетных условий:

- рассмотрены два варианта развития генерирующих мощностей: вариант с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке, имеющими высокую вероятность реализации, и вариант с учетом дополнительных предложений по развитию генерирующих мощностей;

- рассмотрены два варианта спроса на электроэнергию: базовый и умеренно-оптимистичный;

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

- выработка электрической энергии по ГЭС учтена среднемноголетней величиной. Для ОЭС Сибири и Востока с большой долей ГЭС в структуре генерирующих мощностей выполнен также расчет для условий маловодного года;

- выработка АЭС определена с учетом предложений ОАО "Концерн Росэнергоатом" по объемам выработки электрической энергии на действующих и новых АЭС в 2014 - 2020 годах;

- объем производства электрической энергии ВИЭ определен исходя из числа часов использования установленной мощности ВЭС (ветровые электростанции) 2000 часов/год, СЭС (солнечные электростанции) 1800 часов/год.

Структура производства электрической энергии ЕЭС России и ОЭС для обоих вариантов прогноза электропотребления и варианта развития генерирующих мощностей с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации приведена в таблицах 6.8 и 6.9.

Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2013 года (1 023,5 млрд. кВт.ч) возрастет на 74,8 млрд. кВт.ч (до 1 098,3 млрд. кВт.ч) в 2020 году в базовом варианте электропотребления и на 135,6 млрд. кВт.ч (до 1 159,1 млрд. кВт.ч) - в умеренно-оптимистичном.

Таблица 6.8. Структура производства электрической энергии по ЕЭС России и ОЭС с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации. Базовый вариант

Таблица 6.9. Структура производства электрической энергии по ЕЭС России и ОЭС с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации. Умеренно-оптимистичный вариант

Укрупненная структура изменения производства электрической энергии в ЕЭС России по типам электростанций в рассматриваемый период для базового и умеренно-оптимистичного уровней спроса на электрическую энергию приведена в таблице 6.10 и рисунке 6.1.

Таблица 6.10. 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

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

Для базового уровня спроса на электрическую энергию в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России доля АЭС увеличится с 16,8% в 2013 году до 18,5% в 2020 году, доля ТЭС снизится с 66,1% до 64,3%, доля ГЭС сохранится на том же уровне 17,1% и доля ВИЭ в 2020 году оценивается 0,1%.

По ОЭС для этого сценария прогнозируется следующая динамика изменения структуры производства электрической энергии за период с 2013 по 2020 год:

- в ОЭС Северо-Запада прогнозируемое развитие АЭС приведет к росту доли выработки АЭС на 10,2% (с 29,3% в 2013 году до 39,5% к 2020 году) с соответствующим снижением доли ТЭС - с 58,8% до 48,8%;

- в ОЭС Центра структура производства электрической энергии остается стабильной (изменение не превышает 1%): доля АЭС увеличится с 37,1% в отчетном 2013 году до 37,6% в 2020 году, доля ГЭС (при сооружении Загорской ГАЭС-2) увеличится с 1,4% до 1,8%, доля ТЭС снизится с 61,5% до 60,6%;

- в ОЭС Средней Волги структура производства электрической энергии по типам электростанций также практически неизменна;

- в ОЭС Юга прирост производства электрической энергии на АЭС за рассматриваемый период составит 10 млрд. кВт.ч (с 20,7% в 2013 году до 28,5% в 2020 году). Долевое участие ТЭС снизится с 52,7% в 2013 году до 48,9% в 2020;

- в ОЭС Урала доля АЭС в производстве электрической энергии с сооружением нового энергоблока Белоярской АЭС-2 увеличится с 1,6% (4,1 млрд. кВт.ч) в 2013 году до 3,8% (10,7 млрд. кВт.ч) в 2020 году с соответствующим снижением доли ТЭС (96,3% в 2013 году до 94,3% в 2020 году);

- в ОЭС Сибири с выходом Богучанской ГЭС на проектные показатели и завершением восстановления Саяно-Шушенской ГЭС долевое участие ГЭС увеличится с 48,1% в 2013 году до 49,6% в 2020 году;

- в ОЭС Востока планируется присоединение Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия). Рост выработки прогнозируется на 12,5 млрд. кВт.ч (с 35,2 млрд. кВт.ч в 2013 году до 47,7 млрд. кВт.ч в 2020 году). Доля выработки ТЭС на уровне 2020 года оценивается 65%, ГЭС - 35%.

Для умеренно-оптимистичного уровня спроса на электрическую энергию в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России доля ТЭС сохранится на отчетном уровне 66,1 - 66,2%, доля АЭС увеличится с 16,8% в 2013 году до 17,5% в 2020 году, доля ГЭС снизится с 17,1% до 16,2%. Доля ВИЭ в 2020 году оценивается в 0,1% (таблица 6.10). По всем энергообъединениям в сценарии с умеренно-оптимистичным уровнем спроса на электрическую энергию доля ТЭС на 1 - 3% выше по сравнению с соответствующей величиной в сценарии с базовым уровнем спроса.

Дополнительно для обоих вариантов прогноза спроса сформированы балансы электроэнергии при маловодных условиях, учитывающие снижение выработки ГЭС ОЭС Сибири, оцениваемое в 15 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 2014 - 2020 годах обеспечивается при следующем годовом числе часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 6.11, с округлением):

Таблица 6.11. Число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации

Примечание: по тепловым электростанциям число часов использования мощности приведено в числителе - при базовом уровне спроса на электрическую энергию, в знаменателе - при умеренно-оптимистичном.

Годовая загрузка ТЭС для обеспечения баланса электрической энергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в ЕЭС России в период до 2020 года изменяется в диапазоне 4050 - 4280 часов/год для сценария с базовым уровнем электропотребления и 4230 - 4540 часов/год - с умеренно-оптимистичным.

По ОЭС для сценария с базовым уровнем электропотребления число часов использования установленной мощности ТЭС будет составлять: в ОЭС Северо-Запада порядка 3440 - 3800 часов/год, в ОЭС Центра - 3630 - 3770 часов/год, в ОЭС Юга - 3620 - 3800 часов/год, в ОЭС Средней Волги - 3410 - 3640 часов/год, в ОЭС Урала - 4950 - 5350 часов/год, в ОЭС Сибири - 3800 - 4120 часов/год и в ОЭС Востока - 3920 - 4300 часов/год. При умеренно-оптимистичном уровне спроса на электрическую энергию годовая загрузка ТЭС во всех энергообъединениях увеличивается на 100 - 500 часов/год.

Перспективные балансы электрической энергии по ЕЭС России и ОЭС на 2014 - 2020 годы для обоих вариантов представлены в приложениях N 18, N 21, балансы электрической энергии по ЕЭС России - в таблицах 6.12 - 6.13. В приложениях N 19, N 22 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2014 - 2020 годы для этих вариантов спроса.

Таблица 6.12. Баланс электрической энергии ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации. Базовый вариант

Таблица 6.13. Баланс электрической энергии ЕЭС России с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации. Умеренно-оптимистичный вариант

Кроме того, в приложениях N 20 и N 23 приведены балансы электроэнергии по ЕЭС России и ОЭС для варианта развития генерирующих мощностей с учетом дополнительных вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке для двух вариантов спроса на электрическую энергию.

Необходимо отметить, что выработка экспортно-ориентированной Балтийской АЭС, принятой в варианте с дополнительными вводами, не учитывается в балансе электрической энергии Калининградской области. При этом в балансе мощности Калининградской энергосистемы Балтийская АЭС учтена только величиной установленной мощности.

Выводы:

1. Баланс мощности ЕЭС России в базовом варианте для вводов объектов генерации с высокой вероятностью в рассматриваемый перспективный период складывается с избытком резерва мощности в диапазоне 20951,1 - 31474,2 МВт.

Избыток резерва мощности в умеренно-оптимистичном варианте для вводов объектов генерации с высокой вероятностью составит 19053,4 - 26291,0 МВт.

2. Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2020 года в базовом варианте также складывается с избытком резерва мощности в размере 18543,3 - 28170,5 МВт; в умеренно-оптимистичном варианте - 16881,0 - 24207,4 МВт.

3. Баланс мощности по всем ОЭС на период до 2020 года показывает отсутствие непокрываемых дефицитов мощности. 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. Наличие избытков резерва мощности, существенно превышающих значения, приведенные в утвержденной Схеме и программе развития ЕЭС России на 2013 - 2019 годы, даже в базовом варианте прогноза спроса на электроэнергию связано, прежде всего, с существенным замедлением прогнозной динамики роста электропотребления, наметившимся по итогам 2013 года. В связи с инерционностью строительства генерирующих и электросетевых объектов (цикл строительства объектов может составлять несколько лет), планы собственников генерирующих и электросетевых объектов формировались заранее исходя из более высоких прогнозов роста потребления. Таким образом, реализация уже начатого строительства объектов электроэнергетики при существующих планах по выводу из эксплуатации устаревшего и неэффективного оборудования приведет к наличию вышеуказанных избытков резерва мощности. В этих условиях генерирующими компаниями могут рассматриваться 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 2013 года (1023,5 млрд. кВт.ч) возрастет на 74,8 млрд. кВт.ч (до 1098,3 млрд. кВт.ч) в 2020 году при базовом уровне спроса на электрическую энергию и на 135,6 млрд. кВт.ч (до 1159,1 млрд. кВт.ч) при умеренно-оптимистичном.

6. Для базового уровня спроса на электрическую энергию в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России доля АЭС увеличится с 16,8% в 2013 году до 18,5% в 2020 году, доля ТЭС снизится с 66,1% до 64,3%, доля ГЭС сохранится на отчетном уровне 17,1%. Доля ВИЭ в 2020 году оценивается в 0,1%.

Для умеренно-оптимистичного уровня спроса на электрическую энергию в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России доля ТЭС - сохранится на отчетном уровне 66,1 - 66,2%, доля АЭС увеличится с 16,8% в 2013 году до 17,5% в 2020 году, доля ГЭС снизится с 17,1% до 16,2%. Доля ВИЭ в 2020 году оценивается в 0,1%.

7. Число часов использования установленной мощности ТЭС ЕЭС России в период до 2020 года изменяется в диапазоне 4050 - 4280 часов/год для сценария с базовым уровнем электропотребления и 4230 - 4540 часов/год - с умеренно-оптимистичным.

Для сценария с базовым уровнем электропотребления число часов использования установленной мощности ТЭС в энергообъединениях европейской части ЕЭС России (без ОЭС Урала) будет составлять 3400 - 3800 часов/год: в ОЭС Урала - 4950 - 5350 часов/год, в ОЭС Сибири - 3800 - 4120 часов/год и в ОЭС Востока - 3920 - 4300 часов/год. При умеренно-оптимистичном уровне спроса на электрическую энергию годовая загрузка ТЭС во всех энергообъединениях увеличивается на 100 - 500 часов/год.

7. Прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) на период 2014 - 2020 годов.

В данной главе представлен прогноз потребности в органическом топливе тепловых электростанций централизованной зоны ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей, с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации, и двух вариантов уровней электропотребления.

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 (таблицы 7.1, 7.2).

Таблица 7.1. Производство электрической и тепловой энергии на ТЭС ЕЭС России на период 2014 - 2020 годов. Базовый вариант

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

Примечание: <*> - Вариант с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях.

Таблица 7.2. Производство электрической и тепловой энергии на ТЭС ЕЭС России на период 2014 - 2020 годов. Умеренно-оптимистичный вариант

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

Примечание: <*> - Вариант с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях.

Отпуск тепла от ТЭС в рассматриваемый период принят на основании анализа отчетных данных, а также с использованием информации, полученной от генерирующих компаний о перспективной тепловой нагрузке. Прирост отпуска тепла от ТЭС обусловлен как ростом потребления тепловой энергии, так и переводом нагрузок с котельных на ТЭЦ, и не учитывает возможного колебания среднегодовых температур и мероприятий по энергосбережению.

Изменение потребности в органическом топливе тепловых электростанций ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) для рассматриваемых вариантов представлено в таблицах 7.3, 7.4.

Таблица 7.3. Потребность тепловых электростанций ЕЭС России в органическом топливе на период 2014 - 2020 годов. Базовый вариант (тыс. т у.т.)

При принятом уровне выработки электроэнергии на тепловых электростанциях прогнозируется снижение потребности в органическом топливе в 2015 - 2019 годах. В 2020 году потребление топлива достигнет уровня 2014 года и составит 298,2 млн. т у.т. Помимо незначительных темпов роста выработки электроэнергии на ТЭС, на результаты расчетов большое влияние оказало изменение состава генерирующих мощностей - ввод более экономичного парогазового и газотурбинного оборудования. Удельный расход топлива на отпущенную электрическую энергию будет снижаться с 321,7 г/кВт.ч в 2014 году до 311,1 г/кВт.ч в 2020 году. Удельный расход топлива на теплоэнергию прогнозируется на уровне 150 кг/Гкал.

Структура топлива на весь рассматриваемый период не меняется. Основная доля в структуре топлива - газ, доля которого составляет 72%.

Таблица 7.4. Потребность тепловых электростанций ЕЭС России в органическом топливе на период 2014 - 2020 годов. Умеренно-оптимистичный вариант (тыс. т у.т.)

В умеренно-оптимистичном варианте потребность в топливе ТЭС ЕЭС России увеличивается с 302,3 млн. т у.т. в 2014 году до 321,0 млн. т у.т. в 2020 году, в том числе потребление газа возрастет с 217,4 млн. т у.т. до 230,3 млн. т у.т., угля с 72,4 млн. т у.т. до 78,2 млн. т у.т. Потребность в нефтетопливе сохраняется на уровне 2,8 - 2,9 млн. т у.т. на весь расчетный период. Потребность в прочем топливе прогнозируется на уровне 9,4 - 9,5 млн. т у.т.

Прирост потребности ТЭС в топливе в 2020 году составит 18,7 млн. т у.т. по отношению к 2014 году, из которых 12,9 млн. т у.т. приходится на газ. При этом удельные расходы топлива на отпущенную электрическую энергию будут снижаться с 322,6 г/кВт.ч в 2014 году до 315,0 г/кВт.ч в 2020 году. Удельный расход топлива на тепловую энергию в рассматриваемый период составляет порядка 150 кг/Гкал.

Структура топлива на весь рассматриваемый период не меняется. Основная доля в ней приходится на газовое топливо - 72%.

При маловодных условиях с гарантированной выработкой на ГЭС ОЭС Сибири и ОЭС Востока потребуется дополнительное топливо для покрытия прогнозируемого уровня электропотребления (таблица 7.5).

Таблица 7.5. Потребность тепловых электростанций в дополнительном топливе при маловодных условиях на период 2014 - 2020 годов (млн. т у.т.)

Прогноз потребности тепловых электростанций в различных видах органического топлива по ОЭС приведен в таблицах 7.6 и 7.7.

Таблица 7.6. Потребность тепловых электростанций в органическом топливе по ОЭС на период 2014 - 2020 годов. Базовый вариант (млн. т у.т.)

Таблица 7.7. Потребность тепловых электростанций в органическом топливе по ОЭС на период 2014 - 2020 годов. Умеренно-оптимистичный вариант (млн. т у. т.)

Выводы:

1. При заданных уровнях электропотребления в базовом варианте потребность в органическом топливе тепловых электростанциях ЕЭС России увеличивается с 298,1 млн. т у.т. в 2014 году до 299,7 млн. т у.т. в 2020 году. Структура топлива на прогнозируемый период 2014 - 2020 гг. не меняется, и основную его долю составляет газ (72%). Удельные расходы топлива на отпущенную электроэнергию будут снижаться в среднем по ЕЭС России с 321,7 г/кВт.ч в 2014 году до 311,1 г/кВт.ч в 2020 году.

2. В умеренно-оптимистичном варианте прогнозируется увеличение потребности в органическом топливе с 302,3 млн. т у.т. в 2014 году до 321,0 млн. т у.т. в 2020 году (на 6,2%). Структура топливного баланса на весь рассматриваемый период 2014 - 2020 годов остается без изменений. На долю газа приходится 72% используемого топлива. Удельные расходы топлива на отпущенную электрическую энергию будут снижаться с 322,6 г/кВт.ч в 2014 году до 315,0 г/кВт.ч в 2020 году.