6. СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2015 - 2021 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 190 594 МВт в 2015 году до 200 043 МВт на уровне 2021 года; в умеренно-оптимистичном варианте - с 190 594 МВт на уровне 2015 года до 208 101 МВт на уровне 2021 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 2015 - 2021 годах возрастет с фактической величины 232 451,8 МВт в 2014 году на 16 844 МВт и составит 249 295,8 МВт в 2021 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,3% в 2014 году до прогнозных 12,2% в 2021 году, доля ТЭС снизится с 68,1% до 66,9%, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) сохранится на уровне 2014 года и составит 20,4% в 2021 году, доля мощности ВИЭ на уровне 2021 года составит 0,5%.

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 2015 - 2021 годах составляют от 295 МВт до 2 015,5 МВт.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию невыдаваемой мощности. В период до 2021 года прогнозируется наличие невыдаваемой мощности в энергосистемах 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 и Забайкальского края). Величина невыдаваемой мощности с ростом электропотребления, выводом из эксплуатации генерирующего оборудования и развитием электрических связей снижается с 6 939 МВт в 2015 году до 5 570 МВт в 2021 году в базовом варианте и с 6 939 МВт в 2015 году до 4 669 МВт в 2021 году в умеренно-оптимистичном варианте.

В связи с изменением режимно-балансовой ситуации в северо-западной части ЕЭС России, завершением в 2014 году строительства второй кабельной связи EstLink-2 между Финляндией и Эстонией с увеличением поставок электрической энергии и мощности из стран северной Европы в страны Балтии и изменением потокораспределения в энергосистемах стран БРЭЛЛ, строительством новых энергоблоков Ленинградской АЭС-2 и снижением 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 20 646,6 - 23 123,9 МВт (8,3 - 9,6% от установленной мощности электростанций ЕЭС России) в базовом варианте и 19 961,6 - 22 841,9 МВт (8,0 - 9,5% 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 216 997,5 МВт на уровне 2015 года и 228 258,2 МВт на уровне 2021 года, что превышает спрос на мощность на 25 647,0 - 30 673,2 МВт в рассматриваемый период.

В умеренно-оптимистичном варианте в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 216 997,5 МВт на уровне 2015 года и 229 159,2 МВт на уровне 2021 года, что превышает спрос на мощность на 21 058,2 - 26 403,5 МВт в рассматриваемый период.

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2021 года в базовом варианте складывается с избытком резерва мощности в размере 22 896,9 - 27 805,1 МВт; в умеренно-оптимистичном варианте - 19 010,1 - 24 223,2 МВт.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (без ОЭС Сибири) в 2015 - 2021 годах в базовом варианте складывается с избытком резерва мощности в объеме 16 873,1 - 22 204,7 МВт; в умеренно-оптимистичном варианте - 14 542,1 - 18 462,7 МВт.

В приложениях N 13, N 16 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2015 - 2021 годы для двух вариантов электропотребления.

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 14, N 17 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2015 - 2021 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, N 12).

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.

В приложениях N 15, N 18 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 2015 - 2021 годы для двух вариантов электропотребления.

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. 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 6.8.

Таблица 6.8. Структура установленной мощности центральной части ОЭС Северо-Запада

Характерной особенностью рассматриваемой части ЕЭС России является высокая доля базовой нагрузки. В 2014 году более 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 2021 года структура установленной мощности Центральной части ОЭС Северо-Запада не претерпит существенных изменений. При этом произойдет незначительное увеличение доли АЭС относительно 2014 года за счет ввода в эксплуатацию под замену существующих энергоблоков Ленинградской АЭС более мощных энергоблоков на Ленинградской АЭС-2.

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 в 2017 году.

В соответствии с планами ПАО "Интер РАО" до 2021 года предполагается реализация поставок мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада в Финляндию максимально 1 372 МВт (1 300 МВт через Выборгский преобразовательный комплекс и 72 МВт приграничный экспорт), а также 600 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). Объемы поставки мощности из центральной части ОЭС Северо-Запада в энергосистемы стран Балтии менялись в зависимости от складывающихся электроэнергетических режимов электрического кольца БРЭЛЛ.

Однако в последнее время наметилась тенденция к снижению поставок мощности в Финляндию через Выборгский преобразовательный комплекс или их полному отсутствию. Помимо этого, в связи с завершением в 2014 году строительства второй кабельной связи EstLink-2 между Финляндией и Эстонией и увеличением поставок электрической энергии и мощности из стран северной Европы в страны Балтии изменилось потокораспределение в энергосистемах стран БРЭЛЛ. В настоящее время характерным режимом работы электрических связей между странами Балтии и ОЭС Северо-Запада является наличие больших перетоков в направлении ЕЭС России, которые создают дополнительные транзитные перетоки мощности в электрических сетях Псковской энергосистемы, а также в направлении ОЭС Центра, дополнительно загружая электрические связи в контролируемом сечении "Северо-Запад - Центр".

Учитывая, что перспективные балансы мощности на семилетний период формируются на базе предложений ПАО "Интер РАО" по объемам экспорта/импорта, которые существенно отличаются от фактически складывающихся электроэнергетических режимов, проведен анализ режимно-балансовой ситуации в центральной части ОЭС Северо-Запада как для объемов экспорта мощности, заявленных ПАО "Интер РАО" (Таблица 6.9), так и для фактически складывающихся объемов экспорта мощности (Таблица 6.10).

Таблица 6.9. Прогнозный баланс мощности центральной части ОЭС Северо-Запада для базового варианта прогноза электропотребления с учетом вводов с высокой вероятностью реализации и объемами экспорта мощности, заявленными ПАО "Интер РАО" (МВт)

Таблица 6.10. Прогнозный баланс мощности центральной части ОЭС Северо-Запада для базового варианта прогноза электропотребления с учетом вводов с высокой вероятностью реализации и фактически складывающимися объемами экспорта мощности (МВт)

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 период 2015 - 2017 годов будет составлять 925 - 1 288 МВт в нормальной схеме электрической сети (при максимальной пропускной способности контролируемого сечения "Северо-Запад - Центр") и 2 025 - 2 388 МВт в условиях ремонта ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Ленинградская. Для условий фактически складывающейся режимно-балансовой ситуации на экспортно-импортных направлениях (с отсутствием экспорта в Финляндию через Выборгский преобразовательный комплекс и приемом мощности из энергосистем стран Балтии) объем невыдаваемой избыточной мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада в указанный период существенно вырастет до 3 025 - 3 388 МВт и 4 125 - 4 488 МВт в нормальной и ремонтной схемах электрической сети соответственно.

Увеличение максимально допустимого перетока в контролируемом сечении "Северо-Запад - Центр" после сооружения ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская позволит снизить объем невыдаваемой избыточной мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада в период 2018 - 2021 годов до 348 - 524 МВт в нормальной и 1 448 - 1 624 МВт в ремонтной схеме при реализации экспортных планов ПАО "Интер РАО" и до 2 448 - 2 624 МВт в нормальной и 3 548 - 3 724 МВт в ремонтной схеме при фактически складывающейся режимно-балансовой ситуации на экспортно-импортных направлениях.

Однако, в 2019 году в условиях работы одновременно пяти энергоблоков Ленинградской АЭС и Ленинградской АЭС-2 величина невыдаваемой избыточной мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада составит 1 717 МВт в нормальной и 2 817 МВт в ремонтной схеме при реализации экспортных планов ПАО "Интер РАО"; при фактически складывающейся режимно-балансовой ситуации на экспортно-импортных направлениях - 3 817 МВт в нормальной и 4 917 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 АЭС - Белозерская, а также ограничения одновременно находящихся в эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС и Ленинградской АЭС-2 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:

- 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 электрическую энергию: базовый и умеренно-оптимистичный;

- потребность в электрической энергии по ЕЭС России формируется исходя из прогнозируемых величин 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 2015 - 2021 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 фактическим достигнутому значению (на уровне 2014 года).

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 6.11 и 6.12.

Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактической величины 2014 года (1 024,94 млрд. кВт·ч) возрастет на 51,33 млрд. кВт·ч (до 1 076,27 млрд. кВт·ч) в 2021 году в базовом варианте электропотребления и на 92,48 млрд. кВт·ч (до 1 117,42 млрд. кВт·ч) - в умеренно-оптимистичном.

Таблица 6.11. 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 6.12. 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 6.13 и рисунке 6.1.

Таблица 6.13. 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
электрической энергии 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 17,6% в 2014 году до 20,6% в 2021 году, доля ГЭС с 16,3% до 17,5%, доля ТЭС снизится с 66,1% до 61,7% и доля ВИЭ в 2021 году оценивается 0,2%.

По ОЭС для этого сценария прогнозируется следующая динамика изменения структуры производства электрической энергии за период с 2014 года по 2021 год:

- в ОЭС Северо-Запада прогнозируемое развитие АЭС приведет к росту доли выработки АЭС на 5,1% (с 34,9% в 2014 году до 40% к 2021 году) с соответствующим снижением доли ТЭС - с 53,8% до 47,9%;

- в ОЭС Центра доля АЭС увеличится с 39,5% в отчетном 2014 году до 43,3% в 2021 году, доля ГЭС (при сооружении Загорской ГАЭС-2) увеличится с 1,2% до 2%, доля ТЭС снизится с 59,3% до 54,7%;

- в ОЭС Средней Волги доля АЭС увеличится с 28,7% в 2014 году до 30,1% в 2021 году, доля ГЭС и ТЭС остается практически неизменна. Долевое участие ВИЭ в 2021 году оценивается 0,3%;

- в ОЭС Юга прирост производства электрической энергии на АЭС за рассматриваемый период составит 15,76 млрд. кВт·ч (с 18,5% в 2014 году до 31% в 2021 году). Долевое участие ТЭС снизится с 59,2% в 2014 году до 47,3% в 2021 году. Доля ВИЭ в 2021 году оценивается 1,1%;

- в ОЭС Урала доля АЭС в производстве электрической энергии с вводом энергоблока Белоярской АЭС увеличится с 1,7% (4,52 млрд. кВт·ч) в 2014 году до 4,2% (11,02 млрд. кВт·ч) в 2021 году с соответствующим снижением доли ТЭС с 96% в 2014 году до 93,7% в 2021 году. Доля ВИЭ в 2021 году оценивается 0,2%;

- в ОЭС Сибири с выходом Богучанской ГЭС на проектные показатели долевое участие ГЭС увеличится с 47,5% в 2014 году до 50,2% в 2021 году;

- в ОЭС Востока планируется присоединение Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия). Рост выработки прогнозируется на 10,19 млрд. кВт·ч (с 35,36 млрд. кВт·ч в 2014 году до 45,55 млрд. кВт·ч в 2021 году). Доля выработки ТЭС на уровне 2021 года оценивается 63,4%, ГЭС - 36,6%.

Для умеренно-оптимистичного варианта прогноза потребления электрической энергии доля АЭС в прогнозируемой структуре выработки электрической энергии по ЕЭС России увеличится с 17,6% в 2014 году до 19,8% в 2021 году, доля ГЭС изменится с 16,3% до 16,9%, доля ТЭС снизится с 66,1% до 63,1%. Доля ВИЭ в 2021 году оценивается 0,2%. По ОЭС для умеренно-оптимистичного варианта прогноза потребления доля ТЭС в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России на 1 - 3% выше по сравнению с соответствующей величиной в сценарии с базовым прогнозом потребления.

Дополнительно для обоих вариантов прогноза спроса разработаны балансы электрической энергии 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 2015 - 2021 годах обеспечивается при следующем годовом числе часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 6.14).

Таблица 6.14. 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 ТЭС число часов использования мощности приведено в числителе - для базового варианта прогноза потребления электрической энергии, в знаменателе - для умеренно-оптимистичного.

Годовая загрузка ТЭС для обеспечения баланса электрической энергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в ЕЭС России в период до 2021 года изменяется в диапазоне 3923 - 4111 часов/год для сценария с базовым прогнозом электропотребления и 4111 - 4232 часов/год - с умеренно-оптимистичным.

По ОЭС для сценария с базовым прогнозом электропотребления число часов использования установленной мощности ТЭС будет составлять: в ОЭС Северо-Запада порядка 3351 - 3594 часов/год, в ОЭС Центра - 3467 - 3760 часов/год, в ОЭС Юга - 3424 - 3852 часов/год, в ОЭС Средней Волги - 3210 - 3252 часов/год, в ОЭС Урала - 4819 - 5063 часов/год, в ОЭС Сибири - 3676 - 4053 часов/год и в ОЭС Востока - 3437 - 4125 часов/год. При умеренно-оптимистичном прогнозе электропотребления годовое число часов использования установленной мощности ТЭС в энергообъединениях увеличивается на 100 - 650 часов/год.

Перспективные балансы электрической энергии по ЕЭС России и ОЭС на 2015 - 2021 годы для обоих вариантов представлены в приложениях N 19, N 22, балансы электрической энергии по ЕЭС России - в таблицах 6.15 - 6.16. В приложениях N 20, N 23 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2015 - 2021 годы для этих вариантов спроса.

Таблица 6.15. 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 6.16. 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 21 и N 24 приведены балансы электрической энергии 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 обоих вариантов прогноза потребления электрической энергии.

Выводы:

1. Баланс мощности ЕЭС России в базовом варианте прогноза электропотребления для вводов объектов генерации с высокой вероятностью в рассматриваемый перспективный период складывается с избытком нормативного резерва мощности в диапазоне 25 647,0 - 30 673,2.

Избыток нормативного резерва мощности в умеренно-оптимистичном варианте прогноза электропотребления для вводов объектов генерации с высокой вероятностью составит 21 058,2 - 26 403,5 МВт.

2. Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2021 года в базовом варианте также складывается с избытком нормативного резерва мощности в размере 22 896,9 - 27 805,1 МВт; в умеренно-оптимистичном варианте - 19 010,1 - 24 223,2 МВт.

3. Баланс мощности по всем ОЭС на период до 2021 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 существенных избытков нормативного резерва мощности связано в условиях замедления прогнозного роста электропотребления 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 объемах заявленных собственниками выводов из эксплуатации устаревших и неэффективных генерирующих мощностей.

Реализация уже начатого строительства объектов электроэнергетики позволяет генерирующим компаниям 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 2014 года (1 024,94 млрд. кВт·ч) возрастет на 51,33 млрд. кВт·ч (до 1 076,27 млрд. кВт·ч) в 2021 году при базовом прогнозе потребления электрической энергии и на 92,48 млрд. кВт·ч (до 1 117,42 млрд. кВт·ч) - в умеренно-оптимистичном варианте.

6. Для базового варианта прогноза потребления электрической энергии в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России доля АЭС увеличится с 17,6% в 2014 году до 20,6% в 2021 году, доля ГЭС с 16,3% до 17,5%, доля ТЭС снизится с 66,1% до 61,7% и доля ВИЭ в 2021 году оценивается 0,2%.

Для умеренно-оптимистичного варианта в прогнозируемой структуре выработки по ЕЭС России доля АЭС увеличится с 17,6% в 2014 году до 19,8% в 2021 году, доля ГЭС с 16,3% до 16,9%, доля ТЭС снизится с 66,1% до 63,1%. Доля ВИЭ в 2021 году оценивается 0,2%.

7. Число часов использования установленной мощности ТЭС ЕЭС России в период до 2021 года изменяется в диапазоне 3923 - 4111 часов/год для сценария с базовым прогнозом электропотребления и 4111 - 4232 часов/год - с умеренно-оптимистичным.

Для сценария с базовым прогнозом электропотребления число часов использования установленной мощности ТЭС в энергообъединениях европейской части ЕЭС России (без ОЭС Урала) будет составлять 3398 - 3591 часов/год: в ОЭС Урала - 4819 - 5063 часов/год, в ОЭС Сибири - 3676 - 4053 часов/год и в ОЭС Востока - 3437 - 4125 часов/год. При умеренно-оптимистичном прогнозе спроса на электрическую энергию годовая загрузка ТЭС в энергообъединениях увеличивается на 100 - 650 часов/год.

8. 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 АЭС - Белозерская, а также ограничения одновременно находящихся в эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС и Ленинградской АЭС-2 не более пяти с возможным пересмотром в сторону большей интенсификации программы вывода из эксплуатации существующих энергоблоков Ленинградской АЭС с реакторами типа РБМК.

7. Развитие генерирующих объектов и электрических сетей 220 кВ и выше по энергосистеме Республики Крым и города Севастополь на период 2015 - 2021 годов.

7.1. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме Республики Крым и города Севастополь

Потребление электрической энергии на территории энергосистемы Республики Крым и города Севастополь в 2014 году снизилось на 0,5 млрд. кВт·ч и составило 6,63 млрд. кВт·ч (на 7% ниже уровня предыдущего года).

Сложившаяся на территории энергосистемы структура потребления электрической энергии по секторам экономики отражает специфические особенности социально-экономического развития полуострова Крым. Три четверти потребления электрической энергии <1> в энергосистеме Республики Крым и города Севастополь приходится на сферу услуг и домашние хозяйства, непосредственно в городе Севастополь - более 80%. Показатель душевого потребления электрической энергии в домашних хозяйствах на территории Республики Крым (рассчитан исходя из объема потребления электрической энергии 2,4 млрд. кВт·ч и численности населения 2,34 млн. чел.) превышает 1 000 кВт·ч на человека, что соответствует уровню аналогичного показателя по Краснодарскому краю.

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

<1> По полезному потреблению электрической энергии.

Потребление электрической энергии в промышленном производстве, составляющее в объеме потребления электрической энергии энергосистемы Республики Крым и города Севастополь около 15%, на 70% формируется за счет трех видов экономической деятельности - химического производства, машиностроения и производства пищевых продуктов. Около половины промышленного потребления электрической энергии приходится на производство химических продуктов, устойчивое развитие которого связано в основном со следующими предприятиями: "Крымский Титан" - крупнейший производитель диоксида титана в Восточной Европе; "Крымский содовый завод" - производство технической кальцинированной соды; завод "Бром" - крупнейшее предприятие в Восточной Европе, выпускающее бром и бромистые соединения.

В машиностроительном производстве Республики Крым успешно развивается АО "Завод "Фиолент", являющийся крупнейшим производителем электроинструмента, систем управления корабельной автоматики и прецизионных электрических машин малой мощности. Завод будет участвовать в реализации совместных проектов с предприятиями оборонно-промышленного и машиностроительного комплекса российских регионов и в обновлении Черноморского флота.

Прогнозный вариант спроса на электрическую энергию на период 2015 - 2021 годов предполагает увеличение электропотребления в энергосистеме Республики Крым и города Севастополь более чем на 20% к 2021 году по сравнению с 2014 годом (с 6,63 млрд. кВт·ч до 7,96 млрд. кВт·ч, рисунок 7.1).

Рисунок 7.1. Прогноз спроса на электрическую энергию
по энергосистеме Республики Крым и города Севастополь
до 2021 года (в скобках указана величина ежегодного
среднегодового прироста)

Прогноз потребления электрической энергии по энергосистеме Республики Крым и города Севастополь до 2021 года сформирован исходя из складывающихся возможностей предстоящего развития территории и учета приростов мощности согласно выданным техническим условиям на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям.

Перспективная потребность в электрической энергии на территории энергосистемы Республики Крым и города Севастополь определяется существующим относительно высоким природно-ресурсным потенциалом развития и возможным ростом спроса на электрическую энергию в различных секторах экономики региона. Приоритеты предстоящего социально-экономического развития Республики Крым определены ФЦП "Социально-экономическое развитие Республики Крым и города Севастополь до 2020 года", утвержденной Постановлением Правительства Российской Федерации от 11.08.2014 N 790, и требованием надежного обеспечения электрической энергией потребителей Республики Крым и города Севастополь.

Программа, направленная на комплексное развитие полуострова, реализуется с 2015 по 2020 годы в два этапа (первый - 2015 - 2017 годы, второй - 2018 - 2020 годы) и включает в себя мероприятия по нескольким направлениям:

- развитие энергетического комплекса - устранение сетевых ограничений, создание собственной генерации и обеспечение надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей Крымского полуострова;

- развитие инженерной инфраструктуры и водообеспечения (строительство водоочистных сооружений, систем утилизации бытовых отходов и т.д.);

- развитие транспортного комплекса - строительство транспортного перехода через Керченский пролив, реконструкция аэропортов "Симферополь" (город Симферополь) и "Бельбек" (город Севастополь), строительство и реконструкция объектов портовой инфраструктуры;

- развитие социальной сферы - строительство и реконструкция объектов здравоохранения и образования;

- развитие комплекса связи и массовых коммуникаций с включением полуострова в единое коммуникационное пространство Российской Федерации;

- формирование промышленного комплекса - создание индустриальных парков;

- формирование туристско-рекреационных кластеров (расширение и модернизация санаторно-курортной инфраструктуры с увеличением продолжительности курортного сезона и эффективного использования ресурсов прибрежной зоны).

Стратегия развития города Севастополь, подготовленная Агентством стратегических инициатив, в качестве приоритетов предстоящего развития экономики города рассматривает обслуживание потребностей Минобороны и приборостроение. Для Минобороны предусматривается развитие портовой инфраструктуры с расширением мощности судоремонтных предприятий. Развитие сферы приборостроения предполагается на базе как существующих, так и новых предприятий. Планируется создание двух кластеров: кластера производства компонентов микроэлектроники и кластера научного приборостроения.

7.2. Прогноз уровней электрических нагрузок энергосистемы Республики Крым и города Севастополь

После реализации в IV квартале 2015 года 1-го этапа энергомоста планируется присоединение части энергосистемы Республики Крым и города Севастополь к ЕЭС России. Реализация проектной схемы электроснабжения полуострова предполагается в 2017 - 2018 года с завершением строительства ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань и электрических станций установленной мощностью 940 МВт.

Доля энергосистемы Республики Крым и города Севастополь в 2017 году составит порядка 8,5% от максимального потребления мощности ОЭС Юга в базовом варианте прогноза электропотребления и 8,2% - в умеренно-оптимистичном варианте. К 2021 году доля энергосистемы в максимуме ОЭС Юга увеличится до 9,1% в базовом варианте прогноза электропотребления и 8,6% - в умеренно-оптимистичном варианте.

Собственная максимальная электрическая нагрузка энергосистемы Республики Крым и города Севастополь в 2014 году составила 1 296 МВт. Потребление мощности города Севастополь составляет около 20% от суммарного потребления мощности полуострова.

Собственный максимум потребления мощности энергосистемы Республики Крым и города Севастополь в 2017 году ожидается на уровне 1 408 МВт. К 2021 году максимум потребления мощности увеличится по сравнению с 2014 годом на 264 МВт и составит 1 560 МВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за 2015 - 2021 годы на уровне 2,6%.

В таблице 7.1 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии энергосистемы республики Крым и города Севастополь.

Таблица 7.1. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии энергосистемы республики Крым и города Севастополь

- максимум потребления энергосистемы Республики Крым и города Севастополь на час прохождения максимума потребления ОЭС Юга;

- число часов использования максимума потребления энергосистемы Республики Крым и города Севастополь на час прохождения максимума потребления ОЭС Юга.

На рисунке 7.2 приведено изменение прогнозных значений потребления мощности энергосистемы Республики Крым и города Севастополь на период 2015 - 2021 годов.

Рисунок 7.2. Прогнозные значения собственного
максимума потребления мощности энергосистемы Республики
Крым и города Севастополь

7.3. Развитие генерирующих мощностей энергосистемы Республики Крым и города Севастополь на период 2015 - 2021 годов.

Установленная мощность электростанций энергосистемы Республики Крым и города Севастополь на 01.01.2015 составила 809,56 МВт, в том числе ТЭС - 490,8 МВт (60,6%), ВЭС - 88,41 МВт (10,9%), СЭС - 230,35 МВт (28,5%).

Структура установленной мощности энергосистемы Республики Крым и города Севастополь в 2013 году представлена на рисунке 7.3.

Рисунок 7.3. Структура установленной мощности
энергосистемы Республики Крым и города Севастополь
на 01.01.2015

На территории энергосистемы республики Крым и города Севастополь функционируют четыре ТЭС суммарной установленной мощностью 159,9 МВт:

- Симферопольская ТЭЦ является крупнейшей в регионе, установленная мощность составляет 68 МВт. Симферопольская ТЭЦ введена в эксплуатацию в 1958 году. Электростанция участвует в покрытии тепловых и электрических нагрузок промышленной зоны и жилых районов города Симферополь. Коэффициент использования установленной мощности электростанции за 2014 год составил 87%.

На Симферопольской ТЭЦ установлены две турбины типа Т-34/55-90 мощностью 34 МВт каждая. Основное топливо - газ, резервное - мазут.

- Севастопольская ТЭЦ расположена в городе Севастополь в районе Севастопольской бухты, установленная мощность 34,5 МВт. Севастопольская ТЭЦ введена в эксплуатацию в 1937 году. Электростанция участвует в покрытии тепловых и электрических нагрузок потребителей города Севастополь, города Инкермана и поселка Сахарная Головка. Коэффициент использования установленной мощности электростанции в 2014 году составил 20,3%.

На Севастопольской ТЭЦ установлены турбины типа Т-20-29 мощностью 20 МВт и Р-13-29 мощностью 13 МВт, в 2009 году была введена в промышленную эксплуатацию когенерационная установка мощностью 1,45 МВт. Основное топливо - газ.

- Камыш-Бурунская ТЭЦ расположена в Юго-Восточной части города Керчь на побережье Керченского пролива, установленная мощность 30 МВт. Камыш-Бурунская ТЭЦ введена в эксплуатацию в 1938 году. Электростанция участвует в покрытии тепловых и электрических нагрузок промышленной зоны и прилегающих жилых районов города Керчь. Коэффициент использования установленной мощности электростанции за 2014 год составил 17,4%.

На Камыш-Бурунской ТЭЦ установлены две турбины типа ПТ-12-35/10/М мощностью 12 МВт каждая и турбина типа ПР-6-35/10-5 мощностью 6 МВт. Основное топливо - газ, резервное - мазут.

- Сакская ТЭЦ расположена на Западном побережье полуострова на берегу Каламитского залива, установленная мощность 27,4 МВт. Сакская ТЭЦ введена в эксплуатацию в 1955 году. Электростанция участвует в электроснабжении и теплоснабжении города Саки. Коэффициент использования установленной мощности электростанции за 2014 год составил 48,8%.

На Сакской ТЭЦ установлены две турбины типа Т-6-35/16 и Р-6-35/6 мощностью 6 МВт каждая. Основное топливо - газ.

В настоящее время на Сакской ТЭЦ в опытной эксплуатации находится парогазовая установка ПГУ-20 установленной мощностью 15,4 МВт.

Кроме того, в энергосистеме Республики Крым и города Севастополь функционируют электростанции промышленных предприятий: ТЭЦ Крымского содового завода установленной мощностью 20,4 МВт и ТЭЦ Крымский Титан - 18 МВт.

Суммарная установленная мощность Симферопольской МГТЭС, Севастопольской МГТЭС и Западно-Крымской МГТЭС составляет 292,5 МВт.

Помимо электростанций, работающих на традиционных видах топлива, на территории полуострова Крым расположены солнечные электростанции (СЭС) общей мощностью 230,35 МВт и ветроэлектростанции (ВЭС) общей мощностью 88,41 МВт. Однако мощность солнечных и ветровых электростанций является негарантированной. КИУМ солнечных электростанций не более 23% летом и 9% зимой, ветровых электростанций - не более 9% летом и 16% зимой.

В соответствии с ФЦП "Социально-экономическое развитие Республики Крым и города Севастополь до 2020 года", утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 11.08.2014 N 790, на электростанциях энергосистемы Республики Крым и города Севастополь в период 2015 - 2021 годов предусматриваются вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) в объеме 940 МВт на ТЭС, в том числе 2хПГУ-235(Т) на Симферопольской ТЭЦ (Симферопольская ПГУ-ТЭС) и 2хПГУ-235(Т) на новой ТЭС в городе Севастополь (Севастопольская ПГУ-ТЭС). Дополнительно предусматривается расширение действующих электростанций ООО "КрымТЭЦ" с вводом 462 МВт в период 2017 - 2019 годов: расширение Симферопольской ТЭЦ с установкой 3хПГУ-84(Т), Камыш-Бурунской ТЭЦ с установкой ПГУ-42(Т) + ПГУ-84(Т) и Сакской ТЭЦ с установкой ПГУ-84(Т).

Объемы и структура вводов генерирующих мощностей в период 2015 - 2021 годов представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Вводы мощности на электростанциях энергосистемы Республики Крым и города Севастополь в период 2015 - 2021 годов

При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций энергосистемы Республики Крым и города Севастополь возрастет к 2021 году на 940 МВт (более чем в 2 раза) по сравнению с 2014 годом и составит 1 749,66 МВт. Это приведет к увеличению доли ТЭС в структуре установленной мощности электростанций полуострова свыше 80% к 2021 году.

7.4. Балансы мощности и электрической энергии

Баланс мощности по энергосистеме Республики Крым и города Севастополь сформирован на час прохождения собственного максимума потребления.

Используемая в балансе мощность принимается равной установленной мощности по состоянию на конец года за вычетом: ограничений мощности на действующих электростанциях в период зимнего максимума потребления; мощности оборудования, введенного после прохождения максимума нагрузки; мощности возобновляемых источников энергии (ветровые и солнечные электростанции) из-за ее негарантированности в час максимума потребления мощности.

Ограничения установленной мощности на ТЭС, связанные с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, износом оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном на турбинах с противодавлением) и др., оцениваются величиной 27 МВт.

Мобильные ГТЭС планируется использовать в качестве резервного источника питания на случай возникновения аварийных ситуаций; располагаемая мощность Мобильных ГТЭС в период прохождения максимума принята равной нулю.

Прогнозный объем вводов генерирующего оборудования составит 470 МВт в 2017 году и 470 МВт в 2018 году.

Располагаемая мощность ветровых и солнечных электростанций в период прохождения максимума потребления принята равной нулю.

Баланс мощности энергосистемы Республики Крым и города Севастополь в период 2015 - 2016 годов складывается с дефицитом в размере 1143,7 - 1188,7 МВт (87 - 88% от спроса на мощность), покрытие которого возможно только за счет получения мощности из ОЭС Украины и ОЭС Юга, частично за счет включения Мобильных ГТЭС. С вводом новых генерирующих мощностей в период 2017 - 2021 годов дефицит мощности оценивается 448,7 - 766,7 МВт (23 - 54% от спроса на мощность). Покрытие дефицита мощности будет обеспечиваться из ЕЭС России (ОЭС Юга).

Баланс мощности энергосистемы Республики Крым и города Севастополь представлен в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Баланс мощности энергосистемы Республики Крым и города Севастополь с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировки с высокой вероятностью реализации

Для обеспечения баланса электрической энергии энергосистемы Республики Крым и города Севастополь прогнозируется увеличение производства электрической энергии с 1,262 млрд. кВт·ч в 2014 году до 4,899 млрд. кВт·ч в 2021 году.

Баланс электрической энергии энергосистемы Республики Крым и города Севастополь, так же как и баланс мощности, складывается с дефицитом. В период 2015 - 2017 годов дефицит электрической энергии оценивается 5,014 - 5,226 млрд. кВт·ч (74,8 - 76,5% от потребления электрической энергии) и будет обеспечиваться частично за счет перетока из ЕЭС России и частично за счет перетока электрической энергии из ОЭС Украины. В период 2018 - 2021 годов дефицит электрической энергии оценивается 2,749 - 3,065 млрд. кВт·ч (36 - 38% от потребления электрической энергии), покрытие которого предусматривается за счет получения электрической энергии из ЕЭС России.

Годовая загрузка тепловых электростанций энергосистемы Республики Крым и города Севастополь характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в период 2015 - 2021 годов изменяется в диапазоне 1640 - 3295 часов/год.

Число часов использования установленной мощности ВИЭ на весь перспективный период определено по среднестатистическим фактическим данным за ряд лет и составляет 1189 часов/год.

Баланс электрической энергии энергосистемы Республики Крым и города Севастополь представлен в таблице 7.4.

Таблица 7.4 - Баланс электрической энергии энергосистемы Республики Крым и города Севастополь с учетом вводов с высокой вероятностью реализации

7.5. Развитие магистральных и распределительных электрических сетей энергосистемы Республики Крым и города Севастополь на 2015 - 2021 годы

Развитие электрической сети напряжением 220 кВ и выше энергосистемы Республики Крым и города Севастополь на период 2015 - 2021 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на обеспечение энергетической безопасности Республики Крым и города Севастополь:

- реализация первоочередных мероприятий по энергообеспечению полуострова Крым, в том числе, строительство новой генерации в предельно сжатые сроки;

- обеспечение социально-экономического развития региона. Удовлетворение растущего спроса на электрическую энергию;

- повышение надежности электроснабжения потребителей путем создания генерирующих мощностей, размещенных на территории региона в непосредственной близости к центрам роста электро- и теплопотребления;

- возможность обеспечения синхронной связи с ЕЭС России для устойчивой работы энергосистемы Республики Крым и города Севастополь.

Предложения по развитию электрической сети напряжением 220 кВ и выше энергосистемы Республики Крым и города Севастополь на период 2015 - 2021 годов сформированы с учетом перспективы присоединения к ЕЭС России на основе анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в ЕЭС России и энергосистеме Республики Крым и города Севастополь.

При определении объемов вводов объектов электросетевого хозяйства учтены материалы утвержденной инвестиционной программы ПАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 годы.

Для обеспечения синхронной связи с ЕЭС России предусматривается сооружение КВЛ 220 кВ через Керченский пролив.

В период 2015 - 2021 годов намечается сооружение основных объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих выдачу мощности новых генерирующих источников на территории Республики Крым и города Севастополь:

- Симферопольская ПГУ-ТЭС.

- Севастопольская ПГУ-ТЭС.

Развитие межсистемных электрических связей 220 кВ и выше

В период 2015 - 2021 годов для обеспечения энергетической безопасности Республики Крым и города Севастополь и создания синхронной связи между энергосистемой Республики Крым и города Севастополь и энергосистемой Краснодарского края и Республики Адыгея ОЭС Юга намечается сооружение следующих электросетевых объектов:

- строительство РП 220 кВ Тамань с заходами ВЛ 220 кВ Вышестеблиевская - Славянская;

- строительство КВЛ 220 кВ Тамань - Кафа I цепь и КВЛ 220 кВ Тамань - Камыш-Бурун;

- строительство ОРУ 500 кВ на ПП 220 кВ Тамань с установкой на нем АТ 500/220 кВ 3 x 167 МВА и ШР 500 кВ (3 x 60 Мвар);

- строительство ВЛ 500 кВ Кубанская - Тамань с установкой на ПС 500 кВ Тамань второго АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 МВА;

- строительство КВЛ 220 кВ Тамань - Кафа II цепь и КВЛ 220 кВ Тамань - Кафа III цепь;

- строительство ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань с установкой на ПС 500 кВ Тамань третьего АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 МВА и ШР 500 кВ (3 x 60 Мвар).

Развитие электрических сетей 330 кВ

Развитие электрической сети 330 кВ в период 2015 - 2021 годов предусматривается для повышения надежности электроснабжения потребителей Республики Крым и города Севастополь и связано, в том числе, с организацией выдачи мощности новой ТЭС в городе Севастополь.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей Республики Крым и города Севастополь предусматривается сооружение ВЛ 330 кВ Севастополь - Западно-Крымская.

Для обеспечения выдачи мощности Севастопольской ПГУ-ТЭС предварительно предполагается:

- сооружение заходов на Севастопольскую ПГУ-ТЭС от проектируемой ВЛ 330 кВ Севастополь - Западно-Крымская;

- строительство ВЛ 330 кВ Севастопольская ПГУ-ТЭС - Севастополь;

- реконструкция ПС 330 кВ Севастополь с установкой двух АТ 330/110 кВ мощностью 2 x 200 МВА.

Развитие электрических сетей 220 кВ

В период 2015 - 2021 годов в энергосистеме Республики Крым и города Севастополь намечается сооружение и реконструкция следующих объектов электросетевого хозяйства напряжением 220 кВ:

- сооружение ПС 220 кВ Кафа в районе города Феодосия с установкой двух АТ 220/110 кВ мощностью 2 x 125 МВА для обеспечения передачи мощности из энергосистемы Краснодарского края и Республики Адыгея в энергосистему Республики Крым и города Севастополь. Учитывая, что в энергосистеме Республики Крым и города Севастополь системообразующей является сеть напряжением 330 кВ, предусматривается возможность расширения ПС 220 кВ Кафа с сооружением ОРУ 330 кВ;

- сооружение заходов ВЛ 220 кВ Феодосийская - Насосная-2 и ВЛ 220 кВ Феодосийская - Симферопольская на ПС 220 кВ Кафа для возможности присоединения ПС 220 кВ Кафа к существующей электрической сети энергосистемы Республики Крым и города Севастополь;

- сооружение второй ВЛ 220 кВ Симферопольская - Кафа (в габаритах 330 кВ) с расширением ПС 330 кВ Симферопольская для возможности электроснабжения потребителей центральной части энергосистемы Республики Крым и города Севастополь с учетом максимально возможного перетока мощности из энергосистемы Краснодарского края и Республики Адыгея;

- реконструкция участка ВЛ 220 кВ Феодосийская - Симферопольская протяженностью 7 км с переводом в габариты 330 кВ для надежного электроснабжения потребителей и обеспечения необходимой пропускной способности сети с учетом максимально возможного перетока мощности из энергосистемы Краснодарского края и Республики Адыгея;

- сооружение ВЛ 220 кВ Симферопольская ПГУ-ТЭС - Симферополь для обеспечения выдачи мощности Симферопольской ПГУ-ТЭС.

8. Прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) на период 2015 - 2021 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 перемаркировки 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 ТЭС ЕЭС России в органическом топливе формируется исходя из намечаемых уровней производства электрической энергии (таблицы 8.1, 8.2).

Таблица 8.1. Производство электрической энергии на ТЭС ЕЭС России в 2015 - 2021 годах. Базовый вариант

Таблица 8.2. Производство электрической энергии на ТЭС ЕЭС России в 2015 - 2021 годах. Умеренно-оптимистичный вариант

Изменение потребности в органическом топливе ТЭС ЕЭС России для рассматриваемых вариантов представлено в таблицах 8.3, 8.4.

Таблица 8.3. Потребность ТЭС ЕЭС России в органическом топливе в 2015 - 2021 годах. Базовый вариант

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 18,4% до 20,6%), ГЭС и ВИЭ (с 16,3% до 17,7%) за рассматриваемый период, производство электрической энергии на ТЭС в базовом варианте сократится с 65,4% до 61,7%. Соответственно, расход органического топлива снизится с 284,6 млн. т.у.т. в 2015 году до 282,1 млн. т.у.т. в 2021 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 314,3 г/кВт·ч в 2015 году до 306,5 г/кВт·ч в 2021 году.

Структура топлива на весь рассматриваемый период не меняется. При этом доля газа составляет 71 - 72%, угля - 24 - 25%, нефтетоплива и прочего топлива - менее 5%.

Таблица 8.4. Потребность ТЭС ЕЭС России в органическом топливе в 2015 - 2021 годах. Умеренно-оптимистичный вариант

В умеренно-оптимистичном варианте потребность в топливе ТЭС ЕЭС России увеличивается с 284,6 млн. т.у.т. в 2015 году до 295,7 млн. т.у.т. в 2021 году, в том числе потребление газа возрастет с 202,2 млн. т.у.т. до 210,8 млн. т.у.т., угля с 70,4 млн. т.у.т. до 73,0 млн. т.у.т. Нефтетопливо остается на уровне 1,8 млн. т.у.т. на весь расчетный период. Потребность в прочем топливе прогнозируется на уровне 10,1 - 10,2 млн. т.у.т.

Прирост потребности ТЭС в топливе в 2021 году составит 11,1 млн. т.у.т. по отношению к 2015 году, из которых 8,6 млн. т.у.т. приходится на газ. При этом удельные расходы топлива на отпущенную электрическую энергию будут снижаться с 314,3 г/кВт·ч в 2015 году до 309,4 г/кВт·ч в 2021 году.

Структура топлива на весь рассматриваемый период не меняется. При этом доля газа составляет 71 - 72%, угля - 24 - 25%, нефтетоплива и прочего топлива - менее 5%.

При маловодных условиях с гарантированной выработкой на ГЭС ОЭС Сибири и ОЭС Востока потребуется дополнительное топливо для покрытия прогнозируемого уровня электропотребления (таблица 8.5).

Таблица 8.5. Потребность тепловых электростанций в дополнительном топливе при маловодных условиях в 2015 - 2021 годах, млн. т.у.т.

Прогноз потребности ТЭС в различных видах органического топлива по ОЭС приведен в таблицах 8.6 и 8.7.

Таблица 8.6. Потребность ТЭС в органическом топливе по ОЭС в 2015 - 2021 годах, тыс. т.у.т. Базовый вариант

Таблица 8.7. Потребность ТЭС в органическом топливе по ОЭС в 2015 - 2021 годах, тыс. т.у.т. Умеренно-оптимистичный вариант

Выводы:

1. При заданных уровнях электропотребления в базовом варианте потребность в органическом топливе тепловых электростанциях ЕЭС России снизится с 284,6 млн. т.у.т. в 2015 году до 282,1 млн. т.у.т. в 2021 году. Структура топлива на прогнозируемый период 2015 - 2021 годов не меняется, и основную его долю составляет газ (72%). Удельные расходы топлива на отпущенную электроэнергию будут снижаться в среднем по ЕЭС России с 314,3 г/кВт·ч в 2015 году до 306,5 г/кВт·ч в 2021 году.

2. В умеренно-оптимистичном варианте прогнозируется увеличение потребности в органическом топливе с 284,6 млн. т.у.т. в 2015 году до 295,7 млн. т.у.т. в 2021 году. Структура топливного баланса на весь рассматриваемый период 2015 - 2021 годы остается без изменений. На долю газа приходится 72% используемого топлива. Удельные расходы топлива на отпущенную электрическую энергию будут снижаться с 314,3 г/кВт·ч в 2015 году до 309,4 г/кВт·ч в 2021 году.