VI. Балансы мощности и электрической энергии ОЭС и ЕЭС России на перспективный период 2011 - 2017 годы

Балансы мощности по энергообъединениям Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Юга и Урала рассчитаны на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС. По ОЭС Сибири рассмотрены перспективные балансы мощности и на час совмещенного максимума ЕЭС и на час прохождения собственного максимума ОЭС. Баланс мощности ОЭС Востока рассчитан на собственный максимум потребления, а также приведен условный баланс мощности ОЭС Востока на совмещенный с ЕЭС максимум нагрузки. В сводном балансе по ЕЭС России максимум потребления ОЭС Сибири и ОЭС Востока учтены на совмещенный максимум потребления ЕЭС России.

При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления и нормативном расчетном резерве мощности (с учетом гарантированного экспорта) спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемого 193,7 млн. кВт в 2011 году до 225,3 млн. кВт на уровне 2017 года.

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей за 2011 - 2017 годы (глава V) возрастет с фактической величины 214,9 млн. кВт в 2010 году на 43,7 млн. кВт и составит 258,6 млн. кВт в 2017 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,3% в 2010 году до прогнозных 12,9% в 2017 году, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) снизится с 20,7% до 19,4%, доля ТЭС - с 68,0% до 67,5%, доля ВЭС и ПЭС к 2017 году оценивается 0,2%.

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

- ограничения на использование мощности действующих электростанций всех типов, представляющие собой разность между установленной и располагаемой мощностью, которую может развивать оборудование этих электростанций в период зимнего максимума нагрузки;

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

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

- недоиспользование мощности возобновляемых источников энергии (ветровые электростанции).

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

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

Величина прогнозируемых ограничений мощности снижается в результате технического перевооружения действующих электростанций с 18,3 млн. кВт в 2011 году до 14,6 млн. кВт в 2017 году (с учетом снятия ограничений на Саяно-Шушенской ГЭС).

Прогнозные ежегодные объемы вводов генерирующего оборудования после прохождения зимнего максимума в 2011 - 2017 годах составляют от 0,5 до 3,3 млн. кВт или 6 - 30% от суммарного объема вводов в соответствующем году.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию "запертой" мощности. В период до 2017 года прогнозируется наличие "запертой" мощности в энергосистемах ОЭС Северо-Запада (энергосистемы Республики Коми и Мурманской области) и в энергосистеме Иркутской области ОЭС Сибири. Величина "запертой" мощности с ростом потребительской нагрузки и развитием электрических связей снижается с 2,5 млн. кВт в 2011 году до 0,1 млн. кВт в 2017 году.

Располагаемая мощность ветровых электростанций в период прохождения максимума нагрузки учитывается как недоиспользуемая мощность возобновляемых источников энергии, величина которой с вводом ветропарков "Нижняя Волга" в энергосистеме Волгоградской области и Воркутинских ВЭС в энергосистеме Республики Коми составит в 2016 - 2017 годах 0,6 млн. кВт.

Величина мощности, не участвующая в результате названных выше факторов в балансе на час прохождения максимума потребления по ЕЭС России, изменяется в диапазоне 16,3 - 21,3 млн. кВт, что составляет 6,3 - 9,6% от установленной мощности электростанций ЕЭС России.

В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 200,3 млн. кВт на уровне 2011 года и 242,3 млн. кВт на уровне 2017 года, что превышает спрос на мощность на 6,7 - 9,6 млн. кВт в 2011 - 2013 годах (порядка 3,5 - 4,8% от прогнозируемого спроса), 15,2 - 19,1 млн. кВт в 2014 - 2016 годах (порядка 7,2 - 8,6% от прогнозируемого спроса) и около 17 млн. кВт в 2017 году (7,5%).

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2017 года складывается с избытком резерва мощности в размере 3,0 - 15,7 млн. кВт, что составляет 1,6 - 7,4% от спроса на мощность.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (с ОЭС Урала) в 2011 - 2017 годах складывается с избытком резерва мощности в объеме 6,2 - 14,2 млн. кВт (4 - 8%).

В приложении N 7 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы.

Сводные балансы мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по европейской зоне ЕЭС России - в таблицах 5.1 - 5.3.

В приложении N 8 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2011 - 2017 годы.

При прогнозируемой потребности в ОЭС Северо-Запада баланс мощности в 2011 - 2013 годах складывается с избытком резерва мощности 0,4 - 2,2 млн. кВт. При намеченном развитии тепловых электростанций и с вводом мощности на Ленинградской АЭС-2 и Балтийской АЭС в ОЭС Северо-Запада создаются избытки нормативного расчетного резерва мощности, величина которых возрастет с 3,1 млн. кВт в 2014 году до 4,6 млн. кВт в 2017 году. В балансах мощности ОЭС Юга в 2011 - 2013 годах складывается с дефицитом резерва мощности 0,6 - 1,1 млн. кВт. Покрытие дефицита резерва мощности предусматривается обеспечивать за счет получения мощности из ОЭС Центра и Средней Волги. С 2014 года в ОЭС Юга возникают избытки резерва мощности в размере 1,0 - 1,9 млн. кВт.

В ОЭС Центра и Средней Волги при заданном развитии электростанций балансы мощности в 2011 - 2017 годах складываются с превышением нормативного расчетного резерва мощности.

ОЭС Урала в 2011 году самобалансируется. На уровне 2012 года образуется дефицит резерва мощности порядка 0,3 млн. кВт, покрытие которого может быть обеспечено за счет получения мощности из ОЭС Средней Волги. В 2013 - 2017 годах при реализации намеченной программы развития электростанций в ОЭС Урала создаются избытки нормативного расчетного резерва мощности 0,2 - 3,5 млн. кВт.

На территории энергосистемы Тюменской области, Ямало-Ненецкого автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры предусмотрен ввод мощности 4,9 млн. кВт за 2011 - 2017 годы, в том числе на ТЭС в Тарко-Сале (2 x ПГУ-300 в 2015 году) для повышения надежности энергоснабжения Северного и Ноябрьского энергорайонов Ямало-Ненецкого автономного округа.

В балансе мощности ОЭС Сибири в 2011 году на час прохождения максимума нагрузки ЕЭС дефицит нормативного расчетного резерва мощности составит 3,6 млн. кВт, снижающийся к 2013 году до 0,2 млн. кВт. В 2014 - 2017 годах в энергообъединении возникают избытки мощности в размере 0,7 - 1,5 млн. кВт. На час прохождения собственного максимума дефицит нормативного расчетного резерва мощности в 2011 году оценивается 5,7 млн. кВт и может быть частично покрыт из ЕЭС России по существующей линии 220 кВ Томск - Нижневартовск (энергопитание северных районов энергосистемы Томской области порядка 0,2 млн. кВт) и по электрическим связям Урал - Казахстан - Сибирь (до 2,3 млн. кВт с учетом возможного импорта из Казахстана). В рассматриваемый период (2011 - 2017 годы) планируется восстановление Саяно-Шушенской ГЭС, строительство Богучанской ГЭС и ввод около 4,4 млн. кВт на тепловых электростанциях. При принятом развитии электростанций дефицит нормативного расчетного резерва мощности в ОЭС Сибири на час собственного максимума будет сокращаться с 2,7 млн. кВт в 2012 году до 1 млн. кВт в 2017 году. Покрытие этого дефицита с 2012 года может обеспечиваться также напрямую из ОЭС Урала с учетом строящихся на территории России транзитов 500 кВ Восход - Ишим (Витязь) - Курган и Томская - Парабель - Советско-Соснинская (Чапаевск) - Нижневартовская ГРЭС (2016 г.).

Баланс мощности ОЭС Востока на собственный максимум потребления до 2017 года складывается с превышением прогнозируемого спроса на мощность на 1,6 - 2,6 млн. кВт. В состав рекомендуемых вводов включена Уссурийская ТЭЦ, строительство которой имеет важное значение для обеспечения надежного электроснабжения потребителей юга Приморья. Кроме того, улучшится качество теплоснабжения и экологическая обстановка в г. Уссурийске за счет закрытия небольших городских котельных.