Проблемы и перспективы электроэнергетики Дальнего Востока

Генеральный директор ЗАО «АПБЭ»
И.С. Кожуховский
Проблемы и
перспективы
электроэнергети
ки Дальнего
Востока
Основные проблемы
Дальневосточных регионов
Перечень проблем
Масштаб проблемы
Низкие темпы роста экономики и
электропотребления
За последние 10 лет рост электропотребления
в ДФО составил 11,2% (по России 17,3%)
Большие избытки генерирующих
мощностей, низкая загрузка
станций при наличии локальных
дефицитов
Коэффициент использования установленной
мощности электростанций ДФО за последние
10 лет не превышал 38%
Высокая стоимость топлива
Топливная составляющая в структуре затрат
на производство электроэнергии ДГК почти в 2
раза выше, чем по остальным ТЭС России изза высокой доли низкокалорийных углей
Как интегральная проблема –
высокие тарифы на
электроэнергию для
потребителей
Среднеотпускной тариф на электроэнергию
для конечных потребителей в целом по ДФО на
40% выше, чем для остальных потребителей в
России
2
Генеральная схема размещения
объектов электроэнергетики до 2030 г
3
Проект Генсхемы одобрен Правительством РФ 3 июня 2010 г.
Цель Генсхемы - обеспечение надежного и эффективного снабжения
потребителей и экономики страны электрической и тепловой энергией в
объемах, достаточных для выхода из кризиса и последующего роста
Задачи Генсхемы:
•
Широкомасштабная модернизация российской электроэнергетики и перевод
ее на новый технологический уровень
•
Повышение надежности, экономической и энергетической эффективности
отрасли
•
Снижение негативного влияния на окружающую среду
Реализация Генсхемы позволит снизить масштаб проблем
электроэнергетики ДФО и повысить ее эффективность
Проекты развития экономики
ДФО
Всего на территории субъектов ДФО планируется реализация более 200 проектов
экономического развития региона. Суммарная мощность потребления этих проектов
оценивается в 4 тыс. МВт
Структура проектов
Транспорт
16%
Крупнейшие проекты
Бытовой сектор и сфера
услуг
6%
Обрабатывающие
производства
34%
Добыча полезных
ископаемых
44%
Амурская область
строительство национального космодрома Восточный
Приморский край
нефтепровод ВСТО, Приморский нефтеперерабатывающий и нефтехимический комплекс, завод по
сжижению природного и газа и терминал по его отгрузке, инфраструктура саммита АТЭС на о. Русский
Магаданская область
освоение месторождения Наталкинское
Сахалинская область
нефтеперерабатывающий завод
Хабаровский край
завод по производству целлюлозы
Республика Саха
(Якутия)
освоение Эльгинского месторождения каменного угля, железорудного месторождения Таежное со
строительством ГОКа, железорудное месторождение Тарыннахское со строительством ГОКа,
газохимический комплекс (п. Жатай), эксплуатация ж\д Беркакит-Томмот-Якутск, нефтепровод ВСТО
Еврейская АО
нефтепровод ВСТО
4
Рост электропотребления
5
Электропотребление, млрд. кВт.ч
1860
85
Россия
Дальний Восток
1388
63
1553
70
1288
1074
56
43
994
41
37
864
1990
2000
985
2010
40
2020
2030
1990
2000
2010
2020
Корректировка Генсхемы, Базовый вариант
Корректировка Генсхемы, Максимальный вариант
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %
2000-2009 гг.
2010-2030 гг.
Россия
1,6
2,4 - 3,3
Дальний Восток
1,1
2,9 - 3,9
2030
Избытки генерирующих
мощностей
6
Укрупненный баланс мощности Дальневосточного региона без учета
экспорта
2010
2020
2030
Суммарный максимум
тыс.кВт
7288
9805
12239
Нормируемый резерв мощности
тыс.кВт
1813
2188
2595
25
22
21
тыс.кВт
11258
15840
18945
Установленная мощность на конец года
тыс.кВт
13839
16695
19914
ИЗБЫТОК СВЕРХ НОРМИРУЕМОГО РЕЗЕРВА
тыс.кВт
2581
855
969
60
31
29
Нормируемый резерв в % к сумм. макс.
ПОТРЕБНОСТЬ
с учетом ограничений мощности
%
ПОКРЫТИЕ
Фактический резерв мощности в % к суммарному
максимуму
%
Повышение нагрузки потребителей и оптимизация размещения новой
генерации приведут к снижению избытков мощности и увеличению
эффективности использования установленной мощности электростанций
Дальнего Востока
Вводы новой генерирующей мощности
на Дальнем Востоке
7
Суммарный объем вводов на электростанциях Дальнего Востока в период до 2030 г.
составляет 12,7 ГВт, в т. ч. в период 2010-2020 гг. 8,4 ГВт , в период 2021-2030 гг. 4,3 ГВт
Перечень новых вводов
Перечень основных новых вводов ТЭС
Год ввода
Вводимая мощность
ПАТЭС в г. Певек
2018 г.
70 МВт
Приморская АЭС
2029 г.
1150 МВт
АЭС
АЭС ВСЕГО
1220 МВт
ГЭС
Год ввода
Вводимая
мощность
Якутская ТЭС-2
2013-2015 гг.
297,5 МВт
Ерковецкая ТЭС
2016 г.
1200 МВт
Приморская ГРЭС
2017 г.
330 МВт
Ургальская ТЭС
2017г.
2400 МВт
Сахалинская ГРЭС-2
2018 г.
330 МВт
2017 - 2019 гг.
670 МВт
Усть-Среднеканская ГЭС
2012-2016 гг.
570 МВт
ТЭС Приморского НПЗ
Нижнебурейская ГЭС
2017-2018 гг.
320 МВт
Нерюнгринская ТЭС
2019 г.
225 МВт
2019 г.
90 МВт
Комсомольская ТЭЦ-3
2023 г.
400 МВт
2022-2023 гг.
400 МВт
2030 г.
300 МВт
Светлинская ГЭС
(Вилюйская ГЭС-3)
Граматухинская ГЭС
Канкунская ГЭС
ГЭС ВСЕГО
1680 МВт
Суммарный ввод на ТЭС + 9,4 ГВт
5,4
ТЭС на угле + 5,9 ГВт
(из них для экспорта 3,6 ГВт)
ТЭС на газе + 3,5 ГВт
Наиболее крупные ВИЭ
(суммарный ввод на ВИЭ + 0,4 ГВт)
0,5
Мутновская ГеоЭС-2
2023 г.
50 МВт
Дальневосточная ВЭС
2028 г.
100 МВт
Мутновская ГеоЭС-3
2030 г.
100 МВт
1,9
2010-2020 гг.
1,6
2021-2030 гг.
Основные направления развития
электросетевой инфраструктуры
Дальнего Востока

оптимизация конфигурации и повышение пропускной способности системообразующих
электрических сетей:
- ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС - Хабаровская (вторая ВЛ) 450 км в период 2016-2020 гг.

создание электрической связи Сибирь – Дальний Восток для обеспечения балансовых
обменов электроэнергией и мощностью:
- установка на ПС 220 кВ Могоча и ПС 220 кВ Хани вставок несинхронной связи проходной мощностью
по ± 200 МВт в период 2010-2015 гг.

присоединение к ОЭС Востока (и ЕЭС России) ныне изолированных энергорайонов Якутии:
- двухцепная ВЛ 220 кВ Томмот - Майя 854 км в период 2010-2015 гг.
- двухцепная ВЛ 220 кВ Ленск - Киренск 630 км в период 2010-2015 гг.

повышение надежности выдачи мощности крупных электростанций:
- ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - ПС Амурская (вторая ВЛ) 280 км в период 2016-2020 гг.
- ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская (вторая ВЛ) 360 км в период 2010-2015 гг.
- ВЛ 500 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Сковородино (участок Нерюнгринская ГРЭС - Тында с включением на
напряжение 220 кВ) 179 км в период 2016-2020 гг.

энергоснабжение крупных энергоузлов и городских агломераций:
- ВЛ 500 кВ Чугуевка - Лозовая - Владивосток 306,8 км в период 2010-2015 гг.
- ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС - Владивосток 460 км в период 2016-2020 гг.
Всего за 2010-2020 гг. Генеральной схемой предусматривается ввод системообразующих
электросетевых объектов: 6 тыс. км ВЛ (в том числе 100 км ППТ для экспорта), 5286 МВА
трансформаторной мощности (в том числе 3600 МВА ППТ)
8
Динамика структуры топливного
баланса ТЭС Дальнего Востока
1990 г.
8%
2000 г.
2009 г.
69%
71%
75%
15%
23%
22%
10%
7%
Базовый вариант Генеральной схемы
2020 г.
Газ
Уголь
2030 г.
66%
Нефтетопливо
61%
38%
33%
1%
9
1%
Структура топливного баланса
ТЭС Дальнего Востока меняется в
сторону снижения доли угля и
нефтетоплива и увеличения доли
газа
Рост цен на электроэнергию
10
Тарифы (цены) на электроэнергию для конечных потребителей (текущие цены)
При реализации
Генеральной схемы
среднеотпускной
тариф на
электроэнергию для
конечных
потребителей
достигнет
среднероссийского
значения к 2018 году.
Дополнительные возможности снижения
тарифов при экспорте электроэнергии в Китай
11
Объемы экспорта электроэнергии в Китай
Объем
экспорта,
млрд. кВтч
2009
(факт)
2010
(ожид)
2011
(прогноз)
2012
(прогноз)
855
1000
1050
5250
Продажа электроэнергии на экспорт в указанных объемах
позволит компании получить доход, компенсирующий затраты на
дополнительную выработку электроэнергии, инфраструктурные
платежи, а также получить маржу, которую можно направить на
снижение цен на электроэнергию для потребителей ОЭС Востока
на 2 коп/кВтч в 2011 году и 8-9 коп/кВтч в 2012 г.
Инвестиционные возможности
энергокомпаний
12
Всего потребности в инвестициях на предстоящие 20 лет (2010-2030
годы в объекты электроэнергетики ДФО составляют около 600 млрд.
руб.
Возможности энергокомпаний по привлечению заемных средств в
ближайшие годы будут сильно ограничены (высокие объемы уже
имеющихся кредитов и сложное финансовое положение компаний).
Введение
RAB-регулирования
повысит
возможности
территориальных сетевых компаний по привлечению кредитных
ресурсов.
Финансирование инвестиций за счет собственных источников
вызовет резкий рост тарифов в регионе на период привлечения
инвестиций. Для сглаживания такого тарифного «горба» необходимо
субсидирование потребителей, либо участие государства в
инвестиционных проектах