Проблемы и перспективы

электроэнергетики Дальнего

Востока

Генеральный директор ЗАО «АПБЭ» И.С. Кожуховский

2

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 из-за 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

3

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 г

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

4

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

Добыча полезных ископаемых

44%Обрабатывающие производства

34%

Транспорт16%

Бытовой сектор и сфера услуг6%

Структура проектов

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

Крупнейшие проекты

5

Рост электропотребления

864

994

1388

1860

1074

985

1288

1553

1990 2000 2010 2020 2030

Корректировка Генсхемы, Максимальный вариант Корректировка Генсхемы, Базовый вариант

37

41

63

85

43

40

56

70

1990 2000 2010 2020 2030

Электропотребление, млрд. кВт.ч

Россия Дальний Восток

2000-2009 гг. 2010-2030 гг.

Россия 1,6 2,4 - 3,3

Дальний Восток 1,1 2,9 - 3,9

Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %

6

2010 2020 2030

Суммарный максимум тыс.кВт 7288 9805 12239

Нормируемый резерв мощности тыс.кВт 1813 2188 2595

Нормируемый резерв в % к сумм. макс. % 25 22 21

ПОТРЕБНОСТЬ с учетом ограничений мощности тыс.кВт 11258 15840 18945

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность на конец года тыс.кВт 13839 16695 19914

ИЗБЫТОК СВЕРХ НОРМИРУЕМОГО РЕЗЕРВА тыс.кВт 2581 855 969

Фактический резерв мощности в % к суммарному максимуму % 60 31 29

Повышение нагрузки потребителей и оптимизация размещения новой генерации приведут к снижению избытков мощности и увеличению

эффективности использования установленной мощности электростанций Дальнего Востока

Укрупненный баланс мощности Дальневосточного региона без учета экспорта

Избытки генерирующих мощностей

1,9 1,6

0,5

5,4

7

Перечень новых вводов

Год ввода Вводимая мощность

АЭС

ПАТЭС в г. Певек 2018 г. 70 МВт

Приморская АЭС 2029 г. 1150 МВт

АЭС ВСЕГО 1220 МВт

ГЭС

Усть-Среднеканская ГЭС 2012-2016 гг. 570 МВт

Нижнебурейская ГЭС 2017-2018 гг. 320 МВт

Светлинская ГЭС (Вилюйская ГЭС-3)

2019 г. 90 МВт

Граматухинская ГЭС 2022-2023 гг. 400 МВт

Канкунская ГЭС 2030 г. 300 МВт

ГЭС ВСЕГО 1680 МВт

Наиболее крупные ВИЭ

(суммарный ввод на ВИЭ + 0,4 ГВт)

Мутновская ГеоЭС-2 2023 г. 50 МВт Дальневосточная ВЭС 2028 г. 100 МВт Мутновская ГеоЭС-3 2030 г. 100 МВт

Перечень основных новых вводов ТЭС

Год вводаВводимая 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

ТЭС Приморского НПЗ 2017 - 2019 гг. 670 МВт

Нерюнгринская ТЭС 2019 г. 225 МВт

Комсомольская ТЭЦ-3 2023 г. 400 МВт

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

Вводы новой генерирующей мощности на Дальнем Востоке

ТЭС на угле + 5,9 ГВт(из них для экспорта 3,6 ГВт)

ТЭС на газе + 3,5 ГВт

2010-2020 гг. 2021-2030 гг.

Суммарный ввод на ТЭС + 9,4 ГВт

8

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)

9

Базовый вариант Генеральной схемы

2009 г.

1%

38%61%

2030 г.

Газ

Уголь

Нефтетопливо

2000 г.

2020 г.

1990 г.

Структура топливного баланса ТЭС Дальнего Востока меняется в

сторону снижения доли угля и нефтетоплива и увеличения доли

газа

71%

22%

7%

1%

33%

66%

Динамика структуры топливного баланса ТЭС Дальнего Востока

23%

8% 69%

15%

75%

10%

10

Рост цен на электроэнергию

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.

11

Дополнительные возможности снижения тарифов при экспорте электроэнергии в Китай

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.

2009 (факт)

2010 (ожид)

2011 (прогноз)

2012 (прогноз)

Объем экспорта, млрд. кВтч

855 1000 1050 5250

Объемы экспорта электроэнергии в Китай

12

Инвестиционные возможности энергокомпаний

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