proatom.ru - сайт агентства ПРоАтом
Атомный год 2016
  Агентство  ПРоАтом. 20 ЛЕТ с атомной отраслью!              
Навигация
· Главная
· Все темы сайта
· Каталог поставщиков
· Контакты
· Наш архив
· Обратная связь
· Опросы
· Поиск по сайту
· Продукты и расценки
· Самое популярное
· Ссылки
· Форум
Журнал
Журнал Атомная стратегия
Подписка на электронную версию
Журнал Атомная стратегия
Атомные Блоги





Обсудим?!
Сроки строительства блоков АЭС в РФ выросли до 10 лет. Причины?
Спешка не требуется
Плохая организация на площадке
Слабый контроль со стороны Заказчика
Некачественный проект
Брак комплектующих в поставках
Другое

Результаты
Другие опросы
Подписка
Подписку остановить невозможно! Подробнее...
Задать вопрос
Наши партнеры
PRo-движение
АНОНС
PRo Погоду

Сотрудничество
Редакция приглашает региональных представителей журнала «Атомная стратегия» и сайта proatom.ru. Информация: (812) 438-32-77, E-mail: pr@proatom.ru Савичев Владимир.
PRo Рекламу

[22/04/2014]     Генерирующие мощности в ЕЭС России на период 2013 – 2019 гг.

Прогнозы максимальной электрической нагрузки, требуемого увеличения  мощности, развитие действующих и строительство новых мощностей

Б.И.Нигматулин, проф., д.т.н.,  генеральный директор Института проблем энергетики (ИПЭ)

От редакции. Настоящая статья является третьей из цикла из шести статей, представляющих экспертное заключение по Схеме и Программе развития ЕЭС России на 2013-2019гг., утвержденной Минэнерго в апреле 2013г. (ниже Минэнерго-2013), выполненное Институтом проблем электроэнергетики (ИПЭ). В первой статье сформулированы замечания к Минэнерго-2013.. Во второй -  показано, что в Минэнерго-2013 принятый среднегодовой темп электропотребления, равный  1,82 %, завышен минимум в 2 раза. Цикл публикаций, связанных с перспективами российской электроэнергетики, был временно приостановлен в связи с событиями на Украине, на которые уважаемый автор откликнулся статьей «Украина. Ціна незалежності. Уроки для России».


В данной статье приводятся обоснования замечаний, относящихся к разделу 3 «Прогнозы максимальных электрических нагрузок», к разделу 4 «Требуемое увеличение мощности для удовлетворения спроса на электрическую энергию» и к разделу 5 «О прогнозе развития действующих генерирующих мощностей» Минэнерго-2013, и даются корректировки к этим разделам на основании обоснованного прогноза среднегодового электропотребления в ЕЭС России -  не более 1% в год (оптимистичный сценарий) на период 2013-219, а далее до 2024г.

1. Динамика электропотребления в РФ и максимума потребления мощности в ЕЭС в период  1990-2013гг., с прогнозом до 2019г.

На рис. 1 показана динамика электропотребления и максимума потребления мощности  в ЕЭС России в период 1990-2013гг, с прогнозом до 2019г.


Рис.1. Динамика электропотребления и максимума потребления мощности  в ЕЭС России в период 1990-2013гг., (по данным СО ЕЭС России (www.so-ups.ru)) с прогнозами до 2019г (Минэнерго 2013г., ИПЭ 2013г).

Согласно графику, максимум потребления мощности в ЕЭС существенно меняется от года к году, но общий тренд – его падение или рост соответствует падению или росту электропотребления в ЕЭС. Этот максимум зависит от температурного режима в зимний период на большей части территории страны. Поэтому изменение максимума потребления мощности  по годам происходит не монотонно, а «пилообразно».

Из рис 1 следует, что в период 1990-2013гг. максимума потребления мощности  в ЕЭС России был достигнут в осеннее-зимний максимум 1990 – 1991гг. и равнялся 158,8 ГВт («Энергетика России: Взгляд в будущее. Обосновывающие материалы к Энергетической стратегии России на период до 2030 года». Москва, 2010 г. см. таблицу № 6.5.2. на стр. 342). При этом электропотребление в России составило 1074 млрд кВт.ч (Росстат 2012 г.). Только через 22 года, в феврале 2012 г., максимума потребления мощности  приблизился к этому значению и  достиг 157,4 ГВт. При этом электропотребление во всей России в 2012г. достигло 1063 млрд кВт.ч (в 2011г. – 1041 млрд кВт.ч, данные Росстата 2013 г.). По данным СО ЕЭС России в 2012г. электропотребление в ЕЭС равнялось 1016,5 млрд кВт.ч, а в 2011г. -  1000,1 млрд кВт.ч

На рис. 2 показана только динамика максимума потребления мощности в период 1990 – 2013 гг. с прогнозами до 2017г., 2018г., 2019г, соответственно  по Минэнерго 2011г., 2012г, 2013г.


Рис. 2 Динамика максимума потребления мощности в ЕЭС России в период 1990 – 2013гг., с прогнозом до 2019г., по Минэнерго 2013 г. и  ИПЭ 2013.


Видно, что данные по максимуму потребления мощности в ЕЭС России по  прогнозам Минэнерго в 2011 и 2012 годах. существенно отличаются друг от друга. Например, в 2017г., прогнозировалось, соответственно, 181 ГВт (прогноз  2011г.) и 173,9 ГВт (прогноз 2012г.), т.е. за 1 год снизилась на существенную величину – 7,1 ГВт. Если считать стоимость строительства 1ГВт мощности минимум 2 $ млрд., то это означает уменьшение инвестиций на генерацию 14,2  млрд или 450 млрд рублей в ценах 2012г. Кроме того плюс около 60%   - на сетевую инфраструктуру, которую необходимо построить для подключения потребителей к этим мощностям, а это дополнительно 8,5$ млрд. Итого: за 1 год разница в стоимости инвестиций в Схеме и программе развития ЕЭС России составила 22,7$ млрд или 730млрд руб. в ценах 2012г., что превышает объем инвестиционной программы в электроэнергетику в 2010г. (674,7 млрд. руб. по данным доклада заместителя Министра энергетики РФ А.Н. Шишкина VI ежегодная конференция «Российская энергетика» 22 марта 2012г.).  Этот пример показывает, насколько важна точность в прогнозировании электропотребления и, соответственно, максимума потребления мощности.

При известном прогнозе электропотребления прогноз максимального потребления мощности можно провести следующим образом. Рассмотрим отношение ежегодного электропотребления к соответствующему максимуму потребления мощности в период 1991-2013гг. по фактическим данным и по прогнозным данным Минэнерго 2013г. в ЕЭС России (рис.3)


Рис. 3 Отношения ежегодных значений электропотребления и максимума потребления мощности в ЕЭС России в период 1991-2013 гг. (факт) и по прогнозу Минэнерго 2013г в период 2013- 2019гг.

Видно, что это отношение мало меняется по годам и находится  в диапазоне (6,0-6,87) млрд кВт.ч/ГВт. При этом в период роста электропотребления  (1999-2013гг.) оно меняется в диапазоне (6,19-6,87)  млрд кВт.ч/ГВт или относительно среднегодового значения 6,50 млрд кВт.ч/ГВт на  4,3%. Это значит, что на 1ГВт максимума потребления мощности в ЕЭС России в среднем приходится 6,50 млрд кВт.ч электропотребления. Оно практически совпадает с 6,53 млрд кВт.ч, рассчитанным  по прогнозным данным Минэнерго 2013г.

Отсюда следует, что при прогнозе электропотребления  в ЕЭС России равном 1071,9 млрд  Вт.ч в 2019г. (по ИПЭ 2013г.) соответствующий максимум потребления мощности равняется  164,9ГВт = 1071,9млрд.кВт.ч/6,50 млрд кВт.ч/ГВт.

Можно определить максимум потребления мощности другим способом. Из рис.2 видно, что в 2019 году электропотребление  по прогнозу Минэнерго 2013г выше, чем по ИПЭ 2013г. на 81,7 млрд.кВт.ч=(1153,6-1071,9) млрд кВт.ч. А из рис. 3 видно, что на 1 ГВт максимума потребления мощности приходится самое высокое электропотребление равняется 6,87 млрд кВт.ч. Если использовать эту величину, то прогноз максимума потребления мощности по  Минэнерго 2013г.  завышен по отношению ИПЭ 2013г. на  11,9ГВт.=81,7млрд кВт.ч/6,87млрд.кВт.ч./ГВт. Тогда максимум потребления мощности по ИПЭ 2013г равен 163,8ГВт=(175,7-11,9)ГВт. С запасом, в прогнозе максимума потребления мощности  будет приниматься большая из полученных величин: 164,9ГВт.

При этом в Прогнозе ИПЭ 2013г. предполагается, что в период 2013 – 2019 гг. максимум потребления мощности будет изменяться линейно, что приблизительно соответствует расчетным данным в прогнозе Минэнерго 2013г.


Рис. 4. Динамика максимума потребления мощности в ЕЭС России в период 2009-2013гг. (факт), и по прогнозам Минэнерго 2013 и ИПЭ 2013 в период 2013-2019гг.

В прогнозе ИПЭ 2013 учитывается, что в 2013 г. в ЕЭС России произошло падение электропотребления на - 0,6% с 1015,7 до 1009,8 млрд. кВт.ч. Соответственно, расчетный максимум потребления мощности равняется 155,4ГВт = 1009,8млрд.кВт.ч/6,50млрд. кВт.ч/ГВт, с последующим линейным ростом до 164,9ГВт = 1071,9млрд. кВт.ч/6,50 млрд. кВт.Ч/ГВт в 2019г


2. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электроэнергию в период 2013-2019 гг.

В прогнозах Минэнерго 2011, 2012 и 2013 отмечено, что величина перспективной потребности в мощности (спроса на мощность) определяется с учетом:

-  прогнозируемых на рассматриваемый перспективный период максимумов потребления мощности по ОЭС и ЕЭС России;

-  нормативного резерва мощности.

-  сальдо экспорта-импорта мощности;

Рассмотрим отдельно, как учитываются эти положения в прогнозе Минэнерго 2013 при расчете требуемого увеличения мощности в период 2013-2019гг.


2.1. Определение прогнозируемых на рассматриваемый перспективный период максимумов электропотребления по ОЭС и ЕЭС России.

При расчете максимумов потребления мощности для Европейской части ЕЭС России считается необходимым  учитывать максимум электропотребления, совмещенный со всей ЕЭС, а для ОЭС Сибири и Востока – максимум электропотребления, совмещенный с ЕЭС и собственный максимум. Это приводит к  дополнительному увеличению потребности в мощности, как для Европейской части ЕЭС России, так и для ОЭС Сибири и Востока. Для обоснования такого положения, необходимо показать долю перетоков мощности (электроэнергии) между Европейской частью ЕЭС и ОЭС Сибири и Востока в общем электропотреблении в Европейской части ЕЭС.  Аналогично, это же относится и к ОЭС Сибири и Востока. Если такая доля незначительна, то в Минэнерго 2013 завышен максимум потребления  мощности в ЕЭС России, равный 158,8 ГВт (без учета сальдо экспорта-импорта мощности).  И это, естественно, все без учета завышенного прогноза электропотребления в ЕЭС России.  В результате, это приводит к увеличению нормативного резерва мощностей свыше 20,5% по всей ЕЭС России, (см. ниже).

Вообще говоря, необходимо дать дополнительное обоснование принятой методики расчета максимума потребления мощности в целом в ЕЭС России с учетом максимума потребления мощности  в отдельных ОЭС. 

В прогнозе ИПЭ 2013  принимается максимум потребления мощности, равный 155,4ГВт, учитывающий снижения электропотребления на 0,6% в 2013г. по отношению к 2012г. и среднегодовое отношение электропотребление к максимуму потребления мощности, равное 6,50 млрд. кВт.ч/ГВт.


2.2. Определение Нормативного резерва мощности

Нормативные значения резервов мощности и в ЕЭС России, и в отдельных ОЭС являются фундаментальными параметрами обеспечения надежности функционирования ЕЭС России и отдельных ОЭС. Они существенно влияют на величину спроса на мощность, и, соответственно, на объем дополнительных вводов новых генерирующих мощностей и темп выводов старых мощностей в ЕЭС России. Поэтому конкретные цифры по нормативам резерва мощности требует очень серьезного обоснования и должно утверждаться на уровне Правительства РФ.

В  Минэнерго 2011, 2012, 2013 указывается, что значения резервов мощности во всей ЕЭС России и в отдельных ОЭС, определены «в соответствии с методическими подходом к определению нормативных значений резерва мощности энергосистемы, разработанным в составе методических рекомендаций по проектированию развития энергосистемы».

В Минэнерго 2011, 2012 и 2013 дается ссылка на эти документы, но не приводятся: ни год издания этих материалов, ни организация, которая их разработала, ни процедура их обсуждения и рецензирования, ни процедура их утверждения и, соответственно, ни периодичность их пересмотра и т д.

Нормативные значения резерва мощности (в процентах) от максимума потребления мощности, используемые в Минэнерго 2011, 2012, 2013, представлены в таблице 1. Т

Таблица 1. Нормативные значения резерва мощности, %.

ЕЭС России

ОЭС Северо-Запада

ОЭС Центра

ОЭС Юга

ОЭС Средней Волги

ОЭС Урала

ОЭС Сибири

ОЭС Востока

20,5

19,0

22,0

19,5

16,5

20,0

22,0

23,0



В ИПЭ 2013г. пока вынужденно в качестве нормативных значений резервов мощности принимать данные из Таблицы 3.5 (Минэнерго 2013г.). Для всей ЕЭС России – это 20,5%.


2.3. Сальдо экспорта-импорта мощности

На рис. 5 показана динамика фактического  экспорта  электроэнергии из ЕЭС России в 2011г, 2012г, 2013г. (по данным СО ЕЭС России (www.so-ups.ru )) и его прогнозы по Минэнерго 2011, 2012, 2013г.


Рис. 5. Динамика фактического экспорта электроэнергии из ЕЭС России 2011г,2012г,2013г  и его прогнозы по Минэнерго 2011, 2012 и 2013гг.


А на рис. 6 представлена динамика экспорта электрической мощности из ЕЭС России в 2012 и 2013гг (факт) и  по прогнозам Минэнерго 2011, 2012, 2013гг и в час прохождения годового максимума потребления мощности.



Рис. 6 Динамика фактического экспорта электрической мощности из ЕЭС России в 2012, 2013гг и его прогнозы по Минэнерго 2011, 2012, 2013гг.

Видно, что прогнозы Минэнерго 2011 и 2012 близки между собой. А прогнозы Минэнерго 2013 как по экспорту электроэнергии, так и по экспорту электрической мощности существенно завышены и по отношению к прогнозам Минэнерго 2011, 2012, и по сравнению с  фактическими данными 2012 и 2013гг.

Следует отметить, что во всех прогнозах Минэнерго доля экспорта электроэнергии и мощности в страны ЕС (Финляндию и страны Балтии) составляет больше половины от всего экспорта. При этом в прогнозе Минэнерго 2013г. на весь период 2013-2019гг. принимается, что экспорт мощности в эти страны будет составлять 1,9 ГВт из 3,66 ГВт и 10,2 млрд. кВт.ч из 18,9 млрд кВт.ч. Фактически 10,8 млрд кВт.ч из 13,7млрд кВт.ч  в 2013г. (все это из ОЭС Северо-Запада). Однако, в 2015г. (но не позднее 2016г.) страны Балтии планируют прервать связь с ЕЭС России, интегрироваться в объединенную энергосистему ЕС и, соответственно, отказаться от импорта электроэнергии из России. Кроме того, в ближайшее время, в течение большей части года, цена на электроэнергию в ОЭС Северо-Запада может стать выше, чем на энергетической бирже Северной Европы «Норд Пул», по которой устанавливается оптовая цена электроэнергии и в Финляндии, и в странах Балтии (по вопросу цены электроэнергии зарубежном будет опубликована отдельная статья). Если учесть эти  обстоятельства, то величина экспорта мощности в прогнозе Минэнерго 2013г. должна  упасть до уровня, принятого в прогнозах Минэнерго 2011 и 2012гг. (или до 1,2-1,4 ГВт, см. рис.6). Отсюда следует, что прогноз Минэнерго 2013 по экспорту электроэнергии и мощности на период 2013-2019гг. требует серьезного обоснования. Его необходимо привести в версии «Схемы и программы развития ЕЭС России на 2014-2020гг.» (Минэнерго 2014). В противном случае этот прогноз нужно скорректировать до уровня прогнозов Минэнерго 2011 и 2012г.

В ИПЭ 2013, также как в прогнозе Минэнерго 2012г, при определении спроса на мощность величина экспорта  мощности из ЕЭС России принимается равная 1,4 ГВт в период 2013-2019гг.


2.4. Прогноз ИПЭ 2013г. по спросу на мощность в ЕЭС России в период 2013-2019гг.

При  удовлетворении перспективного спроса на мощность в ЕЭС России, за счет ввода новых генерирующих мощностей, необходимо отделять мощности, которые будут покрывать потребности в электроэнергии внутри страны, и поэтому должны строиться за счет надбавки к цене на электроэнергию для внутренних потребителей,  от тех новых мощностей, которые пойдут на покрытие экспортных поставок.  Естественно, последние НЕ ДОЛЖНЫ финансироваться за счет надбавки к цене на  электроэнергию для конечного потребителя внутри страны. Поэтому ИПЭ категорически против существующей практики, когда такого выделения не происходит. В результате, российские потребители, непонятно почему, датируют развитие той части бизнеса «ИНТЕР РАО ЕЭС», которая обеспечивает экспорт электроэнергии. Это противоречит фундаментальным основам рыночной экономики.

В ИПЭ 2013 прогноз спроса на мощность будет рассматривается как с учетом экспорта, так и без него.

В ИПЭ 2013 общий спрос на мощность в ЕЭС России в 2013г. с учетом экспорта равняется 189 ГВт = (155,4ГВт)+20,5%*(155,4ГВт)+1,4ГВт. И в 2019г. соответственно 200ГВт=(164,9ГВт) +20,5%*(164,9ГВт) +1,4ГВт

Без учета экспорта в 2013г и в 2019г соответственно:  187 ГВт и 199ГВт.

На рис. 7 показан спрос на мощность в ЕЭС России по прогнозам Минэнерго 2011 -2013гг. и ИПЭ  2013г. (с учетом и без учета экспорта).


Рис 7. Динамика спроса на мощность в ЕЭС России по прогнозу Минэнерго 2011-2013гг.  и ИПЭ 2013г. (с учетом и без учета экспорта)

Видно, что спрос на мощность по ЕЭС России в прогнозе Минэнерго 2011 в период 2011-2017гг. выше на 10-15 ГВт по сравнению с прогнозами Минэнерго 2012 и 2013. Собственно прогнозы Минэнерго 2012 и 2013 близки между собой, несмотря на то, что среднегодовые темпы электропотребления в прогнозе Минэнерго 2012 и 2013 существенно отличаются друг от друга (2,33% и 1,82%). Это совпадение объясняется тем, что в прогнозе Минэнерго 2013 закладывается необоснованно завышенный  среднегодовой объем экспорта электрической мощности 3,7 ГВт, а в прогнозе Минэнерго 2012 всего 1,2 ГВт.

Из рис. 7 следует, что на конец периода – 2019г., разность между спросом на мощность по прогнозам Минэнерго 2013 и ИПЭ 2013 (с учетом экспорта) составляет 16 ГВт.

В последующем анализе при расчете баланса электрических мощностей в ЕЭС России на период 2013-2019 гг. в ИПЭ 2013, по сравнению с Минэнерго 2013, принимается уменьшение спроса на мощность на 16 ГВт к 2019 г. (см. ниже – раздел 6).

3.  Прогноз по  выводу из эксплуатации генерирующих мощностей в ЕЭС России

В прогнозе Минэнерго 2013 г в период 2013-2019 гг. в ЕЭС России планируется вывести из эксплуатации 19 ГВт генерирующих мощностей, в т.ч., АЭС – 8,27 ГВт и  ТЭС – 10,7 ГВт; включая замену оборудования  - 0,5 ГВт.

В ИПЭ 2013г. принимается та же программа вывода из эксплуатации генерирующих мощностей АЭС и ТЭС, как и в Минэнерго 2013г. Однако её анализ по выводу из эксплуатации энергоблоков АЭС показывает, что она  может быть кардинально сокращена, минимум на 6,27ГВт (до 2ГВт). В ИПЭ 2013г. этот объем мощностей рассматривается как дополнительный резерв сверх нормативного.

В Минэнерго 2013г. предлагается следующий календарный график вывода из эксплуатации АЭС:

-  в ОЭС Северо-Запада: все энергоблоки Ленинградской АЭС (4*1000 МВт) и энергоблок №1 Кольской АЭС (440 МВт); последовательно в 2013г. – блок № 1 Ленинградской АЭС; в 2014г. – блок № 2 Ленинградской АЭС; в 2017г. – блок № 3 Ленинградской АЭС; в 2018г. – блок № 4 Ленинградской АЭС; в 2019г. – блок  № 4 Ленинградской АЭС и блок № 1 Кольской АЭС.

-  в ОЭС Центра: энергоблоки № 3 и 4 на Нововоронежской АЭС (2*417 МВт), энергоблоки №1 и №2 на Курской АЭС (2*1000 МВт), энергоблок №1 Смоленской АЭС (1000 МВт). Последовательно, в 2014г. – блок № 2 Курской АЭС; в 2015г. – блок № 1 Курской АЭС; в 2017г. -  блок № 3 Нововоронежской АЭС; 2018 -  блок № 4 Нововоронежской АЭС. 

Ранее, по прогнозу Минэнерго 2012 планировалось вывести из эксплуатации энергоблоки АЭС мощностью 3,27 ГВт:

- в ОЭС Северо-Запада: энергоблок №1 и №2 Ленинградской АЭС (2*1000 МВт)  и энергоблок №1 Кольской АЭС (440 МВт);

-  в ОЭС Центра: только энергоблоки № 3 и 4 на Нововоронежской АЭС (2*417 МВт).

Разница между прогнозами Минэнерго 2012 и 2013 составляет 5 ГВт.


При этом в прогнозе ИПЭ 2012  объем вывода из эксплуатации энергоблоков АЭС определен в размере 6,27 ГВт.  Считалось, что в период 2012-2018гг будут выведены:

-  в ОЭС Северо-Запада: энергоблок №1, №2 и №3 Ленинградской АЭС (2*1000 МВт)  и энергоблок №1 Кольской АЭС (440 МВт);

- в ОЭС Центра: энергоблоки № 3 и 4 на Нововоронежской АЭС (2*417 МВт), энергоблоки №1 и №2 на Курской АЭС (2*1000 МВт),

Разница между прогнозами Минэнерго 2012 и ИПЭ 2012 составляет 3 ГВт. Дополнительно в ИПЭ 2012г. предполагался вывод из эксплуатации энергоблока №3 Ленинградской АЭС и энергоблоки №1 и №2 Курской АЭС. При этом принимался сценарий, который учитывал, что при достижении  35 лет эксплуатации накопленные напряжения в графитовой кладке реакторов РБМК вызывают необратимые деформации и появление трещин. В результате возникает силовое воздействие на технологические каналы и каналы СУЗ, приводящие к их искривлению. Предельная величина их выработки достигает в пределах 1-4 лет, после чего их эксплуатация невозможна, далее необходимо либо дорогостоящий капитальный ремонт активной зоны с риском высокой радиационной нагрузки на персонал, либо вывод энергоблока из эксплуатации. В прогнозе ИПЭ 2012 рассматривался сценарий, когда осуществлялся вывод этих мощностей из эксплуатации при достижении предельной величины искривления каналов.

Однако в период 07.2012 – 10.2013гг. был успешно проведен  капитальный ремонт графитовой кладки блока № 1 Ленинградской АЭС. Он показал возможность восстановления графитовой кладки до практически полного снятия искривления технологических каналов и каналов СУЗ. Соответственно появляется техническая  возможность продления эксплуатации этого энергоблока на 3-4 лет. Технологии, разработанные и внедренные при капитальном ремонте энергоблока № 1 Ленинградской АЭС, являются референтными, и могут быть использованы на других энергоблоках с РБМК -1000. В настоящее время Росэнергоатом планирует продлить эксплуатацию всех блоков РБМК сверх 35-летнего срока эксплуатации минимум на 3 года. Тогда энергоблоки № 3, 4 Ленинградской АЭС, энергоблоки № 1,2 Курской АЭС, энергоблок № 1 Смоленской АЭС, по-видимому, смогут эксплуатироваться за пределами 2019 г.

Кроме того нет никаких технических препятствий продления срока эксплуатаций № 3,4 Нововоронежской АЭС (0,834ГВт) и № 1 Колькой АЭС (0,44ГВт) на 5-10 лет за пределы 2019г. Тогда реальный объем мощностей АЭС, выводимой из эксплуатации, будет ниже, чем в Минэнерго 2013г. на 6,27 ГВт  и, скорее всего, составит не более 2 ГВт.

4. Прогноз вводов новых генерирующих мощностей в ЕЭС России в период 2011-2019гг. по Минэнерго 2011 г., 2012 г, 2013. и ИПЭ 2013г.

Для обоснования прогнозов вводов мощностей ЕЭС по ИПЭ 2013 проанализируем эти вводы по прогнозам Минэнерго 2011, 2012, 2013.  (Для справки в 2010 г. было введено в эксплуатацию 2,89 ГВт.)


4.1. Прогноз Минэнерго 2011.

В прогнозе Минэнерго 2011 г. в период 2011-2017 гг. предусмотрены вводы новых генерирующих мощностей в объеме 41,83 ГВт, в т.ч. ТЭС – 26,21 ГВт, на АЭС – 9,89 ГВт, на ГЭС – 4,09 ГВт, на ГАЭС – 0,98 ГВт,  и на ВИЭ – 0,66 ГВт.

Таблица 2. Вводы мощности на электростанциях  ОЭС и ЕЭС России, ГВт, по прогнозу Минэнерго 2011г., в период 2011 – 2017гг.


На рис. 8 показана динамика вводов мощностей по годам на электростанциях ЕЭС России в соответствии с прогнозом Минэнерго 2011г. в период 2011-2017гг. и фактический ввод генерирующих мощностей в 2011г.



Рис. 8. Динамика вводов мощности ЕЭС России по прогнозу Минэнерго 2011 в период 2011-2017гг и фактический ввод мощностей в 2011г.


Видно, что в 2011 г. в прогнозе Минэнерго 2011 предусмотрен ввод генерирующих мощностей в объеме 7,66 ГВт, а фактически он составил всего 4,7 ГВт или на 39% меньше.  

4.2. Прогноз Минэнерго 2012.

В прогнозе Минэнерго 2012 г. в период 2012-2018 гг. предусмотрены вводы новых генерирующих мощностей в объеме 40,11 ГВт, в т.ч. на ТЭС – 22,98 ГВт, на АЭС – 12,32 ГВт, на ГЭС – 3,83 ГВт, на ГАЭС – 0,98 ГВт.

Таблица 3. Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России, ГВт, прогноз Минэнерго 2012 г. В период 2012 – 2018гг. и фактический ввод генерирующих мощностей в 2012г.



На рис. 9 показана динамика вводов мощностей по годам на электростанциях ЕЭС России в соответствии с прогнозом Минэнерго 2012г. в период 2012-2018гг.


Рис. 9. Динамика вводов мощностей на электростанциях ЕЭС России, ГВт, прогноз Минэнерго, 2012г., в период 2012 – 2018гг. и фактический ввод мощностей в 2012 г.

Видно, что в 2012 г. в прогнозе Минэнерго 2012 предусмотрен ввод генерирующих мощностей в объеме 10,75 ГВт, а фактически он составил всего 6,13 ГВт или на 43% меньше.

4.3. Прогноз Минэнерго 2013.

В прогнозе Минэнерго 2013г. в период 2013 – 2019гг. предусмотрены вводы новых генерирующих мощностей, с высокой вероятностью реализации, в объеме 33,14 ГВт, из них: на ТЭС – 18,39 ГВт, на АЭС – 11,27 ГВт; на ГЭС – 2,48ГВт; на ГАЭС – 0,98 ГВт; на ВИЭ – 0,012 ГВт. При этом планируется ввести 0,36 ГВт на замену устаревшего оборудования.

Таблица 4. Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России, ГВт, прогноз Минэнерго 2013 г. В период 2013 – 2019гг. и фактический ввод генерирующих мощностей в 2013г.




Рис. 10. Динамика вводов мощностей на электростанциях ЕЭС России, ГВт, прогноз Минэнерго, 2013г., в период 2013 – 2019гг. и прогноз фактического ввода мощностей
в 2013 г. по ИПЭ.

Видно, что в 2013 г. в прогнозе Минэнерго 2013 предусмотрен ввод генерирующих мощностей в объеме 6,74 ГВт, а фактически он составил всего 3,7 ГВт или на 45% меньше.

Отсюда следует, что в прогнозах 2011, 2012 и 2013гг. предусмотренный объем вводов генерирующих мощностей в 2011, 2012 и 2013гг. завышен, соответственно, по отношению к фактическим на 39%, 43% и 45% или, в среднем, на 42%.

Анализ программ вводов новых генерирующих мощностей по прогнозам Минэнерго 2011, 2012 и 2013 показал, что они плохо обоснованы и содержат следующие недостатки:

- в Минэнерго 2013, по сравнению с Минэнерго 2012 (разница в 1 год), объем ввода новых генерирующих мощностей снизился существенно -  на 7 ГВт или на 17,5%.

- фактические вводы генерирующих мощностей в 2011г., 2012 г. и 2013г. равны, соответственно, 61% (4,7 ГВт), 57% (6,13 ГВт) и 55% (3,7ГВт) от прогнозных величин Минэнерго 2011, 2012 и 2013гг.

- объем ввода энергоблоков АЭС в прогнозах Минэнерго 2011, 2012 и 2013 равен, соответственно, 9,9 ГВт, 12,3 ГВт и 11,3 ГВт, т.е. постоянно пересматривается.

- ввод мощностей по годам на горизонте времени 3 и более лет сильно отличаются между собой. Например, по прогнозу Минэнерго 2013 по сравнению с прогнозом Минэнерго 2012, в 2015г. разница составляет +76%, в 2016г. – -10%; в 2017 г.  - +72%, в 2018 г. – 50%.

- сроки завершения строительства АЭС сдвигаются на 1 год по мере их приближения. Например, ввод в промышленную эксплуатацию энергоблока № 4 Калининской АЭС сдвинулся на 1 год: с 2011 на 2012г., ввод энергоблоков № 1 Нововоронежской АЭС-2 и Ленинградской АЭС сдвинулись, соответственно, с 2013 на 2014гг. и с 2014 на 2015гг.,

- запланированный ввод блока №1 Нижегородской АЭС в 2019 г. необоснован. Практика показывает, что от момента начала строительства АЭС до ввода 1 блока проходит минимум 8 лет. В 2013 г. на площадке Нижегородской АЭС строительство еще не началось.

Отдельно проанализируем программу вводов блоков АЭС по прогнозу Минэнерго 2013.



5. Прогноз ввода энергоблоков АЭС

5.1. По прогнозу Минэнерго 2013г.


В период 2013 – 2019гг. предусмотрены следующие вводы новых энергоблоков АЭС:

в 2013г. – ввод 0 ГВт мощностей.

в 2014г. – ввод в промышленную эксплуатацию 3,18 ГВт. Энергоблок № 3 Ростовской АЭС и энергоблок № 1 Нововоронежской АЭС-2, блок № 4 Белоярской АЭС.

в 2015 гг. –  ввод в эксплуатацию – 2,37 ГВт мощностей. Соответственно, блок №  1 Ленинградской АЭС-2; блок № 2 Нововоронежской АЭС-2;

в 2016г. – ввод мощностей – 1,17 ГВт. Блок № 2 Ленинградской АЭС.

в 2017г. – ввод в промышленную эксплуатацию 2,25 ГВт.  Блок № 4 Ростовской АЭС и блок № 1 Балтийской АЭС;

в 2018г. – ввод в промышленную эксплуатацию 1,15 ГВт. Блок № 2 Балтийской АЭС

в 2019г. – ввод в промышленную эксплуатацию 1,15 ГВт. Блок № 1 Нижегородской АЭС.

Экспертиза программы Минэнерго 2013г. и текущего состояния строительства АЭС, показывает, что:

- сроки ввода в промышленную эксплуатацию всех энергоблоков будут сдвинуты минимум на 2-4 года на всех площадках, кроме блока № 4 Белоярской АЭС;

- строительство Балтийской АЭС остановлено в мае 2013 г. из-за отказа зарубежных потребителей приобретать электроэнергию от этой станции. Следует отметить, что еще в 2012 г. в экспертном заключении ИПЭ утверждалось, что строительство Балтийской АЭС будет обязательно остановлено. С самого начала Балтийская АЭС планировалась как экспортно-ориентированный объект. Предполагалось, что ее электроэнергия будет поставляться в страны Балтии, Польшу, Германию и др. Однако эти страны отказались приобретать электроэнергию с этой станции (см. «Балтийская АЭС и проблемы энергобезопасности Калининградской области», www.proatom.ru, журнал «Атомная стратегия», июль 2012 г.). Кроме того, у концерна Росэнергоатома отсутствуют финансовые ресурсы на строительство этой станции из-за сокращения выручки, связанное с уменьшением  производства электроэнергии, вызванного длительными капитальными ремонтами энергоблоков РБМК начиная с 2013 г. А также необходимостью форсированного строительства замещающих мощностей на площадках Ленинградской АЭС-2, Нововоронежской АЭС-2 и Курской АЭС-2.

- ввод энергоблока № 4 Ростовской АЭС (1 ГВт) должен был быть за пределами 2019 г. в связи с избытком генерирующих мощностей в ОЭС Юга и недостатком финансовых ресурсов у «Росэнергоатома»; Однако из-за вхождения Крыма в состав России  в марте сего года, возникла  необходимость электроснабжения этой территории со стороны России. Поэтому встал вопрос об ускорении ввода энергоблока №4 Ростовской АЭС уже к концу 2017г.  Вопросу  об электроснабжении Крымского полуострова со стороны России будет посвящена отдельная статья автора.

- строительство блока №1 (мощность 1,2 ГВт) Нижегородской АЭС не началось в 2013г. Во-первых, из-за отсутствия роста электропотребления в регионе, во-вторых, из-за недостатка финансовых ресурсов «Росэнергоатома» в связи с ростом затрат на капитальный ремонт АЭС с реакторами РБМК.

В результате, в прогнозе ИПЭ 2013 предлагается самый оптимистический сценарий возможного ввода в промышленную эксплуатацию следующих энергоблоков АЭС:


2014г. – блок № 4 Белоярской АЭС, мощностью 0,88 ГВт;

2015г. – блок № 3 Ростовской АЭС, мощностью 1,0 ГВт;

2016г. – блок № 1 Нововоронежской АЭС-2, мощностью 1,2 ГВт;

2017г. – блок № 1 Ленинградской АЭС-2, мощностью 1,17 ГВт;

2018г. – блок № 2 Нововоронежской АЭС-2, мощностью 1,2 ГВт;

2019г. – блок № 2 Ленинградской АЭС-2, мощностью 1,17 ГВт.

Суммарная мощность этих энергоблоков составляет 6,62 ГВт, что на 4,65 ГВт или на 40,5% меньше, чем 11,27 ГВт в прогнозе Минэнерго 2013г. В программу ИПЭ 2013, в отличие от Минэнерго 2013, не вошли вводы блоков №1, 2 Балтийской АЭС, блока №4 Ростовской АЭС и блока №1 Нижегородской АЭС.

Таблица 5.  Вводы генерирующих мощностей АЭС, ГВт, прогноз ИПЭ 2013 г.



Из таблицы 5 видно, что по прогнозу ИПЭ 2013 г. величина ввода энергоблоков АЭС (6,62 ГВт) за 7 лет (в период 2013-2019 гг.) снизилась на 4,7 ГВт, по сравнению с прогнозами Минэнерго 2013 г.

Теперь относительно прогноза необходимого объема ввода генерирующих мощностей ТЭС: в разделе 2 показано, что к 2019 г. спрос на мощность уменьшится  на 16 ГВт по сравнению с прогнозом Минэнерго от 2013 г., или с 33,1(см. табл. 4) до 17,1 ГВт(А с учетом ускоренного ввода энергоблока №4 Ростовской АЭС в связи с присоединением Крыма в состав России 18,1ГВт). Тогда необходимый объем генерирующих мощностей ТЭС должен сократиться на  11,3 ГВт (16 ГВт - 4,7 ГВт), или до 7,1 ГВт (18,4 ГВт - 11,3 ГВт). При этом в 2013 г. уже задействовано 3,7 ГВт мощностей ТЭС. Тогда в оставшийся период 2014—2019 гг. достаточно запустить 3,3 ГВт вместо 14,7 ГВт (18,4ГВт - 3,7 ГВт).

Таким образом, суммарный ввод мощностей уменьшится с 33,14 ГВт, по прогнозу Минэнерго 2013 г., до 17,1 ГВт,(18,1ГВт) по данным ИПЭ 2013 г., или на 48%(45,4%). В том числе по АЭС — на 6,62 ГВт(7,62ГВт) ТЭС —  на 7,1ГВ, ГЭС —  на 2,5 ГВт, по замене оборудования ТЭС — на 0,9 ГВт. Эта структура вводов генерирующих мощностей  будет принята как прогноз ИПЭ 2013 г.

В следующей версии «Схемы и Программы развития ЕЭС Росси на 2014-2020гг» программа вводов энергоблоков ТЭС должна быть существенно сокращена. Достаточно предусмотреть вводы только тех блоков, строительство которых уже началось.


6. Прогноз установленной мощности ЕЭС России в период 2013-2019 гг.

Для обоснования прогнозов установленной мощности ЕЭС России по ИПЭ 2013 сначала проанализируем прогнозы установленной мощности по Минэнерго 2011, 2012, 2013.

По прогнозу Минэнерго 2011 г. при реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2017 году на 37,0 ГВт (16,7%) и составит 258,6 ГВт. Структура установленной мощности электростанции по ЕЭС России по прогнозу Минэнерго 2011 в период 2011-2017 гг. представлена в таблице 10 и на рис. 37.

В таблице 6 показан прогноз установленной мощности в соответствие с прогнозом Минэнерго 2011.

Таблица 6. Прогноз установленной мощности в соответствие с прогнозом Минэнерго 2011.




Рис. 11. Структура установленной мощности на электростанциях ЕЭС России в соответствии с прогнозом Минэнерго 2011г. на период 2011 – 2017гг.

По прогнозу Минэнерго 2012 г. при реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2018 году на 29,7 ГВт (13,6%) и составит 248 ГВт. Структура установленной мощности электростанции по ЕЭС России по прогнозу Минэнерго 2012 в период 2011-2018 гг. представлена в таблице 6 и на рис. 11.

Таблица 7. Установленная мощность электростанций по ЕЭС России в 2011(факт) и в соответствии с прогнозом Минэнерго 2012г. на период 2012-2018 гг., ГВт.





Рис. 12. Структура установленной мощности на электростанциях ЕЭС России в 2011(факт), и в  соответствии с прогнозом Минэнерго 2012г. на период 2012 – 2018гг.

По прогнозу Минэнерго 2013 г. при реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2019 году на 14,7 ГВт (6,6%) и составит 237,8 ГВт. К 2019 г. структура установленной мощности электростанции в ЕЭС России по Минэнерго 2013 в период 2013-2019 гг  представлена в таблице 8 и на рис. 13.

Таблица 8. Структура установленной мощности электростанции по ЕЭС России в 2012-2013(факт) и в соответствии с прогнозом Минэнерго 2013 в период 2013-2019 гг. и ИПЭ в 2019г.





Рис. 13. Структура установленной мощности на электростанциях ЕЭС России по прогнозу Минэнерго 2013г. на период 2013 – 2019гг. и ИПЭ в 2019г. Располагаемая мощность по прогнозам Минэнерго 2013 и ИПЭ 2013. Спрос на мощность по прогнозу ИПЭ 2013.

Анализ прогнозов Минэнерго 2011, 2012 и 2013 (периодичность 1 раз в год) по значениям установленных мощностей в ЕЭС России показал, что они существенно отличаются друг от друга. На начало периода – 2012 г. - эти установленные мощности равны, соответственно, 227,5 ГВт, 228,3 ГВт 223,1 ГВт(см. рис 11-13). Разница между прогнозами Минэнерго 2011 и 2013 составляет 4,4 ГВт.  На конец периода -  в 2017 г. эти установленные мощности равны, соответственно, 258,6 ГВт, 246 ГВт и 239,7 ГВт, или  соответствующая разница достигла 18,9 ГВт. По прогнозам Минэнерго 2012 и 2013гг установленная мощность в 2018г равняется соответственно 248ГВт и 238,6ГВт (см. рис.12 и 13), или разница между этими прогнозами составляет 9,4ГВт.

Все это показывает, что качество прогнозов Минэнерго 2011, 2012, 2013гг неудовлетворительно, и они не могут служить основой для разработки инвестиционных программ в отечественной  электроэнергетике.

Динамика установленных мощностей по годам в ЕЭС России по прогнозу Минэнерго 2013 должна быть скорректирована в соответствие с реалистичной программой выводов и вводов генерирующих мощностей АЭС и ТЭС (см. разделы 3 и 5, Таблица 5). Тогда величина установленной мощности в ЕЭС России в 2019г становится равной 227,9 ГВт. Это значит, что величина установленной мощности в ЕЭС России по Минэнерго 2013  завышена по отношению к реалистичному прогнозу ИПЭ 2013 на 9,9 ГВт или 4,2%.

7. Прогноз балансов мощности и электрической энергии ЕЭС России на 2013-2019 гг.

По прогнозу ИПЭ 2013 установленная мощность электростанций в ЕЭС России должна возрасти с фактической величины 223,1 ГВт  в 2012 г. до 227,9 ГВт  в 2019 г., т.е. всего на 4,8 ГВт. Тогда как, по прогнозу Минэнерго 2013 величина установленной мощности должна увеличиться на 14,7ГВт до 237,8 ГВт. Разница в 9,9 ГВт между необходимым уровнем установленной мощности в ЕЭС России по ИПЭ 2013 и дополнительными мощностями, построенными в период 2013-2019 гг. в соответствие с Минэнерго 2013 увеличит резерв генерирующих мощностей сверх нормативного на 6,0%=9,9 ГВт/164,9 ГВт (см. раздел 1) или  с 20,5% до 26,5%.

Таблица 9. Структура генерирующих мощностей по прогнозам Минэнерго 2013г. и ИПЭ 2013г.



В 2019г., в соответствии с прогнозом ИПЭ 2013г., баланс мощности должен обеспечиваться спросом на мощность электростанции ЕЭС России в размере 200 ГВт (см. рис. 6). При этом в прогнозе Минэнерго 2013г. получается сверхнормативный резерв мощности равный 16 ГВт или 9,7%=16ГВт/164,9ГВт от максимума потребления мощности (см. раздел 1).

В Минэнерго 2013 при расчете баланса мощности учитываются следующие факторы, снижающие использование установленной мощности электростанций, а именно:

·        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 запретной мощности в ряде регионов, которая из-за недостаточной пропускной способности электрических сетей не может быть выдана в смежные энергосистемы и ОЭС;

·        не гарантированность использования мощности возобновляемых источников энергии в час максимума потребления (ветровые электростанции);

По определению установленная мощность, уменьшенная на величины ограничений, учитывающие вышеперечисленные факторы, называется располагаемой мощностью.

По Минэнерго 2013 величины мощности, не участвующие в результате вышеназванных факторов в балансе мощностей на  час прохождения максимума потребления по ЕЭС России представлены в таблице 10.

Таблица 10. Величины ограничений, снижающие использование установленной мощности ЕЭС  России по Минэнерго 2013.


Видно, что эти ограничения изменяются  от  20,0 ГВт в 2013 г до 16,6 ГВт в 2019 г, при максимальном значении 24ГВт в 2014г. Отсюда, располагаемая мощность в 2013г равна – 207,7 ГВт, а в 2019 г. – 221,2 ГВт.

В прогнозе ИПЭ 2013 (с запасом) для определения располагаемой мощности принимаются такие же величины ограничений, как и в Минэнерго 2013, в 2013 – 207,9 ГВт=227,9ГВт-20,0ГВт, а в 2019г 211,3 ГВт=227,9ГВт-16,6ГВт, соответственно (см. рис.13).

На рис. 14 показаны величины спроса на мощность, располагаемую и установленную мощности ЕЭС России по прогнозам Минэнерго 2012, 2013 и прогнозу ИПЭ 2013.


Рис. 14. Величины спроса на мощность, располагаемая и установленная мощности электростанций ЕЭС России по прогнозу Минэнерго 2012, 2013, г. и прогнозу ИПЭ 2013.

Из рис. 14 видно, что разница между спросом на мощность по прогнозам Минэнерго 2013 и спросом на электрическую мощность составляет 16 ГВт. Если считать, что стоимость 1 ГВт мощности в среднем составляет минимум 2,5$ млрд., это значит, что эта разница стоит 40 $ млрд., плюс 60% от стоимости генерации затрат на строительство сетевых объектов для выдачи нагрузки потребителей с этих мощностей или 24$ млрд. В сумме это составит огромную величину, около 64$ млрд. или 2,24 трлн. руб. в ценах 2013г.

Структуру производства электроэнергии и баланс электрической энергии по отдельным ОЭС России можно легко пересчитать с учетом сокращения объема вводов АЭС и необходимого сокращения объемов ТЭС.


8. Прогноз спроса на топливо организации электроэнергетики ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) на период 2013-2019 гг.

Прогноз спроса на топливо необходимо пересчитать в соответствии с предложенным прогнозом ИПЭ 2013 г. по электропотреблению и снижению на 30% вводов новых мощностей на ТЭС.

По прогнозам Минэнерго 2013 г. удельные расходы топлива на отпущенную электрическую энергию будут снижаться с 332,0 г/кВт*ч в 2011 году до 310,3 г/кВт*ч в 2019 году, всего на 7,5%. Что чрезвычайно мало. Это связано с тем, что Минэнерго не предложило программу реконструкции и техперевооружения энергоблоков газовых ТЭС, в первую очередь серийных (150, 200 и 300 МВт суммарной мощностью около 30 ГВт). Сегодня в России такой пример реконструкции имеется - это реконструкция блока №6 Киришской ГРЭС. В результате этой реконструкции мощность блока увеличилась с 300 МВт до 775 МВт. КПД возрасло с 34,8% до 55,5%, а удельный расход топлива сократился с 353,1 г/кВт*ч до 221,5 г/кВт*ч. При этом стоимость реконструкции, в пересчете на 1 кВт новой установленной мощности, составила 950 долларов.

Этот пример указывать главный путь развития отечественной электроэнергетики – не строительство новых энергоблоков, а реконструкция и техперевооружение действующих газовых энергоблоков ТЭС.

В прогнозе Минэнерго 2013 г. в период 2011-2019 гг. расход газа увеличивается с 302800 тыс. тут до 328900 тыс. тут, или на 8,6%. Простейшие оценки показывают, что за счет реализации  масштабной программы реконструкции и техперевооружения газовых ТЭС можно снизить потребление газа минимум на 10% за этот период времени.


9. Развитие магистральных и распределительных сетей с учетом требований по обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности за 2013-2019 гг.

Сначала проанализируем, как реализуются  прогнозы Минэнерго 2011, 2012, 2013  по вводу электросетевых объектом ЕНЭС напряжением 220 кВ и выше.

В пояснительной записке по Схеме и Программе развития энергосистемы ЕЭС России как на 2012-2018 гг. (Минэнерго 2012 г.), так и на 2013-2019 гг. (Минэнерго 2013 г.) отсутствуют данные за 2011 г. и 2012 г. по фактическим вводам элетросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше (в отличие от данных по вводам генерирующих мощностей).

По Минэнерго 2011 г. в период 2011-2017гг. в ЕЭС России намечался ввод высоковольтных линий (ВЛ), напряжением 220 кВ и выше, протяженностью 45,1 тыс. км и трансформаторной мощностью 152,8 тыс. МВА (или в среднем 6,4 тыс. км и трансформаторная мощность – 21,8 тыс. МВА в год). При этом был запланирован прирост этих мощностей в размере 125,3 тыс. МВА. Таким образом, в этот период времени должно было быть выведено из эксплуатации 27,5 тыс. МВА, в среднем – по 3,93 тыс. МВА в год. 

В прогнозе Минэнерго 2012 г. в ЕЭС России в период 2012-2018 гг. планировался ввод ВЛ, напряжением 220 кВ и выше, протяженностью 44 тыс. км. и трансформаторной мощности – 168,2 тыс. МВА (или в среднем 6,3 тыс. км и трансформаторной мощности – 24 тыс. МВА в год) при этом не указан какой прирост мощности запланирован на этот период.

В прогнозе Минэнерго 2013 г. в ЕЭС России в период 2013-2019 гг. планируется ввод ВЛ, напряжением 220 кВ и выше, 40,6 тыс. км и трансформаторной мощностью – 137,7 тыс. МВА (или в среднем 5,8 тыс. км и трансформаторной мощности – 19,7 тыс. МВА в год).

Таким образом, среднегодовые вводы ВЛ, напряжением 220 кВ и выше, в Минэнерго в 2011 г., 2012 г., 2013 г. планировались по протяженности линий электропередач соответственно 6,4, 6,3 и 5,8 тыс. км, а по трансформаторной мощности 21,8, 24 и 19,7 тыс. МВА.

На основании анализа первичных данных по вводу в 2011 г. электросетевых объектов ЕНЭС напряжением 220 кВ и выше было получено, что в этом году были введены в эксплуатацию высоковольтные линии (ВЛ) протяженностью 2,5 тыс. км и трансформаторные мощности 16,2 тыс. МВА, из которых объекты нового строительства и объекты для выдачи мощности электростанций составили 10 тыс. МВА (61,5%), а объекты реновации – 6,24 тыс. МВА (38,5%).

На официальном сайте ФСК ЕЭС, в разделе «ФСК: цифры и факты» даны несколько другие значения. А именно: в одном месте, протяженность поставленных под напряжение линий электропередачи ОАО «ФСК ЕЭС» в 2011 году равнялась 2,94 тыс. км. В другом месте общая протяженность поставленных под напряжение линий электропередачи ОАО «ФСК ЕЭС» в 2011 году уже составляла 3,05 тыс. км. Там же приводится объем трансформаторной мощности, поставленной ФСК ЕЭС под напряжение в 2011 году, который равнялся 18,1 тыс. МВА.

Из материалов годового отчета ФСК ЕЭС за 2012 следует, что в том году было введено в эксплуатацию 3,64 тыс. км воздушных линий электропередач и 17,8 тыс. МВА трансформаторных мощностей.

На рис. 15 дано сравнение ежегодных вводов протяженностей ВЛ, напряжением 220 кВ и выше, по прогнозам Минэнерго 2011 г., 2012 г., 2013 г. и ИПЭ 2013 г. Там же показаны фактические значения протяженностей, введенных в 2011 г. и 2012 г.



Рис. 15. Сравнение вводов протяженности ВЛ, напряжением 220 кВ и выше, по прогнозам Минэнерго 2011г., 2012г., 2013 г. и прогнозу ИПЭ 2013 г.

Данные по вводу протяженности ВЛ, напряжением 220 кВ и выше взяты из отчета об исполнении инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС» за 2013 год (http://www.fsk-ees.ru/consumers/disclosures_in_accordance_with_government_decree_of_21_01_2004_24/Information_about_reports/2013/?sphrase_id=221335)

   Видно, что ввод протяженности ВЛ, напряжением 220 кВ и выше, по годам в соответствии с прогнозом Минэнерго 2011г., 2012 г. и 2013 г. не согласованы между собой. Например, ввод протяженности ВЛ, напряжением 220 кВ и выше, в 2013 году по прогнозу Минэнерго 2011 г., 2012 г. и 2013 г. равны соответственно 8,5, 3,9, 5,7 тыс. км. Аналогичная картина в 2015 и 2016 гг. (см. Рис. 41). Это значит, что прогнозы Минэнерго 2011 г., 2012 г., 2013 г. каждый год меняются кардинально и между ними отсутствует всякая преемственность.

14 586,26
План
 3 234,84
10 792,60
Факт
3 690,14
156 591,37
149 695,67

Теперь рассмотрим, как фактически реализуются эти прогнозы. Ввод протяженностей ВЛ в 2011 г. и 2012 г. разительно отличается от прогнозных Минэнерго 2011 г. и 2012 г. Например, в 2011 году по прогнозу Минэнерго 2011 г. был запланирован ввод ВЛ протяженностью 4,4 тыс. км, а введено в эксплуатацию максимум 3,05 тыс. км, т.е. на 31% меньше. В 2012 году по прогнозу Минэнерго 2011 г. и 2012 г. был запланирован ввод ВЛ протяженностью соответственно 7,7 и 6,7 тыс. км, а фактический ввод составил 4,5 тыс. км (из которых 3,6 тыс. км – ФСК и 0,9 тыс. км – МРСК), соответственно меньше на 42% и 33%. Вот пример соответствия прогнозов Минэнерго и их практической реализацией (всегда завышены на 30% и больше). Следует обратить внимание, что по последнему прогнозу Минэнерго 2013 г. в период 2013-2019 гг. предусмотрен ввод ВЛ, напряжением 220 кВ и выше, со среднегодовой протяженностью 5,8 тыс. км. А фактический ввод составил 4,5тыс.км в 2012г и 3,7 тыс.км в 2013г.(ФСК)

На рис. 16 дано сравнение ежегодных вводов трансформаторных мощностей по прогнозам Минэнерго 2011 г., 2012 г., 2013 г. и ИПЭ 2013 г. Там же показаны фактические значения вводов трансформаторных мощностей в 2011 г. и 2012 г.


Рис. 16. Сравнение вводов трансформаторных мощностей по прогнозам Минэнерго 2011г., 2012г., 2013г. и прогнозу ИПЭ 2013

Видно, что объемы вводов трансформаторных мощностей, классом напряжения 220 кВ и выше, в ЕЭС России, по прогнозам Минэнерго 2011г., 2012г., 2013г. имеют достаточно удовлетворительное согласование между собой, кроме 2015 года. Когда по этим прогнозам объемы вводов были равны соответственно 24,4, 35,9, 24,7 тыс. МВА.

Однако фактическая реализация этих прогнозов существенно хуже. В 2011 г. был запланирован ввод 24,9 тыс. МВА трансформаторных мощностей. Фактически ввели – 18,1 тыс. МВА, или на 27% меньше. В 2012 г. по прогнозам Минэнерго 2011 г. и 2012 г. был запланирован ввод трансформаторных мощностей соответственно 26,4 и 22,7 тыс. МВА. Фактически было введено – 18,5 тыс. МВА. Соответственно на 30% и 19% меньше. В 2013г по прогнозу Минэнерго 2013 был запланирован ввод трансформаторных мощностей соответственно 24,2 тыс. МВА, а фактически было введено – 10,8 тыс. МВА на 55% меньше. (ФСК, по данным отчета об исполнении инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС» за 2013 год (http://www.fsk-ees.ru/consumers/disclosures_in_accordance_with_government_decree_of_21_01_2004_24/Information_about_reports/2013/?sphrase_id=221335)


В прогнозе ИПЭ 2013г. в период 2013-2019гг. ввод генерирующих мощностей уменьшился на 30% по сравнению с прогнозом Минэнерго 2013г. Поэтому в прогнозе ИПЭ 2013г. по объемам вводов протяженности и трансформаторной мощности сетей ЕНЭС  принимается, что ежегодный объем их ввода также должен быть меньше на 30%, чем в прогнозе Минэнерго 2013г., что и показано на рис. 42.  Таким образом, в прогнозе ИПЭ 2013 г. в период 2013-2019 гг. предлагается ввод высоковольтных линий протяженностью 28,4 тыс. км и трансформаторных мощностей 96,4 тыс. МВА, при этом доля объектов реновации должна составлять минимум 60% от общих вводов, а не 40% как это имело место в 2011 году.

Так как в прогнозе Минэнерго 2012 г. и 2013г. не приведена динамика вывода из эксплуатации трансформаторных мощностей в период 2012-2019 гг., то затруднительно сравнить данные по прогнозам Минэнерго 2011, 2012 и 2013 гг. по динамике роста трансформаторных мощностей нарастающим итогом.

Для того, чтобы все-таки сопоставить по различным прогнозам протяженность и трансформаторную мощность сетей ЕНЭС напряжением 220 кВ и выше по годам, принимается: во-первых, что в 2011г. фактический рост протяженности сетей и трансформаторных мощностей равны значениям представленным на сайте ФСК ЕЭС, а именно 3,05 тыс. км и 18,1 тыс. МВА; во-вторых, вывод из эксплуатации 27,5 тыс. МВА трансформаторных мощностей, показанных в прогнозе Минэнерго 2011г., происходит равномерно по годам с темпом 3,93 тыс. МВА в год во всех  других прогнозах.

Рис. 17. Протяженность сетей ЕЭС напряжением 220кВ и выше по прогнозам Минэнерго 2011, 2012гг. и ИПЭ 2012г.

Рис. 18. Трансформаторная мощность сетей ЕНЭС напряжением 220 кВ и выше по прогнозам Минэнерго 2011, 2012гг. и ИПЭ 2012г.

Из рисунков 17 и 18 следует, что в прогнозе Минэнерго 2012 г. на период 2012—2014 гг. заложены более реалистичные значения вводов протяженности сетей и трансформаторных мощностей, а далее, после 2014 г., они существенно превосходят прогноз 2011 г. Подобное изменение за год предполагаемых объемов ввода в период после 2014 г. вызывает вполне естественное сомнение в их достоверности и возможности реализации намеченных планов.


PS. Выводы относительно необходимых  капвложений в генерирующие мощности и сетевую инфраструктуру на основании анализа прогноза электропотребления будут приведены в следующей публикациии.
 

 
Связанные ссылки
· Больше про Экспертный совет ПРоАтома
· Новость от Proatom


Самая читаемая статья: Экспертный совет ПРоАтома:
О терминах «верификация» и «валидация»

Рейтинг статьи
Средняя оценка: 3.88
Ответов: 18


Пожалуйста, проголосуйте за эту статью:

Отлично
Очень хорошо
Хорошо
Нормально
Плохо

опции

 Напечатать текущую страницу Напечатать текущую страницу

"Авторизация" | Создать Акаунт | 9 Комментарии | Поиск в дискуссии
Спасибо за проявленный интерес

Re: Генерирующие мощности в ЕЭС России на период 2013 – 2019 гг. (Всего: 0)
от Гость на 23/04/2014
Читаем - "В данной статье приводятся обоснования замечаний, относящихся к разделу 3 «Прогнозы максимальных электрических нагрузок», к разделу 4 «Требуемое увеличение мощности для удовлетворения спроса на электрическую энергию» и к разделу 5 «О прогнозе развития действующих генерирующих мощностей» Минэнерго-2013, и даются корректировки к этим разделам на основании обоснованного прогноза среднегодового электропотребления в ЕЭС России -  не более 1% в год (оптимистичный сценарий) на период 2013-219, а далее до 2024г."Аннотация или выводы? Так ли важно?


[ Ответить на это ]


Re: Генерирующие мощности в ЕЭС России на период 2013 – 2019 гг. (Всего: 0)
от Гость на 23/04/2014
Левая часть первых графиков ясно показывает, что построение всяких прогнозов и трендов на основе имеющейся статистики - пустое гонилово. Если оставить только данные до 2000-го года, то прогноз был бы - туши, гаси и растаскивай. Слава богу, не реализовали в полной мере.


[ Ответить на это ]


Re: Генерирующие мощности в ЕЭС России на период 2013 – 2019 гг. (Всего: 0)
от Гость на 23/04/2014
В результате, в прогнозе ИПЭ 2013 предлагается самый оптимистический сценарий возможного ввода в промышленную эксплуатацию следующих энергоблоков АЭС:  2014г. – блок № 4 Белоярской АЭС, мощностью 0,88 ГВт; 2015г. – блок № 3 Ростовской АЭС, мощностью 1,0 ГВт; ................................................................ Судя по тому как дела идут в настоящее время будет наоборот. Ростовский-3 будет пущен в 2014, Белоярский-4 в 2015.


[ Ответить на это ]


Re: Генерирующие мощности в ЕЭС России на период 2013 – 2019 гг. (Всего: 0)
от Гость на 24/04/2014
Американский концерн General Electric, занимающийся производством оборудования для энергетики, двигателей и железнодорожной техники, собирается приобрести одного из своих основных конкурентов — компанию Alstom. Сумма сделки может превысить рыночную стоимость французского холдинга. Об этом сообщает Bloomberg [www.bloomberg.com] [www.bloomberg.com].
И кто вам теперь всёэто построит?


[
Ответить на это ]


Re: Генерирующие мощности в ЕЭС России на период 2013 – 2019 гг. (Всего: 0)
от Гость на 22/04/2014
Любая приличная статья должна заканчиваться разделом "Выводы". Поэтому любой приличный специалист читает статьи с конца- чтобы понять, о чем речь. А здесь - воистину "многабукаф".
Теплотехник.


[ Ответить на это ]


Re: Генерирующие мощности в ЕЭС России на период 2013 – 2019 гг. (Всего: 0)
от Гость на 23/04/2014
К выводам, как правило, стоит добавить предложение, чтобы понять позицию автора по данному вопросу.Тема не раскрыта.


[
Ответить на это ]


Re: Генерирующие мощности в ЕЭС России на период 2013 – 2019 гг. (Всего: 0)
от Гость на 23/04/2014
Да, ладно Булатка вернулся после долгого отсутствия, уже этому се должны быть рады, да и должность стала посолиднее


[
Ответить на это ]


Re: Генерирующие мощности в ЕЭС России на период 2013 – 2019 гг. (Всего: 0)
от Гость на 29/04/2014
Так вывод один -- Россия обосралась.


[
Ответить на это ]


Re: Генерирующие мощности в ЕЭС России на период 2013 – 2019 гг. (Всего: 0)
от Гость на 30/04/2014
Так вывод один - не перевелись еще тролли и местная интеллигенция с гнильцой, которая дня прожить не может,  чтобы не сказать гадость о России. 


[
Ответить на это ]






Информационное агентство «ПРоАтом», Санкт-Петербург. Тел.:+7(812)438-3277
E-mail: info@proatom.ru, webmaster@proatom.ru. Разрешение на перепечатку.
Сайт построен на основе технологии PHP-Nuke. Открытие страницы: 0.12 секунды
Рейтинг@Mail.ru