Андрей Дементьев: О Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики в РоссииНазад
Андрей Дементьев: О Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики в России
Тезисы доклада заместителя Министра промышленности и энергетики РФ Андрея Дементьева на заседании Правления РСПП
Уважаемые коллеги!
Правительство поручило Минпромэнерго разработать Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года.
В соответствии с решениями заседания Правительства от 30 ноября прошлого года для разработки Генеральной схемы в качестве базового варианта принят прогноз, предусматривающий рост электропотребления к 2015 году до уровня 1426 млрд. киловатт-часов, с возможностью увеличения электропотребления в указанный период до 1600 млрд. киловатт-часов.
Наряду с нами в работе межведомственной группы участвовали представители РАО "ЕЭС России", "Росэнергоатома", "Газпрома", ОАО "РЖД", угольных компаний. Проведена научная работа с привлечением представителей Российской академии наук, отраслевых институтов, экспертов.
При разработке генеральной схемы учитывались оценки и предложения субъектов федерации в части развития регионального спроса на электроэнергетические и тепловые ресурсы.
Были оптимизированы режимы функционирования ЕЭС России и топливная корзина электроэнергетики. Проработаны вопросы развития сетевой инфраструктуры.
В результате проделанной работы был сформирован перечень площадок размещения станций и сетевых объектов на основе существующих кадастров и имеющихся предложений.
Для актуализации полученных результатов будет нами проводиться мониторинг и контроль реализации генсхемы. Раз в три года будет производиться корректировка.
На заседании 19 апреля 2007 года Правительство приняло за основу проект Генеральной схемы и поручило Минпромэнерго его доработать.
Совместно с субъектами Российской Федерации мы проработали механизм реализации положений Генеральной схемы и провели согласование с планами социально-экономического развития регионов.
В Генеральной схеме учтены предложения регионов по объектам энергетической инфраструктуры федерального уровня (ГЭС-300МВт, ТЭС-500 МВт, сети - 330кВ и выше).
Основные мероприятия Генеральной схемы синхронизированы со стратегиями развития смежных отраслей. Возможности обеспечения объектов генерации углём согласованы с угольными компаниями. (ОАО "СУЭК", ООО "Мечел-энерго", ЗАО "Русский уголь", ОАО "Красноярсккрайуголь", ОАО "Кузбассразрезуголь", ОАО "Мосбасуголь").
В рамках разработки стратегии развития железнодорожного транспорта в Российской Федерации до 2030 года, учтены потребности угольных компаний по объёмам грузоперевозок и согласованы сроки электрификации отдельных направлений железнодорожного транспорта.
В основном сняты разногласия с ОАО "Газпром" по вопросу топливообеспечения.
Выполнена корректировка программ развития гидроэнергетики, тепловой энергетики и электрических сетей с учетом предложений регионов, как я уже говорил, топливных компаний, генерирующих компаний, ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО РАО "ЕЭС России";
Уточнены потребности в капиталовложениях на развитие генерации и электрических сетей и определены источники их финансирования.
Для разработки Генеральной схемы в соответствии с решениями Правительства в качестве базового варианта принят прогноз, в соответсвии с которым средний прирост электропотребления составит 4,1% в год. в базовом варианте и 5,2% в максимальном.
В 2020 г. уровень потребления прогнозируется в районе 1710 млрд. кВт.ч в базовом варианте (и 2000 млрд. кВт.ч в максимальном).
Распределение электропотребления по годам и территориям, сформировано на основе изучения тенденции прироста электропотребления, а также анализа существующих заявок на подключение потребителей и учитывало так же:
* необходимость надежного функционирования существующих генерирующих мощностей и электросетевых объектов;
* крупные инвестиционные проекты в регионах.
Исходя из разработанного прогноза электропотребления, был произведен расчет потребности в установленной мощности электростанций, с учетом прогнозируемого вывода из эксплуатации генерирующих мощностей отработавших свой ресурс.
В период до 2020 года предусматривается снижение на 51,8 ГВт действующих генерирующих мощностей, которые свой ресурс отработали, в том числе 47,8 ГВт на ТЭС и 4 ГВт на АЭС.
Все действующие ГЭС сохраняются в эксплуатации, так как подавляющую часть стоимости их составляют гидротехнические сооружения (80 %) и затраты на восстановление устаревшего оборудования ГЭС сравнительно невелики.
При этом, потребность в установленной мощности электростанций России должна составить 246 ГВт на уровне 2010 года, 298 ГВт в 2015 году и 347 ГВт в 2020 году.
С учётом остающейся в эксплуатации установленной мощности действующих электростанций потребность во вводах генерирующих мощностей, включая вводы для замены на существующих электростанциях, для базового варианта в период 2006-2020 годов в целом по России составят 186 ГВт.
При формировании предложений по вводам генерирующей мощности нами были применены следующие принципы:
* максимально возможное развитие доли атомной и гидрогенерации;
* рост выработки электрической энергии на угольных станциях по отношению к газовым;
* строительство новой газовой генерации преимущественно комбинированной выработки для производства тепловой и электрической энергии в городах;
* максимальное использование ПГУ для выработки электроэнергии на газе.
Масштабы развития АЭС до 2020 года определены, исходя из прогнозируемых Росатомом возможностей отрасли по вводу новых мощностей, при создании типового энергоблока 1150 МВт, а также при создании блоков малой мощности - 300 МВт.
Предусматривается нарастание темпов ввода блоков от одного блока в год с 2009г. до 3-х блоков в год с 2015г.
Дополнительно, начиная с 2017 года, планируется ввод блоков малой мощности.
Осуществлен выбор предпочтительных районов размещения этих Атомных станций исходя из:
* строительства новых станций в Европейской части страны, для приближения генерации к центрам нагрузки;
* балансовой необходимости увеличения мощности; минимизации затрат на сетевое строительство для схем выдачи мощности; ввод новых мощностей преимущественно на существующих площадках и в регионах, уже имеющих объекты атомной отрасли;
* сравнительной эффективности АЭС и других типов генерации в каждой ОЭС.
В базовом варианте планируется ввести в эксплуатацию в общей сложности 32,3 ГВт установленной мощности АЭС.
Масштабы развития ГЭС-ГАЭС в период до 2020 года оценены с учетом возможностей параллельного строительства нескольких ГЭС-ГАЭС или их каскадов, а также из технологической последовательности сооружения станций и заполнения водохранилищ при развитии каскадов.
Выбор предпочтительного состава ГЭС-ГАЭС осуществлен, исходя из следующих базовых предпосылок:
* необходимости увеличения маневренной мощности.
* сравнительной эффективности ГЭС-ГАЭС и других источников генерации;
* максимального использования существующих проектных наработок;
* завершение начатых строек ГЭС;
* сооружение ГЭС в Сибири и на Дальнем Востоке, исходя из балансовой необходимости и экономической целесообразности.
* максимально возможное строительство ГАЭС в Европейской части для обеспечения базовой нагрузки АЭС.
В базовом варианте электропотребления планируется ввести в эксплуатацию 25,9 ГВт установленной мощности ГЭС -ГАЭС.
Развитие угольной генерации определялось исходя из следующих принципов:
1.Реконструкция и расширение существующих электростанций.
2. До 2020 года полный вывод из эксплуатации:
* агрегатов, достигших индивидуального ресурса (первого после паркового) с параметрами пара 90 атмосфер и ниже;
* теплофикационных агрегатов, в случае отсутствия потребителей тепловой энергии.
3. Приоритетное строительство конденсационных электростанций на угле перед электростанциями на газе.
В базовом варианте электропотребления предусматривается ввод в эксплуатацию 53,9 ГВт установленной мощности ТЭС на угле.
Развитие газовой генерации, в первую очередь связано с реконструкцией и расширением существующих электростанций.
К 2020 году на тепловых электростанциях из эксплуатации должны быть выведены:
* конденсационные паросиловые агрегаты достигшие индивидуального ресурса;
* теплофикационные агрегаты, достигшие индивидуального ресурса с параметрами пара 90 атмосфер и ниже;
* теплофикационные агрегаты, в случае отсутствия потребителей тепловой энергии.
Строительство новых электростанций на газе, преимущественно для комбинированной выработки электроэнергии и тепла. Все вводы новой газовой генерации планируется осуществлять с использованием газотурбинных и парогазовых технологий. Вывод из эксплуатации неэффективного газового оборудования составит 39,9ГВт.
Ввод в эксплуатацию за период 2006-2020 годы объектов газовой генерации для базового варианта планируется на уровне 74 ГВт.
Доля газовой генерации в структуре установленной мощности в период до 2020 года снизится с 41% до 36 %, а в структуре выработки электроэнергии с 43% до 35 % .
Существенно увеличится доля выработки угольной генерации, с 25 % до 31 % (Справка - 38 % в максимальном варианте), а атомной генерации с 16 % до 21 % (Справка -19 % в максимальном варианте).
До 2020 года установленная мощность атомных электростанций вырастет в 2,3 раза, угольной генерации в 1,7 раза, ГЭС на 47%, газовой генерации на 41 %.
Прогнозируемый рост объемов производства электроэнергии на ТЭС и изменение структуры выработки по типам электростанций определяют их потребность в различных видах органического топлива.
При базовом варианте суммарная потребность ТЭС в топливе увеличится от 295 млн.т у.т. в 2006 году до 428 млн.т у.т. в 2020 году, т.е. фактически в 1,5 раза при этом суммарное производство электроэнергии на ТЭС за этот период возрастет в 1,8 раза.
Эта разница наглядно показывает, что, в теплоэнергетике может быть достигнуто существенное увеличение КПД за счет внедрения передовых технологий - как в газовой, так и в угольной генерации.
Средневзвешенный удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при этом снизится от 335,9 г у.т./кВтч в 2006 году до 286,1 г у.т./кВтч в 2020 г при соответствующем росте КПД#215;с 36,7 % до 43,4 %.
Структура потребления топлива на ТЭС при базовом варианте также должна существенно трансформируется: устойчиво будет снижаться доля газа (от 68 % в 2006 г. до 56 % в 2020 г.) при интенсивном росте доли угля (от 25 % в 2006 г. до 40 % в 2020 г.).
При этом абсолютный объем потребления газа увеличится только на 20 %, а угля - в 2,2 раза. Это резко повысит требования к динамике развития производственных мощностей в угольной промышленности, особенно - в главных угольных бассейнах - кузнецком и канско-ачинском.
Существующая структура магистральных сетей на сегодняшний день характеризуется отсутствием устойчивой связи ОЭС Дальнего Востока и Сибири, единственной связью ОЭС Сибири и Урала, проходящей по территории Казахстана, слабыми связями ОЭС Центра с ОЭС Юга и Северо-Запада.
Исходя из этого, развитие магистральных электрических сетей основывается на следующих принципах:
* Опережающее развитие электрических сетей, обеспечивающее полноценное участие энергокомпаний и потребителей в рынке электроэнергии и мощности, а также усиление межсистемных связей, гарантирующих надежность перетоков электроэнергии и мощности.
* Схемы выдачи мощности крупных электростанций и электроснабжения крупных потребителей должны обеспечивать принцип "N-1", для АЭС - принцип "N-2".
Для базового варианта электропотребления до 2010 года необходимо ввести 13,6 тыс.км ВЛ 220 кВ и выше, что учтено в инвенстиционной программе ОАО "ФСК ЕЭС";
В период 2011-2020 гг. требуется ввести 24,8 тыс.км ВЛ 220 кВ и выше для выдачи мощности вновь вводимых общесистемных электростанций.
В период до 2020. требуется ввести 27,8 тыс. км ВЛ 330 кВ и выше для усиления межсистемных и межгосударственных связей и повышения надежности электроснабжения потребителей.
Что такое инвестиционный ресурс, необходимый для реализации этой Генеральной схемы?
Общий объём инвестиционных ресурсов для реализации планов развития электроэнергетики состоит из 11 829 млрд. рублей, из них предполагается направить на развитие ГЭС - 1131 млрд. рублей, на строительство АЭС - 1737 млрд. рублей, на ТЭС - 3883 млрд.
На развитие распределительных сетей и сетей ЕНЭС планируется потратить около 5 трлн. рублей.
Так, в общем, в период 2006 - 2010 гг. будет потрачено около 3 трлн. рублей, в период 2011-2015 - 4,3 трлн. и в период 2016-2020 - около 4,5 трлн. рублей.
Структура финансирования капитальных вложений в развитие генерации на ближайшие 5 лет представляется следующим образом:
* 71% или около 1,4 трлн. рублей планируется привлечь как внешние ресурсы.
* 29% от общей суммы планируется привлечь как собственные ресурсы компаний.
Суммарно, в период 2006-2020 гг. доля внешних ресурсов составит 56% или около 3,8 трлн. Рублей. Под внешними ресурсами мы подразумеваем и бюджетные инвестиции (это порядка 9% от всей суммы), и дополнительная эмиссия акций.
Доля собственных ресурсов компании несколько возрастёт и остановится на уровне 44% от общей суммы.
Структура финансирования капитальных вложений в развитие сетей ЕНЭС на ближайшие 5 лет состоит из трёх частей и представляется следующим образом:
* первая часть - 57% или 314 млрд. рублей планируется привлечь как внешние ресурсы. Из них: 23% - бюджетные инвестиции;69% - средства от продажи активов РАО; 8% - кредиты.
* вторая часть - 25% от общей суммы или 140 млрд. рублей планируется привлечь как собственные ресурсы компаний.
* третья часть - 18% или 99 млрд. рублей пойдут как капвложения в сети ЕНЭС не принадлежащие ОАО "ФСК ЕЭС".
Суммарно, в период 2006-2020 гг. доля внешних ресурсов составит около 1,5 трлн. рублей или 56%.
Доля собственных ресурсов компании несколько возрастёт и остановится на уровне 40% от общей суммы.
Структура финансирования капитальных вложений в развитие распределительных сетей на ближайшие 5 лет представляется следующим образом:
* 40% - внешние ресурсы, основная часть которых в данном случае это кредиты
* 60% - собственные ресурсы компаний.
Суммарно, в период до 2020 г. доля внешних ресурсов составит 60% или около 1,4 трлн. рублей.
Доля собственных ресурсов компании уменьшится и остановится на уровне 40% или 942 млрд. рублей от общей суммы.
Долгосрочный прогноз цен электроэнергии учитывает принятые Правительством Российской Федерации решения о поэтапной либерализации российского рынка электроэнергии в течение 2007-2010 гг. с переходом к полноценной и полномасштабной конкуренции начиная с 2011 года.
При полномасштабной конкуренции на рынке электроэнергии и мощности сложатся, на наш взгляд, предпосылки для экономически обоснованной дифференциации цены в различных зонах годового графика нагрузки (базисной, маневренной, пиковой).
Результаты, полученные при оптимизации структуры мощностей и производства электроэнергии в рамках Генсхемы размещения объектов электроэнергетики, показывают следующее.
Во всех регионах европейской части после 2010 года дополнительное производство базисной энергии будет обеспечиваться новыми атомными станциями или угольными КЭС.
В маневренной зоне дополнительное производство энергии будет формироваться в основном парогазовыми мощностями, вводимыми при расширении действующих газомазутных станций или замене (обновлении) паротурбинных газовых мощностей, а иногда и новыми паро-газовыми станциями (в частности, при максимальном уровне электропотребления).
В Сибири и на Дальнем Востоке источниками базисной энергии останутся угольные электростанции, а в маневренной зоне - ГЭС.
В настоящее время инвестиционная деятельность основных инфраструктурных компаний электроэнергетики осуществляется на основе трёхлетних инвестиционных программ. При этом необходима координация инвестпрограмм как друг с другом, так и с документами, определяющими цели, задачи и основные направления долгосрочной политики государства по развитию экономики страны и её регионов. Таким инструментом на наш взгляд и является Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года.
Генеральная схема уже сегодня стала фактически основой для формирования плана по развитию смежных отраслей, в том числе таких как газовая, угольная, атомный энергопромышленный комплекс, железнодорожный транспорт. Поэтому после одобрения Генеральной схемы мы планируем проводить регулярную работу по мониторингу и оптимизации Генеральной схемы, что, на наш взгляд, позволит корректировать её в случае необходимости.
