ПЕРСПЕКТИВЫ И ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ презентация

III Красноярского экономического форума: «Развитие Востока России»

с появлением новых крупных потребителей электроэнергии в Восточной Сибири

Проблемы построения взаимоотношений с новыми потребителями

кВ

ЛЭП – 220 кВ

СХЕМА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СИБИРИ

* Объединенная энергетическая система
** Прогноз на 2006 год

Омская область

Томская область

Красноярский край

Алтай

Новосибирская область

Хакасия

Кемеровская область

Иркутская область

Бурятия

Читинская область

ОЭС Казахстана

ОЭС Урала

ОЭС Монголии

ОЭС Китая

ОЭС Дальнего Востока

Сравнительная характеристика ОЭС* «Сибири» и ОАО «Иркутскэнерго»:

ОЭС «Сибири» ОАО «Иркутскэнерго»

Установленная мощность электростанций 45 ГВт 13 ГВт (28%)
Выработка электроэнергии** 200 млрд. кВтч 60 млрд. кВтч (30%)
Выработка на душу населения 9 тыс. кВтч 23 тыс. кВтч
Доля ГЭС в структуре мощностей 50% 80%
Средний тариф на электроэнергию (2006 год) 53,96 коп/кВтч 30,50 коп/кВтч

область обладает уникальной высокоэффективной энергосистемой состоящей из:
3 ГЭС, мощность 9 000 МВт, годовая выработка от 41 до 46 млрд. кВтч*
12 ТЭЦ, мощность 13 000 Гкал/час, годовая выработка 27 млн. Гкал и до 21,6 млрд. кВтч

Гидрогенерация

Тепловая генерация

Ввиду постоянности стока оз. Байкал ГЭС Ангарского каскада способны генерировать электроэнергию без существенных колебаний
Приближенность ГЭС к основным потребителям – способствует снижению потерь электроэнергии при передаче

Загружаемое в режиме теплофикации оборудование ТЭЦ позволяет одновременно вырабатывать тепловую и электрическую энергию, в отличии ГРЭС европейской части страны ориентированных выработку электроэнергии, обеспечивая низкие тарифы на тепловую энергию
ТЭЦ Иркутскэнерго используют в качестве топлива уголь Иркутского и Красноярского угольных бассейнов, что минимизирует транспортную составляющую в себестоимости

* в зависимости от водности

ГЭС

- электросетевые филиалы

- теплосетевые филиалы

У-Илимск

Железногорск

Братск

Иркутск

Шелехов

Саянск

Черемхово

У-Сибирское

Тулун

Западные электрические сети

Братская ГЭС
Северные электрические сети
ТЭЦ-6
Братские тепловые сети

Усть-Илимская ГЭС
Усть-Илимская ТЭЦ

ТЭЦ-16

ТЭЦ-12

Ново-Иркутская ТЭЦ
Иркутская ГЭС
Иркутские тепловые сети
Восточные электрические сети
Южные электрические сети

ТЭЦ-11

ТЭЦ-5

Ново-Зиминская ТЭЦ

ТЭЦ-1
ТЭЦ-9
ТЭЦ-10
Ангарские тепловые сети
Центральные электрические сети

с появлением новых крупных потребителей электроэнергии в Восточной Сибири

Проблемы построения взаимоотношений с новыми потребителями

РОСТА

Высокая эффективность энергосистемы позволяет сохранять одними из самых низких тарифы на тепловую и электрическую энергию как в России, так и в Сибири

Тариф на электроэнергию в 2006 году по Сибири, коп/кВтч

Тариф на тепловую энергию в 2006 году по Сибири, руб/Гкал

Иркутская область

Республика Хакасия

89,20

71,80

50,81

47,84

30,50

27,38

Республика Тыва

Кемеровская область

Таймыр и Норильск

Красноярский край

400

391

346

341

328

284

Красноярский край

Омская область

Томская область

Кемеровская область

Республика Хакасия

Иркутская область

2006 по 2011 г.г. суммарный прирост потребления электроэнергии в Иркутской области составит более 15 млрд. кВтч:

Цветная металлургия:
Иркутский алюминиевый завод (ИРКАЗ) – 4,1 млрд. кВтч
Тайшетский алюминиевый завод (ТАЗ) – 9,7 млрд. кВтч

Черная металлургия:
Сталеплавильный завод (Братск) – 0,6 млрд. кВтч
Заводы ферросплавов (Ангарск и Братск) – 0,5 млрд. кВтч
У.-Илимский ГОК – 0,4 млрд. кВтч

Нефтяная и химическая промышленность:
Нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» - 2,5 млрд. кВтч
СаянскХимПласт – 0,3 млрд. кВтч
Нефтепровод «У.-Кут – Талакан» - 0,1 млрд. кВтч

У.-Илимск

Ангарск

Саянск

Осетрово

Сухой лог

- более 500 МВт

- от 100 до 500 МВт

- менее 100 МВт

потребления
+ 15 млрд. кВтч

ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ И ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ДО 2024 ГОДА
млрд. кВтч

С 2011 года иркутская энергосистема становится дефицитной.
Размер дефицита по 2011 году может составить от 0,2 до 3,6 млрд. кВтч.
В дальнейшем потребление электроэнергии будет иметь устойчивую тенденцию к росту (~1% в год)

ввод новых мощностей

потребление

выработка, без ввода мощностей

Снижение собственного потребления*

* точка ввода всех мероприятий по направлению

Снятие ограничений

Строительство новых блоков ТЭЦ

ВРЕМЯ ЗАТРУДНЕНО

ПРОГНОЗ БАЛАНСА МОЩНОСТИ ОЭС СИБИРИ ДО 2010 ГОДА
млн. кВт

В настоящее время в ОЭС Сибири уже присутствует дефицит мощности в моменты пиковых нагрузок
При сохранении тенденции увеличения энергопотребления большими темпами в сравнении с приростом мощности дефицит электроэнергии будет нарастать с темпом ~ 1,5 млрд. кВтч в год
Прирост энергопотребления в Иркутской области будет происходить с большими темпами, чем по Сибири в целом
В таких условиях покрытие дефицита в рамках ОАО «Иркутскэнерго» возможно только за счет наращивания собственных генерирующих мощностей

суммарная рабочая мощность

пиковая потребляемая мощность (декабрь)

потребления

Закрытие электрокотельных в городах Иркутске и Братске + повышение надежности теплоснабжения:
объем высвобождаемой электроэнергии – 1,71 млрд. кВтч;
капитальные вложения - 2,8 млрд. руб.*

Снятие ограничений по мощности ТЭЦ

Реконструкция генерирующего оборудования с увеличением его мощности :
объем дополнительной вырабатываемой электроэнергии – 4,01 млрд. кВтч;
капитальные вложения - 3,6 млрд. руб.

Расширение существующих ТЭЦ и ГЭС

Строительство новой ТЭС

*В ценах 2005 года, без НДС

Строительство новых блоков на ТЭЦ и увеличение КПД рабочих колес ГЭС:
объем дополнительной вырабатываемой электроэнергии – 4,50 млрд. кВтч;
капитальные вложения - 16 млрд. руб.

Строительство новой газовой или угольной ТЭС:
объем дополнительной вырабатываемой электроэнергии – более 10 млрд. кВтч;
удельные капитальные вложения – более 1100 $/кВт, для угольной ТЭС > 1400$/кВт

ИНВЕСТИЦИЙ В РАЗВИТИЕ СЕТЕВОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ

*В ценах 2005 года, без НДС

Проект развития электросетей Севера:
ПС 500/220 «Тайшет»
ПС 500/220 «У.-Кут»
ВЛ 500 «У.-Кут - Таксимо»
ВЛ 110 «У.-Кут - Киренск»

Проект развития электросетей Юга:
ПС 500/220/110 «Ново-Зиминская»
ПС 220/110 «У-Орда» с ВЛ 220 кВ
ПС 220/35/10 «Левобережная»
ПС 500/220 «Шелехов» с ВЛ 500 кВ

В ИРКУТСКУЮ ЭНЕРГОСИСТЕМУ

Богучанская ГЭС

Усть-Илимская ГЭС

Братская ГЭС

ПС «Тайшет»

ПС «Братск»

ПС «Карабула»

Существующие ВЛ - 500 кВ

Предполагаемые ВЛ - 500 кВ

Выдача мощности от БоГЭС в ЕЭС России возможна по трем основным вариантам :
На ВЛ-500 кВ со строительством ПС в п.Седаново. Данный вариант является наиболее дорогостоящим, т.к. требует строительства ВЛ-500 кВ и новой подстанции
На ПС Камала в Красноярский край. Строительство линии потребует существенных капитальных вложений ввиду отсутствия транспортной инфраструктуры
На ПС Тайшет. Наиболее экономичный по инвестициям вариант (наличие транспортной и электросетевой инфраструктуры), позволяющий обеспечивать надежное энергоснабжение новых потребителей

ПП «Седаново»

На Красноярск

с появлением новых крупных потребителей электроэнергии в Восточной Сибири

Проблемы построения взаимоотношений с новыми потребителями

база, позволяющая осуществлять реконструкцию и строительство распределительных сетей за счет подключаемых потребителей
возможным решением проблемы со строительством распределительных сетей может быть их строительство за счет потребителя с последующей передачей региональную энергетическую компанию, которая бы обслуживала данную сетевую инфраструктуру
новым источником финансирования строительства магистральных сетей может стать Инвестиционный фонд РФ, т.к. его основной задачей является реализация крупномасштабных инфраструктурных проектов

По тарифообразованию для новых потребителей:
отсутствуют законодательные акты устанавливающие дату (точку отсечения), после которой все вновь присоединяемые потребители обязаны будут покупать электроэнергию на оптовом рынке, стоимость энергии может включать инвестиционную составляющую, которая может определятся на основе: прямого договора с поставщиком электроэнергии или через Системного оператора

генерирующих мощностей:
в рамках существующего тарифного регулирования невозможно обеспечить гарантии по возврату капитала и необходимой нормы доходности
предлагаемая схема финансирования через Системного оператора в настоящее время не доработана, т.к.:
не определена величина перспективного резерва мощности
не утверждены правила конкурсов на строительство мощностей
не утверждены порядок финансирования работ
возможным решением вопроса по привлечению инвестиций могло бы явится решение государственных органов власти продать пакеты акций энергетических предприятий через систему инвестиционных аукционов
альтернативным решением может явится, законодательно регламентированный, механизм оплаты новыми потребителями создания новой мощности (поддержание необходимого резерва мощности)