авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 || 8 |

«СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ От ОАО «ЭНИН»: Генеральный директор Э.П. Волков Заведующий отделением В.А. Баринов Заведующий ...»

-- [ Страница 7 ] --

изменение требуемого объема суммарных капиталовложений в электростанции и T электрические сети ( K t ), необходимые не только для обеспечения прироста мощностей, t = но и для масштабного замещения действующего оборудования. Это изменение связано с технологическим обновлением и развитием электростанций и сетей на базе прогрессивных технологий и снижением требуемой установленной мощности электростанций;

изменение суммарных условно-постоянных эксплуатационных затрат (ПЗt) в ге нерации и сетях в результате технологического обновления и изменения структуры установ ленной мощности электростанций, формируемых двумя основными составляющими затрат (зарплатой персонала и ремонтными затратами);

экономия топлива (Вt) в результате сокращения удельных расходов топлива и изменения структуры производства электроэнергии при реализации Программы и соответст вующая ей экономия топливных затрат ТЭС (ТЗt);

сокращение объема выбросов загрязняющих веществ (Выбрt) и соответствующее снижение размера экологических платежей (Экt).

Абсолютный размер выбросов загрязняющих веществ (оксиды азота, серы, золы) в окружающую среду при сжигании разных видов органического топлива на ТЭС (Выбрt) оп ределяется на основе:

ежегодных объемов снижения потребления топлива каждого вида (i) в инноваци онном варианте по сравнению с традиционным (Bit);

удельного выхода загрязняющих веществ (j), а также удельного содержания уг лерода, которое определяет объем эмиссии парниковых газов (с);

действующих нормативов платы за выбросы j вида загрязняющих веществ (j).

Выбрt = j i j•j•Bit (4.1) Из-за небольшой величины действующих нормативов платы за выбросы загрязняю щих веществ потенциальный эффект от снижения выбросов при реализации Программы мо дернизации невелик и не учитывается на данном этапе работы.

Иная ситуация потенциально может сложиться со стоимостной оценкой выбросов парниковых газов, влияющих на глобальные климатические изменения. Актуальные сцена рии развития мировой энергетики, опубликованные в 2010 г. Международным энергетиче ским агентством9 предполагают уже к 2020 г. рост цены эмиссии СО2 до 45 долл./т СО2.

В настоящее время в России отсутствует механизм платы за выбросы СО2. Однако дальнейшее участие страны в посткиотских соглашениях и глобальной кооперации усилий по сдерживанию эмиссии парниковых газов потребует сокращения действующих в настоя щее время для нашей страны предельных квот на ежегодные объемы выбросов. Для того чтобы выполнить эти условия, потребуется введение экономических механизмов регулиро вания эмиссии через налогообложение (экологические платежи) и/или создание националь ной системы торговли выбросами. В российских условиях удельная цена (плата) за выбросы СО2 может заметно отличаться от мировой, однако, даже при значительно более низком уровне (например, 20 долл./т СО2) стоимостной эффект от снижения выбросов парниковых газов в электроэнергетике России при реализации Программы модернизации электроэнерге тики достаточно велик и его следует учитывать на данном этапе исследования.

Поскольку сопоставление альтернативных вариантов осуществляется при одинаковом объеме отпуска продукции (электрической и тепловой энергии), то оценка частного эффекта в отрасли от реализации Программы модернизации электроэнергетики в период до 2020 года (Эотр.) может выполняться по традиционному критерию минимума суммарных ежегодных Projected Costs of Generating Electricity, Energy Agency International Energy Agency, Nuclear Energy Agency, значений всех перечисленных выше составляющих затрат (капиталовложения, условно постоянные, топливные ежегодные затраты и экологические платежи) за период:

T Эотр. = (K t + ПЗt + ТЗt + Экt ) (4.2) t = Наряду с этим в соответствии с Методическими рекомендациями оценивается вели чина дисконтированного отраслевого эффекта (Эдиск.отр) за период Т с учетом последействия в период Т+Тn:

T +Tn T Эдиск.отр. = (Kt + ПЗt + ТЗt + Экt ) / (1+ E)t + (ПЗt + ТЗt + Экt ) / (1+ Е)t (4.3) t =1 t =T + где T – расчетный период в годах (в течение этого периода все сравниваемые вариан ты должны обеспечить заданную потребность в энергетической продукции);

Tn период учета затрат в годах за пределами расчетного периода (период “последей ствия);

K t капиталовложения в систему в год t с учетом затрат на техническое перевоору жение объектов, но без учета капиталовложений в “задельные” объекты, которые будут вво диться в эксплуатацию за пределами расчетного периода;

Е норма дисконта, принятая на уровне 10%.

Для формирования традиционного и инновационного вариантов развития генери рующих мощностей и количественного определения вклада отрасли в интегральный эконо мический эффект необходима комплексная оптимизация структуры генерирующих мощно стей, производства электроэнергии и топливного баланса электростанций при заданных ба лансовых потребностях в электроэнергии, мощности и централизованном теплоснабжении.

Для решения этой задачи использован разработанный в ИНЭИ РАН информационно вычислительный комплекс, центральной частью которого является динамическая оптимиза ционная модель развития электроэнергетики, как части ТЭК страны (EPOS).

б) Частный эффект в топливных отраслях от реализации Программы модернизации связан с уменьшением расхода газа (Вгаз) и угля (Вуг) на ТЭС за счет увеличения к.п.д. те пловых электростанций при их масштабном технологическом обновлении в инновационном варианте.

Основная часть этого эффекта (Вгаз) связана с экономией газа при использовании прогрессивных технологий генерации (основанных на ПГУ и ГТУ установках) по сравнению с традиционными паротурбинными технологиями на газомазутных ТЭС.

Поскольку замыкающие месторождения газа расположены в Западной Сибири, а ос новное потребление газа приходится на ТЭС европейской части страны, то снижение расхо да газа в инновационном варианте позволит сократить газодобывающие мощности на севере Тюменской области при соответствующем уменьшении пропускной способности газопрово дов до основных европейских районов размещения газомазутных ТЭС.

Достигаемый в газовой отрасли экономический эффект (Эгаз.) от реализации Про граммы модернизации электроэнергетики включает следующие составляющие:

1) Снижение текущих условно-постоянных затрат (Зtгаз) на добычу и транспорт еже годно сэкономленных объемов Вtгаз газа – с учетом снижения расхода газа на собственные нужды () газопроводов. Для каждого года (t) данный объем экономии равен:

Зtгаз =Здоб.газ •Вtгаз/(1-) + Зтран.газ •Вtгаз, (4.4) где Здоб.газ – удельные условно-постоянные эксплуатационные затраты на добычу газа;

Зтран.газ – удельные условно-постоянные эксплуатационные затраты на транспорт газа.

2) Снижение капиталовложений в прирост добычи газа и расширение газотранспорт ной сети для обеспечения потребления электростанций (Кtгаз):

Кtгаз =kдоб.газ •Gt /(1-)+ kтран.газ•Gt,, (4.5) где kдоб.газ – удельные капиталовложения в разработку месторождения газа;

kтран.газ – удельные капиталовложения в развитие газотранспортной сети;

Gt – уменьшение потребления газа для инновационного варианта в каждом году.

Gt = (Btгаз – Bt-1газ)•н-р, (4.6) где н-р 1 – коэффициент, учитывающий неравномерность энергопотребления и ре зерв мощности системы газоснабжения.

Таким образом, экономический эффект от реализации Программы модернизации электроэнергетики в газовой отрасли определяется как сумма следующих ежегодных эффек тов:

T Э газ. = (Зtгаз + K t газ ) (4.7) t = T +Tn T Эдиск. газ. = ((Зtгаз + Kt газ ) / (1 + E )t ) + (Зtгаз / (1 + E)t ) (4.8) t =1 t =T + Экономический эффект от реализации Программы для угольной отрасли (Эуг) в общем случае оценивается аналогично – с учетом экономии затрат на добычу угля, а также сниже ния капиталовложений в обеспечение прироста добычи угля.

в) Частный эффект в энергомашиностроении и энергетическом строительстве от реализации Программы связан с возможностью формирования долгосрочной программы развития этих секторов экономики, организации их производств на современном уровне, из менения номенклатуры и обеспечения серийного производства прогрессивного оборудова ния для электростанций и сетей с показателями, обеспечивающими его конкурентоспособ ность с зарубежными аналогами.

Реализация Программы модернизации электроэнергетики создает повышенный спрос на продукцию и услуги данных отраслей в инновационном варианте и гарантирует дополни тельную выручку поставщикам оборудования и строительным организациям, равную допол нительным капиталовложениям в электростанции и электрооборудование сетей (Ktэл.).

Данный объем выручки на перспективу распределяется между энергомашиностроительным и строительным комплексами – с учетом соотношения стоимости оборудования и СМР в структуре капиталовложений разных типов электростанций и сетевых объектов, включенных в Программу модернизации электроэнергетики.

Дополнительные объемы выручки в инновационном варианте соотносятся с дополни тельными затратами смежных отраслей, необходимыми для увеличения обеспечивающих электроэнергетику производственных и строительных мощностей под большие объемы вво дов электростанций и сетевых объектов по сравнению с традиционным вариантом:

- дополнительные инвестиции на расширение и модернизацию производственных мощностей энергомашиностроительных предприятий и строительных организаций (Ktмаш, Ktстр);

- дополнительные эксплуатационные затраты на прирост объема производства энер гооборудования и выполнение строительных работ (Зtмаш, Зtстр).

Суммарный вклад энергомашиностроения и строительного комплекса в интегральный эффект от реализации Программы модернизации электроэнергетики в период до 2020 года определяется как сумма дисконтированных ежегодных значений дополнительной выручки и затрат этих отраслей в инновационном варианте по сравнению с традиционным:

T Э диск. смежн. = (K tэл. – (К t маш + К t стр + Зt маш + Зt стр )) / (1 + E )t (4.9) t = Для определения необходимых масштабов развития и требуемых для этого инвести ций в обеспечивающие отрасли (энергомашиностроение, электротехническую промышлен ность и строительство) необходимо:

оценить их существующий производственный потенциал, приведенный к ГВт вводимой мощности электростанций и сетей разного типа;

определить этапность увеличения их производственных возможностей по укруп ненной номенклатуре продукции в период до 2020 г., т.е. дополнительные объемы производ ства, приведенные к ГВт вводимой мощности и сроки выхода заданные объемы;

определить дополнительные инвестиции, необходимые для поэтапного увеличе ния производственных возможностей, что позволяет оценить удельную капиталоемкость увеличения объемов производства обеспечивающих отраслей;

оценить возможное снижение удельной стоимости поставляемого оборудования и удельной стоимости строительства за счет перехода к массовому производству продукции обеспечивающими отраслями.

г) Частный эффект у потребителей электроэнергии определяется сокращением прямых затрат на покупку электроэнергии за счет разницы среднеотпускных цен в традици онном и инновационном вариантах (Цээt).

Масштаб данного эффекта во многом зависит от того, в какой мере механизмы цено образования и тарифного регулирования смогут аккумулировать экономические эффекты, возникающие в электроэнергетике при реализации Программы модернизации, в снижение цен электроэнергии по сравнению с традиционным вариантом развития отрасли.

Поскольку альтернативные варианты сформированы для одной динамики электропо требления (Wотпt), суммарный за период ценовой эффект у потребителей оценивается в виде:

T (Ц tээWt отп Эпотр = ) (4.10) t = T (Ц tээWt /(1 + E )) t отп Эдиск.потр = (4.11) t = Важно отметить, что из-за большой неопределенности большинства исходных показа телей развития электроэнергетики до 2020 г. масштабы частных эффектов не могут быть оценены однозначно. Поэтому важно выполнить анализ «чувствительности» полученных экономических результатов к изменению основных влияющих факторов в пределах принято го диапазона их варьирования в период до 2020 г. Сложность такого анализа зависит от со става влияющих факторов. Наиболее простым является варьирование основных стоимостных показателей (цен топлива и удельных капиталовложений в энергетические объекты) приме нительно к традиционному и инновационному сравниваемым вариантам развития россий ской электроэнергетики в период до 2020 г. Гораздо сложнее выполнить анализ «чувстви тельности» полученного результата к изменению такого важнейшего фактора, как динамика электропотребления в период до 2020 г., поскольку при этом требуется практически повто рение описанного в данной работе цикла исследований.

Интегральный экономический эффект от реализации Программы аккумулирует в себе вклады частных эффектов электроэнергетики, основных обеспечивающих отраслей, а также всех категорий потребителей электроэнергии.

Основным количественно оцениваемым показателем интегрального экономического эффекта является прирост ВВП страны за рассматриваемый период в инновационном вари анте развития отрасли по сравнению с традиционным.

В силу сложного межотраслевого взаимодействия, влияния прямых и обратных эко номических связей между электроэнергетикой, обеспечивающими отраслями и другими сек торами экономики интегральный экономический эффект не может быть оценен в виде про стой суммы частных эффектов и может быть определен только на основе целостного прогно за развития экономики страны для каждого из альтернативных вариантов развития электро энергетики. Для этого по каждому году формируется взаимосвязанная система стоимостных балансов производства и использования основных видов продукции и услуг и финансовых балансов по видам экономической деятельности и отраслям экономики.

Каждый из альтернативных вариантов развития электроэнергетики характеризуется собственной динамикой потребления топливных и иных материальных ресурсов, финансо вых потребностей в инвестициях, а также цен на электроэнергию и тепловую энергию.

Оценка этих параметров развития электроэнергетики в системе стоимостных и финансовых балансов по видам экономической деятельности позволяет определить динамику выпусков других видов продукции (услуг) и соответствующую динамику ВВП страны.

Исходя из целей данной работы, систему балансов необходимо детализировать с вы делением основных потребляемых электроэнергетикой трудовых и материальных ресурсов (топливо, машины и оборудование, строительные материалы) и основных видов продукции отрасли (электроэнергия и централизованное теплоснабжение). Особенно важной является детализация обеспечивающих отраслей для электроэнергетики, в том числе: газовой, уголь ной, производства паровых котлов;

производства ядерных реакторов, производства турбин, предоставления услуг по монтажу, ремонта и технического обслуживания двигателей и тур бин, производства электродвигателей, генераторов и трансформаторов, энергетического строительства.

Для количественной оценки интегрального экономического эффекта использован раз работанный в ИНЭИ РАН информационно-вычислительный комплекс исследования взаимо связей экономики и энергетики, центральной частью которого является оптимизационная полилинейная модель межотраслевых балансов (МЭНЭК).

Исходная информация, используемая при оценке интегрального экономического эф фекта для традиционного и инновационного вариантов, включает в себя погодовые прогно зы:

объёмов инвестиций в основной капитал электроэнергетики по вариантам;

структуры инвестиций в основной капитал электроэнергетики с выделением средств на закупку котлов, турбин, электротехнической продукции и оплату строительно монтажных услуг;

структуры инвестиций в основной капитал электроэнергетики по источникам фи нансирования с выделением собственных средств (прибыли, амортизации), средств госбюд жета и привлеченных средств;

перспективной динамики цен на электроэнергию и тепловую энергию по вариан там;

объёмов и структуры топливных затрат ТЭС по вариантам;

объёмов и динамики обслуживания привлечённого капитала электроэнергетики по вариантам;

рентабельности производства и инвестиций в электроэнергетике.

Сравнение результатов для условий инновационного и традиционного вариантов раз вития электроэнергетики позволит оценить макроэкономические последствия от реализации Программы модернизации электроэнергетики России, в том числе определить:

– кумулятивный эффект, который окажет реализация Программы на развитие (объ емы выпусков и инвестиции) обеспечивающих отраслей, а через них и на развитие других секторов экономики;

– совокупное влияние изменения динамики цен на электроэнергию и тепловую энергию при одновременном снижении ущербов от недопоставки энергии потребителям на рентабельность и финансовое состояние всех типов потребителей (включая домашние хозяй ства) и связанные с этим ограничения на масштабы развития отраслей экономики;

– интегральное изменение величины валового внутреннего продукта страны, его структуры и темпов роста, учитывающее влияние инвестиционного и ценового факторов со стороны электроэнергетики.

Интегральный экономический эффект (Э инт.) от реализации Программы модерниза ции определяется как сумма ежегодных дисконтированных значений дополнительного при роста ВВП в инновационном варианте по сравнению с традиционным. Дополнительный при рост ВВП страны определяется приростом совокупного валового выпуска (ВВt) и промежу точного потребления (ППt) в отраслях экономики и приростом величины чистых налогов (ЧНt – в основном НДС), обусловленных изменением объёмов и структуры инвестиций в электроэнергетике и соответствующей динамикой цен на электроэнергию и тепловую энер гию.

T (ВВ ПП + ЧН t ) / (1 + E t ) Э инт. = t t t = (либо) t T Э инт. = (ВВt ППt + ЧН t ) / (1 + Дввпi ), где (4.12) t =1 t = Дввпi – дефлятор ВВП.

Предотвращённые ущербы в экономике при реализации Программы модернизации электроэнергетики рассматриваются, наряду с прямыми экономическими эффектами, в каче стве еще одного, дополняющего критерия при оценке ее эффективности. Основным видом предотвращенного ущерба является объем предотвращённого экономического ущерба от не доотпуска электроэнергии за счет повышения надежности электроснабжения при реализации мероприятий Программы модернизации в генерации и особенно – в электросетевом хозяйст ве.

В соответствии с принятым в мировой практике методическим подходом, величина снижения ущерба от недоотпуска (Wнадежн.) определяется на основе сопоставления нормати вов надежности электроснабжения (выраженного как отношение энергии недоотпуска к пол ной энергии электропотребления) у инновационного (иннов) и традиционного (трад) вариан тов при одинаковом объеме отпуска электроэнергии Wпотр. (кВт·ч) и при фиксированном зна чении удельного ущерба от недоотпуска электроэнергии y (руб./кВт·ч).

Wнадежн. =(трад - иннов). Wпотр. у (4.13) Принципиальные методические и информационные трудности определения величины удельного ущерба от недоотпуска электроэнергии для современных российских условий (особенно с учетом его дифференциации по категориям потребителей) затрудняют получе ние адекватной количественной оценки величины предотвращенного экономического ущер ба от недоотпуска электроэнергии при реализации Программы модернизации.

Для приближенной оценки допустимо воспользоваться параметрами, используемыми в других странах. При прогнозировании развития электроэнергетики многих развитых стран средний удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии принимается на уровне долл./кВт·ч.

По оценке10 удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии в нескольких региональ ных энергосистемах (Ленэнерго, Оренбургэнерго, Ростовэнерго) составил 90 – руб./кВт·ч (в ценах 2010 г.).

Исходя из сказанного выше предотвращенный ущерб от недоотпуска электроэнергии при реализации Программы модернизации оценивается при значении удельного ущерба 3 - 4, 7 и 10 долл./кВт·ч.

4.3 Формирование альтернативных вариантов развития электроэнергетики в период до 2020 г.

В соответствии с описанным выше методическим подходом формирование обоих ва риантов развития электроэнергетики до 2020 г. осуществляется применительно к одинако вым условиям развития экономики страны и, соответственно, при одинаковом уровне полез ного электропотребления, соответствующем базовому сценарию Генсхемы.

Краткая характеристика основных количественных параметров развития страны и ЕЭС России в период до 2020 г. при базовом сценарии Генсхемы, служащем основой для формирования традиционного и инновационного вариантов развития генерирующих мощно стей, приведена в таблице 4.3.1. Эти параметры скорректированы на основе анализа отчет Непомнящий В.А. Экономические потери от нарушения электроснабжения потребителей. М.: Издательский Дом МЭИ, 2010 г.

ных данных за 2010 г. и выполненной работы «Схема и программа развития ЕЭС России на 2011 – 2017 гг.» (далее Схема ЕЭС до 2017 г.).

При формировании альтернативных вариантов в работе приняты следующие допуще ния:

1. Развитие генерирующих мощностей рассматривается в рамках ЕЭС России (т.е.

без децентрализованной зоны и изолированных энергосистем), из которой выделяются две части: европейская – ЕЕЭС, включающая ОЭС Северо-Запада, Центра, Юга, Средней Волги и Урала и восточная, включающая ОЭС Сибири и Востока.

2. Генерирующие мощности в каждой из этих частей ЕЭС России агрегированы по следующим технологическим признакам: типы электростанций – ГЭС-ГАЭС, АЭС, ТЭЦ, КЭС;

состояние электростанций: действующие на уровне 2010 г., новые, включая замену ус таревшего оборудования действующих электростанций и вновь вводимые мощности (либо за счет расширения действующих электростанций, либо за счет их сооружения на новых пло щадках);

ТЭС дополнительно дифференцированы как по видам используемого топлива (га зомазутное и твердое), так и по технологиям производства электроэнергии и тепла: напри мер, для газовых электростанций – паротурбинные (ПТ), парогазовые (ПГУ), газотурбинные (ГТУ) и отдельно выделены надстройки ГТУ на действующих паротурбинных ТЭС.

3. Развитие генерирующих мощностей всех типов в каждой части ЕЭС России в пе риод от 2011 до 2020 гг. рассматривается по годам.

4. Соответствующий заключенным с генерирующими энергокомпаниями договора ми о поставке мощности (ДПМ) состав вводов новой мощности ТЭС (названный в данной работе «определившимся») сохраняется неизменным при всех альтернативных вариантах.

Приведенная в таблице 4.3.2 динамика новой мощности ТЭС «определившегося» состава со ответствует разрабатываемой в настоящее время Схеме ЕЭС до 2017 г.

Таблица 4.3.1 – Краткая характеристика основных параметров развития электроэнер гетики страны и ЕЭС России при базовом сценарии Генсхемы 2011 год 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 гг.

Россия Внутреннее элек тропотребление, млрд кВт·ч 1034 1046 1068 1094 1127 1161 1192 1222 1254 Сальдо экспорта импорта электро энергии, млрд кВт·ч, 19 23 23 23 23 24 27 52 72 в т.ч. широкомас штабный экспорт в Китай (1-3 этап) 1 5 5 5 5 6 9 30 46 Производство электроэнергии, млрд кВт·ч 1053 1069 1091 1117 1150 1185 1219 1274 1326 ЕЭС России Внутреннее элек тропотребление, млрд кВт· 989 1001 1012 1032 1057 1088 1121 1151 1181 1211 Производство 1004, электроэнергии, 7 1020 1035 1055 1080 1111 1145 1179 1233 1284 млрд кВт·ч Необходимая уста новленная мощ ность электростан ций, ГВт 214,9 211 213 216 221 225 233 237 247 255 Изменение мощно сти действующих -1,06 -0,52 -0,19 -0,76 -1,58 -1,43 -1,41 -3,36 -2,16 -2,98 -15, 2011 год 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 гг.

электростанций, ГВт в т.ч.: ГЭС и ГАЭС 0,03 0,08 0,11 0,07 0, 0,08 0,13 0,02 0,02 0,02 0, АЭС -0,42 -0,42 -1,44 -0,44 -1,00 -3, ТЭС -1,09 -0,59 -0,30 -0,82 -1,71 -1,09 -1,13 -1,94 -1,74 -2,00 -12, Примечание: Базовый сценарий скорректирован по сравнению с Генсхемой:

1. В 2010 г показана установленная мощность (предварительный отчет) 2. Внутреннее электропотребление в 2011-2012 гг. увеличено из-за более интенсивного роста электропотребления в отчетном 2010 г. по сравнению с прогнозами Генсхемы;

3. Сальдо экспорта-импорта электроэнергии скорректировано на основа нии Схемы ЕЭС до 2017 г. и из-за изменения сроков и темпов ввода Балтий ской АЭС;

4. Изменение действующей мощности соответствует рекомендациям Схе мы ЕЭС до 2017 г.

Таблица 4.3.2 – Определившийся состав вводов новой мощности ТЭС по договорам поставки мощности (нарастающим итогом), ГВт год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 ЕЭС России – всего, в т.ч.: 5,27 8,35 10,75 15,69 21,54 22,52 22, ТЭЦ – всего, в т.ч.: 3,00 4,67 5,31 8,70 10,00 10,10 10, - паротурбинные на газомазутном топливе – всего, в т.ч.: 0,10 0,10 0,10 0,25 0,48 0,58 0, новые 0,10 0,10 0,10 0,25 0,36 0,46 0, замена 0,12 0,12 0, - парогазовые – всего, в т.ч.: 2,71 4,09 4,33 7,11 8,12 8,12 8, новые 2,37 3,57 3,80 6,59 7,60 7,60 7, замена 0,34 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0, - газотурбинные – всего, в т.ч.: 0,19 0,30 0,70 0,98 0,98 0,98 0, новые 0,03 0,14 0,30 0,58 0,58 0,58 0, надстройка 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0, замена 0,24 0,24 0,24 0,24 0, - паротурбинные на твердом топливе – всего, в т.ч.: 0,19 0,19 0,36 0,42 0,42 0, новые 0,19 0,19 0,31 0,31 0,31 0, замена 0,06 0,11 0,11 0, КЭС – всего, в т.ч.: 2,27 3,67 5,43 6,99 11,55 12,43 12, - паротурбинные на газомазутном топливе новые 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0, - парогазовые новые 1,62 2,81 4,04 4,86 6,92 7,80 7, - газотурбинные – всего, в т.ч.: 0,54 0,54 0,86 1,04 1,41 1,41 1, новые 0,32 0,50 0,87 0,87 0, надстройка 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0, - паротурбинные на твердом топливе – всего, в т.ч.: 0,21 0,43 0,98 3,11 3,11 3, новые 0,21 0,43 0,64 2,43 2,43 2, замена 0,34 0,68 0,68 0, ЕЕЭС – всего, в т.ч.: 5,27 7,84 10,24 14,39 18,93 19,91 20, ТЭЦ – всего, в т.ч.: 3,00 4,38 5,02 7,95 9,08 9,18 9, - паротурбинные на газомазутном топливе новые 0,10 0,10 0,10 0,25 0,36 0,46 0, - парогазовые – всего, в т.ч.: 2,71 4,00 4,24 7,02 8,03 8,03 8, новые 2,37 3,48 3,71 6,50 7,51 7,51 7, замена 0,34 0,52 0,52 0,52 0,52 0,52 0, год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 - газотурбинные – всего, в т.ч.: 0,19 0,28 0,69 0,69 0,69 0,69 0, новые 0,03 0,12 0,29 0,29 0,29 0,29 0, надстройка 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0, замена 0,24 0,24 0,24 0,24 0, КЭС – всего, в т.ч.: 2,27 3,46 5,22 6,43 9,85 10,73 10, - паротурбинные на газомазутном топливе новые 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0, - парогазовые новые 1,62 2,81 4,04 4,86 6,92 7,80 7, - газотурбинные – всего, в т.ч.: 0,54 0,54 0,86 1,04 1,41 1,41 1, новые 0,32 0,50 0,87 0,87 0, надстройка 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0, - паротурбинные на твердом топливе 0,21 0,43 1,42 1,42 1, новые 0,21 0,43 1,42 1,42 1, Восточные ОЭС – всего, в т.ч.: 0,50 0,50 1,30 2,61 2,61 2, ТЭЦ – всего, в т.ч.: 0,29 0,29 0,75 0,92 0,92 0, - паротурбинные на газомазутном топливе замена 0,12 0,12 0, - парогазовые новые 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0, - газотурбинные новые 0,02 0,02 0,30 0,30 0,30 0, - паротурбинные на твердом топливе – всего, в т.ч.: 0,19 0,19 0,36 0,42 0,42 0, новые 0,19 0,19 0,31 0,31 0,31 0, замена 0,06 0,11 0,11 0, КЭС – всего, в т.ч.: 0,21 0,21 0,55 1,69 1,69 1, - паротурбинные на твердом топливе – всего, в т.ч.: 0,21 0,21 0,55 1,69 1,69 1, новые 0,21 0,21 0,21 1,01 1,01 1, замена 0,34 0,68 0,68 0, Наряду с мощностью ТЭС «определившегося» состава при обоих альтернатив 5.

ных вариантах фиксируется мощность остальных ТЭС, ввод которых предусмотрен Схемой ЕЭС до 2017 г. в период до 2013 г. (включительно), поскольку уже в настоящее время он реализуется отдельными энергокомпаниями.

Поскольку традиционный вариант развития электроэнергетики предполагает сохра нение прежних тенденций и отказ от масштабного переоснащения российской электроэнер гетики в период до 2020 г., то для его формирования важно проанализировать сложившиеся в предшествующий период тенденции развития российской электроэнергетики.

Приведенный в таблице 4.3.3 ретроспективный анализ тенденций развития генери рующих мощностей ЕЭС России в прошлом десятилетии (2001 – 2010 гг.), показывает, что в течение длительного периода происходили лишь малые изменения установленной мощности электростанций (средний ежегодный ввод ~ 1750 МВт при среднем размере демонтажа при мерно 600 МВт), что отразилось и на структуре генерирующих мощностей (табл. 4.3.4), ко торая практически не менялась в течение всего десятилетия, и на структуре производства электроэнергии, которая в этот период варьировалась лишь в небольшом диапазоне (менее – 3 %).

Таблица 4.3.3 – Ретроспективный анализ тенденций развития генерирующих мощно стей ЕЭС России в период 2001 – 2010 гг., ГВт 2001 год 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 гг.

ЕЭС России Установленная мощность на на- 199,4 201,9 201,2 202,3 202,4 205,2 206,7 210 210,5 211, чало года 2001 год 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 гг.

Изменение дейст вующей мощно- -0,29 -1,26 -0,59 -0,69 -0,02 0,02 1,16 -0,65 -0,04 3,0 -0, сти – всего, в т.ч.:

демонтаж -0,31 -1,2 -0,4 -0,72 -0,24 -0,35 -0,4 -1,05 -0,29 -1,0 -5, перемаркировка 0,02 -0,07 -0,24 0,01 0,15 0,16 0,25 -0,46 0,07 0,3 -0, присоединение 0 0 0,05 0,02 0,07 0,22 1,3 -0,05 0,18 0,9 2, Вводы мощности 2,77 0,58 1,68 0,86 2,82 1,45 2,08 1,22 1,27 2,9 17, Установленная мощность на ко- 201,9 201,2 202,3 202,4 205,2 206,7 210 210,5 211,8 214, нец года ЕЕЭС Установленная мощность на на- 147,3 149,5 149 149,6 149,2 151,5 152,7 154,1 154,7 155, чало года Изменение дейст вующей мощно- -0,24 -1,09 -0,46 -0,43 -0,1 -0,03 0,025 -0,45 -0,08 3,02 0, сти – всего, в т.ч.:

демонтаж -0,25 -1,02 -0,37 -0,66 -0,17 -0,25 -0,32 -0,49 -0,28 -0,81 -4, перемаркировка 0,02 -0,07 -0,12 0,01 -0,03 0,18 0,15 0,08 0,04 0,24 0, присоединение 0 0 0,03 0,02 0,07 0,04 0,2 -0,05 0,17 0,85 1, Вводы мощности, 2,49 0,54 1,05 0,29 2,37 1,23 1,41 1,06 1,06 2,74 14, в т.ч.:

АЭС 1,0 1,0 1,0 3, Установленная мощность на ко- 149,5 149 149,6 149,4 151,7 152,7 154,2 154,8 155,8 158, нец года Восточные ОЭС Установленная мощность на на- 52,1 52,3 52,2 52,7 53,2 53,8 54,1 55,9 55,8 56, чало года Изменение дейст вующей мощно- -0,06 -0,17 -0,13 -0,06 0,1 0,06 1,14 -0,19 0,04 0,00 0, сти – всего, в т.ч.:

демонтаж -0,06 -0,17 -0,03 -0,06 -0,08 -0,1 -0,08 -0,56 -0,01 -0,19 -1, перемаркировка 0 -0,12 0,18 -0,02 0,1 0,37 0,04 0,05 0, присоединение 0,02 0,18 1,11 0,01 1, Вводы мощности 0,28 0,04 0,64 0,57 0,45 0,22 0,67 0,16 0,21 0,14 3, Установленная мощность на ко- 52,3 52,2 52,7 53,2 53,8 54,1 55,9 55,8 56,1 56, нец года Таблица 4.3.4 – Укрупненная структура генерирующих мощностей в ретроспективе, ГВт 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 год 199,4 201,9 201,2 202,3 202,4 205,2 206,7 210 210,5 211,8 214, ЕЭС России, ГВт Доля основных типов электро станций, % 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 ГЭС и ГАЭС 21 20,9 21 21 21,2 21,1 20,9 21 21 21 20, АЭС 10,8 11,1 11,1 11 11 11,3 11,3 11,2 11 11,1 11, ТЭС 68,2 68,1 68 68 67,8 67,6 67,8 67,8 67,9 68 68, 147,3 149,5 149 149,6 149,2 151,5 152,7 154,1 154,7 155,7 158, ЕЕЭС, ГВт Доля основных типов электро станций, % 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 год ГЭС и ГАЭС 12,5 12,4 12,5 12,4 12,5 12,3 12,2 12,1 12,1 12,1 11, АЭС 14,4 15 14,9 14,9 14,9 15,4 15,2 15,1 15,1 14,9 15, ТЭС 73,1 72,7 72,6 72,7 72,6 72,3 72,6 72,7 72,8 73 72, Восточные ОЭС, 52,1 52,3 52,2 52,7 53,2 53,8 54,1 55,9 55,8 56,1 56, ГВт Доля основных типов электро станций, % 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 ГЭС и ГАЭС 45,2 45 45,1 45,4 45,5 45,7 45,4 45,7 45,5 45,7 45, АЭС 0,3 0,3 0,4 0,4 0, ТЭС 54,8 55 54,9 54,6 54,5 54,3 54,2 54 54,1 53,9 54, Анализ сложившихся тенденций развития генерирующих мощностей (табл. 4.3.3) и сопоставление этих тенденций с рекомендациями Генсхемы свидетельствуют о том, что про гнозируемые в следующем десятилетии вводы всех типов генерирующих мощностей много кратно превышают реализованные в прошлом десятилетии (17,6 ГВт). При этом особо боль шие опасения внушает реализуемость программы Росатома по вводу мощности АЭС (16 – ГВт в предстоящие 10 лет вместо 2 ГВт в предшествующем десятилетии). Поэтому при фор мировании традиционного варианта, в первую очередь, предусмотрен менее интенсивный ввод новой мощности АЭС, соответствующий сохранению доли АЭС в суммарной установ ленной мощности электростанций. Такое сокращение вводов мощности АЭС в традицион ном варианте в основном компенсировано действующими ТЭС, мощность которых снижает ся заметно более медленно, чем в Генсхеме в результате уменьшения объемов демонтажа их устаревшего оборудования. В таблице 4.3.5 приведены скорректированные объемы демон тажа оборудования действующих ТЭС при традиционном варианте, а в Приложении № 46 – соответствующие им объемы демонтажа и продления устаревшего оборудования действую щих электростанций с их дифференциацией по типам (КЭС и ТЭЦ), видам топлива (газома зутное и твердое) и детализацией до конкретных электростанций в каждой ОЭС.

В таблице 4.3.6 показано соответствующее им соотношение действующих и новых мощностей тепловых электростанций при традиционном варианте. При этом новые мощно сти ТЭС дифференцированы на две группы: ТЭС «определившегося» состава, мощность ко торых фиксирована (табл. 4.3.2) при всех альтернативных вариантах, и ТЭС дополнительно го состава, которые и по своей величине, и по структуре заметно различаются в альтернатив ных вариантах.

Таблица 4.3.5 – Изменение ("+" увеличение;

"-" снижение мощности) действующей мощности при традиционном варианте, ГВт 2011 год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 гг.

ЕЭС России – всего, в т.ч.: -1,06 -0,51 -0,19 -0,55 -0,82 -0,92 -0,80 -2,33 -1,30 -1,60 10, ГЭС и ГАЭС 0,03 0,08 0,11 0,07 0,13 0,08 0,13 0,02 0,02 0,02 0, АЭС -0,42 -0,42 -1,44 -0,44 -1,00 -3, ТЭС -1,09 -0,59 -0,30 -0,62 -0,95 -0,59 -0,52 -0,91 -0,88 -0,63 -7, ЕЕЭС – всего, в т.ч.: -1,08 -0,58 -0,19 -0,21 -0,51 -0,84 -0,62 -2,20 -1,21 -1,58 -9, ГЭС и ГАЭС 0,03 0,08 0,11 0,07 0,11 0,07 0,12 0,02 0,02 0,02 0, АЭС -0,42 -0,42 -1,44 -0,44 -1,00 -3, ТЭС -1,11 -0,66 -0,29 -0,27 -0,62 -0,49 -0,33 -0,78 -0,80 -0,60 -5, Восточные ОЭС – всего, в т. ч.: 0,02 0,06 -0,01 -0,34 -0,31 -0,08 -0,18 -0,13 -0,09 -0,03 -1, ГЭС и ГАЭС 0,00 0,02 0,01 0,01 0, АЭС ТЭС 0,02 0,07 -0,01 -0,34 -0,33 -0,10 -0,19 -0,13 -0,09 -0,02 -1, Таблица 4.3.6 – Динамика установленной мощности действующих и новых электро станций при традиционном варианте, ГВт год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 ЕЭС России – всего, в т.ч.: 220,7 227,3 233,9 240,2 248,2 252,2 255,5 261,0 266,5 269, 1) Действующая мощность – всего, в т.ч.: 213,8 213,3 213,1 212,6 211,7 210,8 210,0 207,7 206,4 204, ГЭС 44,6 44,6 44,8 44,8 44,9 45,0 45,2 45,2 45,2 45, АЭС 24,3 24,3 24,3 24,3 24,3 23,8 23,4 22,0 21,6 20, ТЭС 145,0 144,4 144,1 143,5 142,5 141,9 141,4 140,5 139,6 139, 2) Новая мощность – всего, в т.ч.: 6,9 14,0 20,8 27,6 36,5 41,4 45,5 53,3 60,1 64, ГЭС 2,4 4,2 4,6 5,0 5,0 5,0 5,5 6,0 6, АЭС 1,0 1,0 2,2 3,4 5,3 7,6 8,8 9,9 9, ТЭС, из них 6,9 10,6 15,6 20,9 28,1 31,1 32,8 38,9 44,2 47, определившийся состав 5,3 8,3 10,7 15,7 21,5 22,5 22,7 22,7 22,7 22, дополнительный состав 1,6 2,2 4,8 5,2 6,6 8,6 10,1 16,2 21,5 25, ЕЕЭС – всего, в т.ч.: 164,5 168,5 173,2 178,8 184,8 187,7 190,0 191,1 193,5 192, 1) Действующая мощность – всего, в т.ч.: 157,6157,1 156,9 156,7 156,2 155,3 154,7 152,5 151,3 149, ГЭС 19,0 19,0 19,1 19,2 19,3 19,4 19,5 19,5 19,5 19, АЭС 24,3 24,3 24,3 24,3 24,3 23,8 23,4 22,0 21,6 20, ТЭС 114,4113,8 113,5 113,2 112,6 112,1 111,8 111,0 110,2 109, 2) Новая мощность – всего, в т.ч.: 6,9 11,4 16,3 22,1 28,6 32,4 35,3 38,6 42,2 43, ГЭС 0,4 1,2 1,4 1,7 1,7 1,7 2,2 2,7 3, АЭС 1,0 1,0 2,2 3,4 5,3 7,6 8,8 9,9 9, ТЭС, из них: 6,9 10,0 14,1 18,5 23,6 25,4 25,9 27,6 29,6 30, определившийся состав 5,3 7,8 10,2 14,4 18,9 19,9 20,1 20,1 20,1 20, дополнительный состав 1,6 2,1 3,9 4,1 4,7 5,5 5,8 7,5 9,5 10, Восточные ОЭС – всего, в т.ч.: 56,2 58,8 60,7 61,4 63,4 64,5 65,5 69,8 73,0 76, 1) Действующая мощность – всего, в т.ч.: 56,2 56,2 56,2 55,9 55,6 55,5 55,3 55,2 55,1 55, ГЭС 25,6 25,6 25,6 25,6 25,6 25,6 25,7 25,7 25,7 25, АЭС ТЭС 30,6 30,6 30,6 30,3 29,9 29,8 29,7 29,5 29,4 29, 2) Новая мощность – всего, в т.ч.: 0,0 2,6 4,5 5,5 7,8 9,0 10,2 14,7 17,9 21, ГЭС 2,0 3,0 3,2 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3, АЭС ТЭС, из них: 0,0 0,6 1,5 2,4 4,5 5,7 6,9 11,3 14,6 17, определившийся состав 0,5 0,5 1,3 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2, дополнительный состав 0,0 0,1 1,0 1,1 1,9 3,1 4,3 8,7 12,0 15, Как сказано выше, при формировании как традиционного, так и инновационного ва риантов наряду с мощностью ТЭС определившегося состава в работе фиксируется и часть мощности ТЭС дополнительного состава, ввод которой до 2013 г. (включительно) преду смотрен Схемой ЕЭС до 2017 г. и в настоящее время уже реализуется рядом энергокомпа ний. Оставшаяся часть вводов новой мощности на ТЭС дополнительного состава в период с 2014 по 2020 гг. в традиционном варианте реализуется только с использованием старых тех нологий (например, для газомазутных ТЭС – только в паротурбинном исполнении). В соот ветствии с этими допущениями в таблице 4.3.7 показан необходимый рост установленной мощности ТЭС дополнительного состава для традиционного варианта.

Таблица 4.3.7 – Установленная мощность новых ТЭС дополнительного состава для традиционного варианта, ГВт год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 ЕЭС России – всего, в т.ч.: 1,65 2,22 4,83 5,17 6,57 8,59 10,08 16,20 21,49 25, ТЭЦ – всего, в т.ч.: 1,37 1,81 4,36 4,70 5,45 6,26 6,75 7,83 9,02 9, год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 - паротурбинные на газома зутном топливе – всего, в т.ч.: 0,09 0,09 0,17 0,40 0,95 1,76 2,25 3,18 4,24 4, новые 0,08 0,08 0,09 0,22 0,70 1,42 1,91 2,77 3,81 4, замена 0,01 0,01 0,07 0,17 0,24 0,34 0,34 0,40 0,43 0, - парогазовые новые 0,85 1,19 3,20 3,20 3,20 3,20 3,20 3,20 3,20 3, - газотурбинные новые 0,42 0,46 0,81 0,81 0,81 0,81 0,81 0,81 0,81 0, - паротурбинные на твердом топливе – всего, в т.ч.: 0,06 0,18 0,29 0,49 0,49 0,49 0,63 0,77 0, новые 0,06 0,18 0,29 0,49 0,49 0,49 0,60 0,71 0, замена 0,03 0,06 0, КЭС – всего, в т.ч.: 0,28 0,42 0,47 0,47 1,13 2,33 3,33 8,37 12,47 15, - паротурбинные на газома зутном топливе – всего, в т.ч.: 0,05 0,05 0,56 0,56 0,96 1,89 2,89 3, новые 0,05 0,05 0,56 0,56 0,96 1,68 2,68 2, замена 0,21 0,21 0, - газотурбинные новые 0,28 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0, - паротурбинные на твердом топливе новые 0,15 1,35 1,95 6,07 9,16 12, ЕЕЭС - всего, в т.ч.: 1,64 2,13 3,87 4,10 4,66 5,48 5,79 7,48 9,50 10, ТЭЦ – всего, в т.ч.: 1,37 1,73 3,42 3,65 4,10 4,91 5,23 5,98 6,80 7, - паротурбинные на газома зутном топливе – всего, в т.ч.: 0,09 0,09 0,16 0,38 0,83 1,65 1,97 2,72 3,54 3, новые 0,08 0,08 0,09 0,22 0,60 1,32 1,64 2,33 3,12 3, замена 0,01 0,01 0,06 0,16 0,23 0,33 0,33 0,39 0,42 0, - парогазовые новые 0,85 1,19 2,80 2,80 2,80 2,80 2,80 2,80 2,80 2, - газотурбинные новые 0,42 0,44 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0, КЭС – всего, в т.ч.: 0,27 0,41 0,46 0,46 0,57 0,57 0,57 1,49 2,69 2, - паротурбинные на газома зутном топливе – всего, в т.ч.: 0,05 0,05 0,16 0,16 0,16 1,09 1,69 1, новые 0,05 0,05 0,16 0,16 0,16 0,88 1,48 1, замена 0,21 0,21 0, - газотурбинные новые 0,27 0,41 0,41 0,41 0,41 0,41 0,41 0,41 0,41 0, - паротурбинные на твердом топливе новые 0,60 0, Восточные ОЭС - всего, в 0,01 0,09 0,95 1,06 1,91 3,11 4,28 8,72 11,99 15, т.ч.:

ТЭЦ – всего, в т.ч.: 0,08 0,94 1,05 1,35 1,35 1,52 1,84 2,22 2, - паротурбинные на газома зутном топливе – всего, в т.ч.: 0,01 0,01 0,11 0,11 0,28 0,46 0,70 0, новые 0,10 0,10 0,27 0,45 0,69 0, замена 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0, - парогазовые новые 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0, - газотурбинные новые 0,02 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0, - паротурбинные на твердом топливе 0,06 0,18 0,29 0,49 0,49 0,49 0,63 0,77 0, новые 0,06 0,18 0,29 0,49 0,49 0,49 0,60 0,71 0, замена 0,03 0,06 0, КЭС – всего, в т.ч.: 0,01 0,01 0,01 0,01 0,56 1,76 2,76 6,88 9,77 12, - паротурбинные на газома- 0,40 0,40 0,80 0,80 1,20 1, год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 зутном топливе новые - газотурбинные новые 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0, - паротурбинные на твердом топливе новые 0,15 1,35 1,95 6,07 8,56 11, В отличие от традиционного, инновационный вариант, во-первых, сформирован для предлагаемого Программой модернизации электроэнергетики более интенсивного использо вания прогрессивных технологий по сравнению с Генсхемой. Углубление модернизации ге нерирующих мощностей достигается при этом увеличением демонтажа устаревшего обору дования действующих ТЭС (табл. 4.3.8, а более детально – в Приложении № 46) в период 2016 – 2020 гг. с его компенсацией вводами новых мощностей ТЭС на базе парогазовых и газотурбинных (вместо паротурбинных) технологий при замене устаревшего оборудования действующих газомазутных ТЭС.

Таблица 4.3.8 – Прогнозируемые объемы дополнительного*) демонтажа оборудования действующих ТЭС при инновационном варианте развития электроэнергетики, ГВт 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г. Всего ЕЭС России – всего, в т.ч.: 0,96 2,13 1,98 1,78 2,98 9, ТЭЦ паротурбинные на газомазутном топливе 0,06 0,54 0,88 0,62 0,62 2, ТЭЦ паротурбинные на угле 0,04 0,05 0,11 0,12 0, КЭС паротурбинные на газомазутном топливе 0,90 1,55 1,05 1,05 2,24 6, ЕЕЭС – всего, в т.ч.: 0,96 2,13 1,98 1,78 2,87 9, ТЭЦ паротурбинные на газомазутном топливе 0,06 0,54 0,88 0,62 0,51 2, ТЭЦ паротурбинные на угле 0,04 0,05 0,11 0,12 0, КЭС паротурбинные на газомазутном топливе 0,90 1,55 1,05 1,05 2,24 6, Восточные ОЭС – всего, в т.ч.: 0,11 0, ТЭЦ паротурбинные на газомазутном топливе 0,11 0, Примечание – *) относительно скорректированной Генсхемы При этом по ТЭЦ принято допущение, что дополнительно демонтируемые в иннова ционном варианте теплофикационные мощности заменяются новым, более прогрессивным оборудованием на тех же площадках. Однако, определение окончательного состава демонти руемых агрегатов на конкретных ТЭЦ и вариантов их замещения требует дополнительной проработки с уточнением перспективных тепловых нагрузок в рамках разработки Схем теп лоснабжения реальных городов, которые должны быть выполнены в ближайшие годы. На данном же этапе работы при отсутствии разработанных схем теплоснабжения по большинст ву городов страны использование такого подхода является допустимым.

В таблице 4.3.9 показано соответствующее увеличенному объему демонтажа ТЭС из менение мощности действующих электростанций при инновационном варианте.

Таблица 4.3.9 – Изменение ("+" увеличение;

"-" снижение) действующей мощности при ин новационном варианте, ГВт 2011 год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 гг.

ЕЭС России – всего, в т.ч.: -1,06 -0,51 -0,19 -0,76 -1,58 -2,39 -3,54 -5,34 -3,93 -5,96 -25, ГЭС и ГАЭС 0,03 0,08 0,11 0,07 0,13 0,08 0,13 0,02 0,02 0,02 0, АЭС -0,42 -0,42 -1,44 -0,44 -1,00 -3, ТЭС -1,09 -0,59 -0,30 -0,82 -1,71 -2,05 -3,25 -3,92 -3,52 -4,98 -22, ЕЕЭС – всего, в т.ч.: -1,08 -0,58 -0,19 -0,40 -1,21 -2,30 -3,36 -5,20 -3,74 -5,61 -23, ГЭС и ГАЭС 0,03 0,08 0,11 0,07 0,11 0,07 0,12 0,02 0,02 0,02 0, АЭС -0,42 -0,42 -1,44 -0,44 -1,00 -3, ТЭС -1,11 -0,66 -0,29 -0,47 -1,32 -1,96 -3,06 -3,78 -3,32 -4,63 -20, Восточные ОЭС – всего, 0,02 0,06 -0,01 -0,35 -0,37 -0,08 -0,18 -0,13 -0,19 -0,34 -1, в т.ч.:

2011 год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 гг.

ГЭС и ГАЭС 0,00 0,02 0,01 0,01 0, АЭС ТЭС 0,02 0,07 -0,01 -0,35 -0,39 -0,10 -0,19 -0,13 -0,19 -0,34 -1, Во-вторых, инновационный вариант предполагает дополнительную модернизацию электросетевого комплекса по сравнению с максимальным сценарием Генсхемы, сокращаю щую потери электроэнергии и, соответственно, потребность в установленной мощности электростанций и в производстве электроэнергии. В таблице 4.3.10 показано снижение этих количественных параметров развития Европейской секции ЕЭС России, основанное на раз работанной Холдингом МРСК Концепции реновации распределительных электрических се тей в период до 2020 г.

Таблица 4.3.10 – Корректировка динамики производства электроэнергии и потребно сти в установленной мощности электростанций при инновационном варианте в Европейской части ЕЭС России год 2018 2019 Относительное снижение потерь электроэнергии, % 0,5 1,0 1, Абсолютное снижение потерь электроэнергии, млрд кВт·ч 4,4 9,1 14, Скорректированный объем производства электроэнергии, млрд кВт·ч 911,2 935,4 955, Абсолютное снижение необходимой установленной мощности электро 0,9 1,6 2, станций, ГВт Скорректированная потребность в установленной мощности электро 245,8 252,9 259, станций, ГВт Сформированная при принятых допущениях (увеличенном объеме демонтажа дейст вующих ТЭС и сниженной потребности в установленной мощности электростанций) дина мика действующих и новых мощностей электростанций ЕЭС России, ЕЕЭС и восточных ОЭС показана в таблице 4.3.11.

Таблица 4.3.11 – Динамика установленной мощности действующих и новых электростанций при инновационном варианте, ГВт год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 ЕЭС России – всего, в т.ч.: 220,7 227,3 233,9 240,2 249,9 252,3 255,5 260,7 264,7 266, 1) Действующая мощность – всего, в т.ч.: 213,8 213,3 213,1 212,3 210,8 208,4 204,8 199,5 195,6 189, ГЭС 44,6 44,6 44,8 44,8 44,9 45,0 45,2 45,2 45,2 45, АЭС 24,3 24,3 24,3 24,3 24,3 23,8 23,4 22,0 21,6 20, ТЭС 145,0 144,4 144,1 143,3 141,6 139,5 136,3 132,3 128,8 123, 2) Новая мощность – всего, в т.ч.: 6,9 14,0 20,8 27,8 39,1 43,9 50,7 61,2 69,1 76, ГЭС 2,4 4,2 4,6 5,0 5,0 5,0 5,5 6,0 6, АЭС 1,0 1,0 2,2 5,3 6,5 8,8 9,9 9,9 9, ТЭС, из них 6,9 10,6 15,6 21,1 28,8 32,5 36,8 45,8 53,2 60, определившийся состав 5,3 8,3 10,7 15,7 21,5 22,5 22,7 22,7 22,7 22, дополнительный состав 1,6 2,2 4,8 5,4 7,3 9,9 14,1 23,1 30,5 37, ЕЕЭС – всего, в т.ч.: 164,5 168,5 173,2 178,8 186,5 187,8 190,1 191,0 191,8 190, 1) Действующая мощность – всего, в т.ч.: 157,6 157,1 156,9 156,5 155,3 153,0 149,6 144,4 140,7 135, ГЭС 19,0 19,0 19,1 19,2 19,3 19,4 19,5 19,5 19,5 19, АЭС 24,3 24,3 24,3 24,3 24,3 23,8 23,4 22,0 21,6 20, ТЭС 114,4 113,8 113,5 113,0 111,7 109,7 106,7 102,9 99,6 94, 2) Новая мощность – всего, в т.ч.: 6,9 11,4 16,3 22,3 31,3 34,9 40,5 46,6 51,1 55, ГЭС 0,4 1,2 1,4 1,7 1,7 1,7 2,2 2,7 3, год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 АЭС 1,0 1,0 2,2 5,3 6,5 8,8 9,9 9,9 9, ТЭС, из них: 6,9 10,0 14,1 18,7 24,3 26,7 29,9 34,5 38,5 42, определившийся состав 5,3 7,8 10,2 14,4 18,9 19,9 20,1 20,1 20,1 20, дополнительный состав 1,6 2,1 3,9 4,3 5,4 6,8 9,8 14,4 18,4 22, Восточные ОЭС – всего, в 56,2 58,8 60,7 61,4 63,4 64,5 65,5 69,7 72,9 76, т.ч.:

1) Действующая мощность – всего, в т.ч.: 56,2 56,2 56,2 55,9 55,5 55,4 55,2 55,1 54,9 54, ГЭС 25,6 25,6 25,6 25,6 25,6 25,6 25,7 25,7 25,7 25, АЭС ТЭС 30,6 30,6 30,6 30,3 29,9 29,8 29,6 29,4 29,3 28, 2) Новая мощность – всего, в т.ч.: 0,0 2,6 4,5 5,5 7,8 9,0 10,2 14,6 18,0 21, ГЭС 2,0 3,0 3,2 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3, АЭС ТЭС, из них: 0,0 0,6 1,5 2,4 4,5 5,7 6,9 11,3 14,7 18, определившийся состав 0,5 0,5 1,3 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2, дополнительный состав 0,0 0,1 1,0 1,1 1,9 3,1 4,3 8,7 12,1 15, В таблице 4.3.12 приведена скорректированная динамика установленной мощности ТЭС дополнительного состава для инновационного варианта;

а в Приложении № 2 представ лены постанционно скорректированные вводы мощности этих электростанций.

Таблица 4.3.12 – Установленная мощность новых ТЭС дополнительного состава для инновационного варианта, ГВт год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 ЕЭС России - всего, в т.ч.: 1,65 2,22 4,83 5,40 7,30 9,94 14,10 23,08 30,48 37, 1,37 1,81 4,36 4,88 6,13 7,27 8,93 12,17 15,39 16, ТЭЦ – всего, в т.ч.:

- паротурбинные на газомазутном топливе – всего, в т.ч.: 0,09 0,09 0,17 0,29 0,43 0,55 0,55 0,55 0,55 0, новые 0,08 0,08 0,09 0,12 0,19 0,21 0,21 0,21 0,21 0, замена 0,01 0,01 0,07 0,17 0,24 0,34 0,34 0,34 0,34 0, - парогазовые 0,85 1,19 3,20 3,42 4,19 5,01 6,08 8,43 10,77 11, новые 0,85 1,19 3,20 3,42 4,19 4,92 5,66 6,93 8,94 9, замена 0,09 0,42 1,50 1,83 2, - газотурбинные 0,42 0,46 0,81 0,88 1,02 1,22 1,81 2,56 3,24 3, новые 0,42 0,46 0,81 0,88 1,02 1,22 1,81 2,19 2,72 2, замена 0,38 0,51 0, - паротурбинные на твердом топливе – всего, в т.ч.: 0,06 0,18 0,29 0,49 0,49 0,49 0,63 0,83 0, новые 0,06 0,18 0,29 0,49 0,49 0,49 0,60 0,71 0, замена 0,03 0,12 0, 0,28 0,42 0,47 0,51 1,17 2,67 5,17 10,91 15,10 21, КЭС – всего, в т.ч.:

- паротурбинные на газомазутном топливе новые 0,05 0,05 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0, - парогазовые 0,40 0,70 2,60 4,02 5,81 8, новые 0,40 0,70 1,40 1,40 2,22 2, замена 1,20 2,62 3,59 5, - газотурбинные 0,28 0,42 0,42 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0, новые 0,28 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0, замена 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0, год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 - паротурбинные на твердом топливе но вые 0,15 1,35 1,95 6,27 8,67 12, ЕЕЭС - всего, в т.ч.: 1,64 2,13 3,87 4,33 5,39 6,83 9,82 14,39 18,41 22, 1,37 1,73 3,42 3,83 4,78 5,92 7,41 10,23 12,87 14, ТЭЦ – всего, в т.ч.:

- паротурбинные на газомазутном топливе – всего, в т.ч.: 0,09 0,09 0,16 0,28 0,42 0,54 0,54 0,54 0,54 0, новые 0,08 0,08 0,09 0,12 0,19 0,21 0,21 0,21 0,21 0, замена 0,01 0,01 0,06 0,16 0,23 0,33 0,33 0,33 0,33 0, - парогазовые 0,85 1,19 2,80 3,02 3,79 4,61 5,68 7,80 9,70 10, новые 0,85 1,19 2,80 3,02 3,79 4,52 5,26 6,30 7,87 8, замена 0,09 0,42 1,50 1,83 2, - газотурбинные 0,42 0,44 0,46 0,53 0,56 0,77 1,19 1,89 2,56 2, новые 0,42 0,44 0,46 0,53 0,56 0,77 1,19 1,51 2,05 2, замена 0,38 0,51 0, - паротурбинные на твердом топливе за мена 0,07 0, 0,27 0,41 0,46 0,50 0,61 0,91 2,41 4,16 5,55 8, КЭС – всего, в т.ч.:

- паротурбинные на газомазутном топливе новые 0,05 0,05 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0, - парогазовые 0,30 1,80 3,22 4,61 6, новые 0,30 0,60 0,60 1,02 1, замена 1,20 2,62 3,59 5, - газотурбинные 0,27 0,41 0,41 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0, новые 0,27 0,41 0,41 0,41 0,41 0,41 0,41 0,41 0,41 0, замена 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0, - паротурбинные на твердом топливе но вые 0,33 0,33 0, Восточные ОЭС – все го, в т.ч.: 0,01 0,09 0,95 1,06 1,91 3,11 4,28 8,69 12,07 15, 0,08 0,94 1,05 1,35 1,35 1,52 1,95 2,52 2, ТЭЦ – всего, в т.ч.:


- паротурбинные на газомазутном топливе замена 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0, - парогазовые новые 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,63 1,07 1, - газотурбинные но вые 0,02 0,35 0,35 0,45 0,45 0,62 0,67 0,67 0, - паротурбинные на твердом топливе 0,06 0,18 0,29 0,49 0,49 0,49 0,63 0,77 0, новые 0,06 0,18 0,29 0,49 0,49 0,49 0,60 0,71 0, замена 0,03 0,06 0, 0,01 0,01 0,01 0,01 0,56 1,76 2,76 6,75 9,55 12, КЭС – всего, в т.ч.:

- парогазовые 0,40 0,40 0,80 0,80 1,20 1, новые 0,40 0,40 0,80 0,80 1,20 1, замена 0, - газотурбинные но вые 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0, - паротурбинные на твердом топливе но вые 0,15 1,35 1,95 5,94 8,34 11, Соответствующая традиционному и инновационному вариантам динамика установ ленной мощности электростанций ЕЭС России, ЕЕЭС и восточных ОЭС приведена в таблице 4.3.13 с их дифференциацией по типам электростанций, а для ТЭС дополнительно – по типам (КЭС и ТЭЦ), видам используемого топлива (газомазутное и твердое), технологиям (паро турбинные, парогазовые и др.) и составу (новые или замена). Наряду с этим с таблицах 4.3. – 4.3.17 иллюстрируются и другие количественные параметры развития электроэнергетики при альтернативных вариантах: вводы мощности ТЭС дополнительного состава (табл. 4.3.14) и вводы мощности всех типов электростанций (табл. 4.3.15), объемы производства электро энергии на электростанциях разного типа (табл. 4.3.16) и расход топлива на производство электроэнергии (табл. 4.3.17). Наиболее принципиальные различия традиционного и иннова ционного вариантов характерны для электростанций ЕЕЭС, где Программой модернизации предлагается проведение основных мероприятий в период до 2020 г. В восточных ОЭС от личия вариантов незначительны и проявляются они преимущественно в конце рассматри ваемого периода, когда и в этих районах предполагается проведение политики замещения паротурбинных мощностей ТЭЦ и КЭС прогрессивными парогазовыми и газотурбинными установками.

Анализ альтернативных вариантов показывает:

1. Приведенные в таблице 4.3.15 вводы генерирующих мощностей всех типов элек тростанций при альтернативных вариантах дополнительно дифференцированы на новые вводы (включая расширение) действующих электростанций и вводы мощности на замену ус таревшего демонтируемого оборудования действующих ТЭС. Их сопоставление показывает, что суммарный ввод генерирующих мощностей за рассматриваемый период в инновацион ном варианте превышает вводы традиционного варианта на 12,1 ГВт в ЕЕЭС и 0,5 ГВт в вос точных ОЭС, и эта разница целиком относится на ТЭС.

2. Количественные различия структуры установленной мощности электростанций всех типов Европейской секции ЕЭС России для двух альтернативных вариантов иллюстри руются таблицей 4.3.13 и рисунком 4.3.1, из которых видно, что по доле нетопливных элек тростанций (ГЭС-ГАЭС и АЭС) оба варианта характеризуется ростом доли этих электро станций по мощности по сравнению с 2009 г. (27 %). Однако в традиционном варианте доля этих мощностей в 2020 г. составит 27,4 %, а в инновационном 28,8 %. Заметны отличия и по ТЭС, доля мощности которых при инновационном варианте снижается от 73 % в 2009 г. до 71,2 % в 2020 г., а при традиционном – от 73 до 72,6 %. При этом снижение доли ТЭС в ин новационном варианте, во-первых, осуществляется преимущественно за счет сокращения доли мощности КЭС (от 34,4 % в 2009 г. до 32,4 % в 2020 г.);

во-вторых, резко сокращается доля устаревшей паротурбинной мощности газомазутных ТЭЦ и КЭС (от 50,6 % в 2009 г. до 32,1 % в 2020 г.) при резком росте доли прогрессивной парогазовой и газотурбинной мощно сти ТЭЦ и КЭС (от 3,8 % в 2009 г. до 24,7 % в 2020 г.);

в-третьих, сокращается доля уголь ных ТЭЦ и КЭС (от 18,6 % в 2009 г. до 13,7 % в 2020 г.);

в-четвертых, заметно увеличивается доля газовых ТЭЦ (от 29,1 % в 2009 г. до 32,7 % в 2020 г.).

Традиционный вариант Инновационный вариант 100% 100% 100% 100% Паротурбинные ТЭС уг.

Паротурбинные ТЭС уг.

90% 90% 90% 90% 80% 80% 80% 80% ПГУ и ГТУ ПГУ и ГТУ 70% 70% 70% 70% 60% 60% 60% 60% Паротурбинные ТЭС гм.

50% 50% 50% 50% Паротурбинные ТЭС гм.

40% 40% 40% 40% 30% 30% 30% 30% 20% 20% 20% 20% АЭС АЭС 10% 10% 10% 10% ГЭС-ГАЭС ГЭС-ГАЭС 0% 0% 0% 0% 2009 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г. 2009 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.

Рисунок 4.3.1 – Структура генерирующих мощностей ЕЕЭС при альтернативных вариантах.

Таблица 4.3.13 – Динамика установленной мощности электростанций ЕЭС России, ЕЕЭС и восточных ОЭС, ГВт Традиционный вариант Инновационный вариант 2011 2012 год отчет 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2014 2015 2016 2017 2018 2019 ЕЭС России – всего, в т.ч.: 214,9 220,7 227,3 233,9 240,2 248,2 252,2 255,5 261,0 266,5 269,0 240,2 249,9 252,3 255,5 260,7 264,7 266, ГЭС и ГАЭС 44,5 44,6 47,1 49,0 49,4 49,9 50,0 50,2 50,7 51,2 51,7 49,4 49,9 50,0 50,2 50,7 51,2 51, АЭС 24,3 24,3 25,3 25,3 26,4 27,6 29,2 31,1 30,8 31,4 30,4 26,4 29,6 30,3 32,2 31,9 31,4 30, ТЭС – всего, в т.ч.: 146,1 151,9 155,0 159,7 164,3 170,6 173,1 174,2 179,4 183,8 186,9 164,3 170,4 172,0 173,1 178,1 182,0 184, ТЭЦ – всего, в т.ч.: 81,3 84,8 86,3 89,3 92,6 94,0 94,5 94,8 95,3 96,1 96,2 92,6 93,8 94,5 95,0 96,4 97,8 97, - паротурбинные на га зомазутном топливе 42,2 41,6 41,2 41,2 41,4 41,9 42,5 42,9 43,4 44,3 44,3 41,3 41,1 41,0 40,4 38,8 37,5 36, - парогазовые 5,1 8,9 10,6 12,9 15,7 16,7 16,7 16,9 16,9 16,9 16,9 15,9 17,7 18,5 19,7 22,1 24,4 25, - газотурбинные 0,4 0,8 0,9 1,7 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,1 2,2 2,4 3,0 3,7 4,4 4, - паротурбинные на твердом топливе 33,6 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,3 33,1 33,0 33,0 33,0 33,4 32,9 32,6 31,9 31,8 31,5 31, КЭС – всего, в т.ч.: 64,8 67,1 68,7 70,4 71,7 76,6 78,6 79,4 84,1 87,8 90,8 71,8 76,6 77,5 78,1 81,8 84,2 87, - паротурбинные на га зомазутном топливе 37,2 36,7 36,7 36,7 36,7 37,2 37,2 37,6 38,4 39,1 39,2 36,7 36,8 35,9 34,2 32,4 30,9 28, - парогазовые 1,0 3,7 4,9 6,1 7,0 9,0 9,9 9,9 9,9 9,7 9,7 7,0 9,4 10,6 12,5 13,9 15,5 17, - газотурбинные 2,0 2,3 2,4 2,7 2,9 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,0 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3, - паротурбинные на твердом топливе 24,6 24,4 24,7 24,8 25,1 27,0 28,1 28,6 32,6 35,6 38,6 25,1 27,0 27,6 28,1 32,1 34,4 38, ЕЕЭС – всего, в т.ч.: 158,7 164,5 168,5 173,2 178,8 184,8 187,7 190,0 191,1 193,5 192,9 178,8 186,5 187,8 190,1 191,0 191,8 190, ГЭС и ГАЭС 18,9 19,0 19,5 20,3 20,6 21,0 21,0 21,2 21,7 22,3 22,7 20,6 21,0 21,0 21,2 21,7 22,3 22, АЭС 24,3 24,3 25,3 25,3 26,4 27,6 29,2 31,1 30,8 31,4 30,4 26,4 29,6 30,3 32,2 31,9 31,4 30, ТЭС – всего, в т.ч.: 115,5 121,3 123,7 127,6 131,7 136,2 137,5 137,7 138,6 139,8 139,8 131,7 136,0 136,5 136,6 137,4 138,1 137, ТЭЦ – всего, в т.ч.: 61,2 64,7 65,8 67,9 70,8 71,9 72,4 72,7 73,0 73,5 73,5 70,8 71,7 72,4 73,0 74,0 75,1 74, - паротурбинные на га зомазутном топливе 41,2 40,6 40,2 40,1 40,4 40,6 41,3 41,5 41,9 42,4 42,5 40,2 40,0 39,9 39,2 37,6 36,4 35, - парогазовые 5,0 8,8 10,4 12,3 15,0 16,0 16,0 16,2 16,2 16,2 16,2 15,3 17,0 17,9 19,1 21,2 23,1 24, - газотурбинные 0,4 0,8 0,9 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,4 1,4 1,6 2,1 2,8 3,4 3, - паротурбинные на твердом топливе 14,7 14,6 14,3 14,2 14,0 13,8 13,7 13,7 13,6 13,5 13,4 13,9 13,2 13,0 12,5 12,4 12,2 11, КЭС – всего, в т.ч.: 54,3 56,6 57,9 59,7 60,9 64,3 65,1 64,9 65,6 66,3 66,3 61,0 64,3 64,1 63,6 63,3 63,0 62, Традиционный вариант Инновационный вариант 2011 2012 год отчет 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2014 2015 2016 2017 2018 2019 - паротурбинные на га зомазутном топливе 37,2 36,7 36,7 36,7 36,7 36,8 36,8 36,8 37,6 37,9 37,9 36,7 36,8 35,9 34,2 32,4 30,9 28, - парогазовые 1,0 3,7 4,9 6,1 7,0 9,0 9,9 9,9 9,9 9,7 9,7 7,0 9,0 10,2 11,7 13,1 14,3 16, - газотурбинные 2,0 2,2 2,4 2,7 2,9 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 2,9 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3, - паротурбинные на твердом топливе 14,2 13,9 14,0 14,1 14,4 15,2 15,1 14,9 14,8 15,4 15,4 14,4 15,2 14,6 14,5 14,6 14,5 14, Восточные ОЭС – всего, в 56,1 56,2 58,8 60,7 61,4 63,4 64,5 65,5 69,8 73,0 76,1 61,4 63,4 64,5 65,5 69,7 72,9 76, т.ч.:

ГЭС 27,6 28,6 28,8 29,0 29,0 29,0 29,0 29,0 29,0 28,8 29,0 29,0 29,0 29,0 29,0 29, 25,6 25, АЭС 30,5 30,6 31,2 32,1 32,6 34,5 35,6 36,6 40,9 44,0 47,1 32,6 34,4 35,5 36,5 40,8 43,9 47, ТЭС – всего, в т.ч.:

20,1 20,1 20,5 21,3 21,8 22,2 22,1 22,1 22,3 22,6 22,7 21,8 22,2 22,1 22,0 22,3 22,7 22, ТЭЦ – всего, в т.ч.:

- паротурбинные на га зомазутном топливе 1,0 1,1 1,1 1,0 1,0 1,3 1,2 1,4 1,6 1,8 1,8 1,0 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1 1, - парогазовые 0,1 0,1 0,2 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,9 1,3 1, - газотурбинные 0,0 0,0 0,0 0,4 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,9 1,0 1,0 1, - паротурбинные на твердом топливе 18,9 18,9 19,2 19,3 19,5 19,7 19,6 19,4 19,4 19,5 19,6 19,5 19,6 19,5 19,4 19,4 19,3 19, 10,5 10,5 10,7 10,7 10,8 12,3 13,5 14,5 18,6 21,5 24,5 10,8 12,2 13,4 14,4 18,4 21,2 24, КЭС – всего, в т.ч.:

- паротурбинные на га зомазутном топливе 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4 0,4 0,8 0,8 1,2 1,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0, - газотурбинные 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4 0,4 0,8 0,8 1,2 1, - парогазовые 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0, - паротурбинные на твердом топливе 10,4 10,4 10,7 10,7 10,8 11,8 13,0 13,6 17,7 20,2 23,2 10,8 11,8 13,0 13,6 17,6 20,0 23, Таблица 4.3.14 – Вводы мощности ТЭС дополнительного состава ЕЭС России, ЕЕЭС и восточных ОЭС, ГВт Традиционный вариант Инновационный вариант 2011- 2011 2011 2012 год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 гг. гг.


ЕЭС России – всего, в 1,65 0,58 2,60 0,34 1,41 2,01 1,49 6,12 5,29 3,71 25,20 0,57 1,90 2,64 4,16 8,98 7,40 7,32 37, т.ч.:

ТЭЦ – всего, в т.ч.: 1,37 0,44 2,55 0,34 0,75 0,81 0,49 1,08 1,20 0,50 9,52 0,52 1,24 1,14 1,66 3,25 3,22 1,35 16, - паротурбинные гм 0,09 0,07 0,23 0,55 0,81 0,49 0,93 1,06 0,38 4,62 0,13 0,14 0,12 0, - парогаз. и газотурб. 1,27 0,38 2,36 4,01 0,29 0,91 1,02 1,66 3,10 3,02 1,21 15, - паротурбинные уг 0,06 0,12 0,11 0,20 0,15 0,14 0,12 0,89 0,11 0,20 0,15 0,20 0,15 0, КЭС – всего, в т.ч.: 0,28 0,14 0,05 0,66 1,20 1,00 5,05 4,09 3,21 15,68 0,05 0,66 1,50 2,50 5,74 4,19 5,97 21, - паротурбинные гм 0,05 0,51 0,40 0,93 1,00 0,21 3,10 0,11 0, - парогаз. и газотурб. 0,28 0,14 0,42 0,05 0,40 0,30 1,90 1,42 1,79 2,31 8, - паротурбинные уг 0,15 1,20 0,60 4,12 3,09 3,00 12,16 0,15 1,20 0,60 4,32 2,40 3,66 12, 1,64 0,50 1,74 0,23 0,56 0,81 0,32 1,68 2,02 0,59 10,09 0,46 1,05 1,44 2,99 4,57 4,03 3,76 22, ЕЕЭС – всего, в т.ч.:

ТЭЦ – всего, в т.ч.: 1,37 0,36 1,69 0,23 0,45 0,81 0,32 0,75 0,82 0,38 7,18 0,41 0,94 1,14 1,49 2,82 2,64 1,21 14, - паротурбинные гм 0,09 0,06 0,23 0,45 0,81 0,32 0,75 0,82 0,38 3,92 0,13 0,14 0,12 0, - парогаз. и газотурб. 1,27 0,36 1,63 3,26 0,29 0,81 1,02 1,49 2,82 2,58 1,21 13, - паротурбинные уг 0,07 0, КЭС – всего, в т.ч.: 0,27 0,14 0,05 0,11 0,93 1,20 0,21 2,90 0,05 0,11 0,30 1,50 1,75 1,39 2,55 8, - паротурбинные гм 0,05 0,11 0,93 0,60 0,21 1,90 0,11 0, - парогаз. и газотурб. 0,27 0,14 0,41 0,05 0,30 1,50 1,42 1,39 2,22 7, - паротурбинные уг 0,60 0,60 0,33 0,33 0, Восточные ОЭС – всего, 0,01 0,08 0,86 0,11 0,85 1,20 1,17 4,44 3,27 3,12 15,11 0,11 0,85 1,20 1,17 4,41 3,38 3,57 15, в т.ч.:

ТЭЦ – всего, в т.ч.: 0,08 0,86 0,11 0,30 0,17 0,32 0,38 0,12 2,34 0,11 0,30 0,17 0,43 0,58 0,15 2, - паротурбинные гм 0,01 0,10 0,17 0,18 0,24 0,70 0, - парогаз. и газотурб. 0,02 0,73 0,75 0,10 0,17 0,28 0,44 1, - паротурбинные уг 0,06 0,12 0,11 0,20 0,15 0,14 0,12 0,89 0,11 0,20 0,15 0,14 0,15 0, КЭС – всего, в т.ч.: 0,01 0,55 1,20 1,00 4,12 2,89 3,00 12,77 0,55 1,20 1,00 3,99 2,80 3,42 12, - паротурбинные гм 0,40 0,40 0,40 1, - парогаз. и газотурб. 0,01 0,01 0,40 0,40 0,40 0,09 1, - паротурбинные уг 0,15 1,20 0,60 4,12 2,49 3,00 11,56 0,15 1,20 0,60 3,99 2,40 3,33 11, Таблица 4.3.15 – Вводы мощности электростанций ЕЭС России, ЕЕЭС и восточных ОЭС, ГВт Традиционный вариант Инновационный вариант 2011- 2011 год 2020 2011 2012 г. 2013 г. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 гг. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 гг.

ЕЭС России - всего, в т.ч.: 6,92 7,07 6,80 6,83 8,84 4,94 4,08 7,80 6,86 4,10 64,24 7,06 11,29 4,80 6,75 10,55 7,90 7,71 76, ГЭС 2,42 1,79 0,37 0,40 0,06 0,50 0,50 0,39 6,43 0,37 0,40 0,06 0,50 0,50 0,39 6, АЭС 9, 1,00 1,18 1,18 1,95 2,33 1,18 1,07 9,88 1,18 3,13 1,18 2,33 1, ТЭС – всего, 6,92 3,65 5,01 5,28 7,27 2,99 1,69 6,12 5,29 3,71 47,92 5,51 7,76 3,62 4,36 8,98 7,40 7,32 60, из них замена 0,35 0,18 0,30 0,50 0,59 0,10 0,31 0,05 0,21 2,58 0,54 0,59 0,19 1,53 2,91 1,53 3,07 11, ТЭЦ – всего, 4,37 2,11 3,19 3,72 2,05 0,91 0,69 1,08 1,20 0,50 19,82 3,91 2,54 1,24 1,86 3,25 3,22 1,35 27, из них замена 0,35 0,18 0,30 0,16 0,25 0,10 0,10 0,05 1,48 0,16 0,25 0,19 0,33 1,49 0,56 0,76 4, - паротурбинные гм, 4,37 1,87 3,07 3,44 1,80 0,91 0,69 0,93 1,06 0,38 18,52 3,62 2,29 1,24 1,86 3,10 3,02 1,21 25, из них замена 0,01 0,06 0,10 0,19 0,10 0,07 0,03 0,55 0,10 0,19 0,10 0, - парогаз. и газотурб., 4,17 1,87 3,00 3,07 1,01 0,20 13,32 3,35 1,92 1,02 1,86 3,10 3,02 1,21 24, из них замена 0,34 0,18 0,24 0,76 0,09 0,33 1,46 0,47 0,73 3, - паротурбинные уг., 0,25 0,12 0,29 0,25 0,15 0,14 0,12 1,30 0,29 0,25 0,15 0,20 0,15 1, из них замена 0,06 0,06 0,03 0,03 0,17 0,06 0,06 0,03 0,09 0,03 0, КЭС – всего, 2,55 1,54 1,81 1,55 5,22 2,08 1,00 5,05 4,09 3,21 28,10 1,60 5,22 2,38 2,50 5,74 4,19 5,97 33, из них замена - паротурбинные гм, 2,55 1,33 1,60 1,00 2,94 0,88 0,40 0,93 1,00 0,21 12,83 1,05 2,94 1,18 1,90 1,42 1,79 2,31 18, из них замена 0,21 0,21 0, - парогаз. и газотурб., 2,44 1,33 1,55 1,00 2,43 0,88 9,62 1,05 2,83 1,18 1,90 1,42 1,79 2,31 17, из них замена 0,05 1,20 1,42 0,97 2,31 5, - паротурбинные уг., 0,21 0,21 0,55 2,28 1,20 0,60 4,12 3,09 3,00 15,27 0,55 2,28 1,20 0,60 4,32 2,40 3,66 15, из них замена 0,34 0,34 0,68 0,34 0,34 0, ЕЕЭС - всего, в т.ч.: 6,90 4,49 4,93 5,76 6,52 3,74 2,91 3,36 3,59 0,98 43,19 5,99 8,96 3,60 5,58 6,14 4,53 4,15 55, ГЭС 0,42 0,79 0,21 0,24 0,06 0,50 0,50 0,39 3,12 0,21 0,24 0,06 0,50 0,50 0,39 3, АЭС 9, 1,00 1,18 1,18 1,95 2,33 1,18 1,07 9,88 1,18 3,13 1,18 2,33 1, ТЭС – всего, 6,90 3,07 4,14 4,37 5,10 1,79 0,52 1,68 2,02 0,59 30,20 4,60 5,60 2,42 3,19 4,57 4,03 3,76 42, из них замена 0,35 0,18 0,29 0,10 0,07 0,09 0,28 0,03 0,21 1,60 0,15 0,07 0,19 1,53 2,88 1,50 2,95 10, ТЭЦ – всего, 4,37 1,74 2,33 3,16 1,58 0,91 0,52 0,75 0,82 0,38 16,56 3,34 2,07 1,24 1,69 2,82 2,64 1,21 23, из них замена 0,35 0,18 0,29 0,10 0,07 0,09 0,07 0,03 1,18 0,10 0,07 0,19 0,33 1,46 0,53 0,73 4, - паротурбинные гм, 4,37 1,74 2,33 3,16 1,58 0,91 0,52 0,75 0,82 0,38 16,56 3,34 2,07 1,24 1,69 2,82 2,58 1,21 23, Традиционный вариант Инновационный вариант 2011- 2011 год 2020 2012 г. 2013 г. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 гг.

2011 гг.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 из них замена 0,01 0,05 0,10 0,07 0,10 0,07 0,03 0,42 0,10 0,07 0,10 0, - парогаз. и газотурб., 4,17 1,74 2,27 2,79 1,01 0,20 12,18 3,07 1,82 1,02 1,69 2,82 2,58 1,21 22, из них замена 0,34 0,18 0,24 0,76 0,09 0,33 1,46 0,47 0,73 3, - паротурбинные уг., 0,07 0, из них замена 0,07 0, КЭС – всего, 2,54 1,33 1,81 1,21 3,53 0,88 0,93 1,20 0,21 13,64 1,26 3,53 1,18 1,50 1,75 1,39 2,55 18, из них замена - паротурбинные гм, 2,54 1,33 1,60 1,00 2,54 0,88 0,93 0,60 0,21 11,62 1,05 2,54 1,18 1,50 1,42 1,39 2,22 16, из них замена 0,21 0,21 0, - парогаз. и газотурб., 2,43 1,33 1,55 1,00 2,43 0,88 9,61 1,05 2,43 1,18 1,50 1,42 1,39 2,22 16, из них замена 0,05 1,20 1,42 0,97 2,22 5, - паротурбинные уг., 0,21 0,21 0,99 0,60 2,02 0,21 0,99 0,33 0,33 2, из них замена Восточные ОЭС - всего, 0,01 2,58 1,86 1,07 2,32 1,20 1,17 4,44 3,27 3,12 21,05 1,07 2,32 1,20 1,17 4,41 3,38 3,57 21, в т.ч.:

ГЭС 2,00 1,00 0,16 0,16 3,32 0,16 0,16 3, АЭС ТЭС – всего, 0,01 0,58 0,86 0,91 2,16 1,20 1,17 4,44 3,27 3,12 17,73 0,91 2,16 1,20 1,17 4,41 3,38 3,57 18, из них замена 0,01 0,40 0,52 0,03 0,03 0,98 0,40 0,52 0,03 0,03 0,12 1, ТЭЦ – всего, 0,37 0,86 0,57 0,47 0,17 0,32 0,38 0,12 3,26 0,57 0,47 0,17 0,43 0,58 0,15 3, из них замена 0,01 0,06 0,18 0,03 0,03 0,30 0,06 0,18 0,03 0,03 0,03 0, - паротурбинные гм, 0,12 0,74 0,28 0,22 0,17 0,18 0,24 1,96 0,28 0,22 0,17 0,28 0,44 2, из них замена 0,01 0,12 0,13 0,12 0, - парогаз. и газотурб., 0,12 0,73 0,28 1,14 0,28 0,10 0,17 0,28 0,44 2, из них замена - паротурбинные уг., 0,25 0,12 0,29 0,25 0,15 0,14 0,12 1,30 0,29 0,25 0,15 0,14 0,15 1, из них замена 0,06 0,06 0,03 0,03 0,17 0,06 0,06 0,03 0,03 0,03 0, КЭС – всего, 0,01 0,21 0,34 1,69 1,20 1,00 4,12 2,89 3,00 14,47 0,34 1,69 1,20 1,00 3,99 2,80 3,42 14, из них замена - паротурбинные гм, 0,01 0,40 0,40 0,40 1,21 0,40 0,40 0,40 0,09 1, из них замена Традиционный вариант Инновационный вариант 2011- 2011 год 2020 2011 2012 г. 2013 г. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 гг. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 гг.

- парогаз. и газотурб., 0,01 0,01 0,40 0,40 0,40 0,09 1, из них замена 0,09 0, - паротурбинные уг., 0,21 0,34 1,29 1,20 0,60 4,12 2,49 3,00 13,25 0,34 1,29 1,20 0,60 3,99 2,40 3,33 13, из них замена 0,34 0,34 0,68 0,34 0,34 0, Таблица 4.3.16 – Производство электроэнергии электростанциями ЕЭС России, ЕЕЭС и восточных ОЭС, млрд кВт·ч Традиционный вариант Инновационный вариант 2011 2012 г. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2014 2015 2016 2017 2018 2019 г. г. г.

отчет г. г. г. г. г. г. г. г. г. г. г. г. г. г.

1004, ЕЭС России – всего, в т.ч.: 7 1019,7 1035,0 1055,1 1080,31111,31145,51178,51232,61283,91330,1 1080,31111,31145,51178,51228,21274,71316, ГЭС и ГАЭС 158,0 168,8 174,1 179,4 183,9 185,6 185,6 185,8 185,8 186,6 186,6 183,9 185,6 185,6 185,8 185,8 186,6 186, АЭС 170,0 174,6 179,8 191,0 197,8 202,1 210,2 219,1 228,9 233,6 231,4 198,1 203,4 220,4 232,7 240,7 244,4 237, ТЭС – всего, в т.ч.: 676,7 676,2 681,2 684,7 698,6 723,5 749,7 773,7 817,9 863,7 912,1 698,3 722,3 739,5 760,1 801,6 843,8 892, - ТЭЦ, в т.ч.: 373,1 376,7 386,0 395,0 405,6 411,5 417,0 428,1 440,3 454,9 395,5 407,0 411,7 419,3 431,9 445,8 459, - на газомазутном топливе: 227,6 232,4 242,4 253,0 263,2 269,4 274,5 285,3 296,1 309,1 254,1 267,4 272,6 282,4 295,5 309,3 324, - паротурбинные 186,4 182,4 180,4 176,3 174,4 177,6 179,2 187,6 194,6 204,0 176,3 176,1 172,3 170,1 161,8 156,5 150, - парогазовые и газотур бинные 41,2 50,0 62,0 76,7 88,8 91,9 95,3 97,8 101,4 105,1 77,7 91,2 100,3 112,3 133,7 152,8 173, - на твердом топливе 145,5 144,3 143,6 142,0 142,4 142,1 142,5 142,7 144,2 145,8 141,4 139,7 139,0 136,9 136,4 136,5 135, - КЭС, в т.ч.: 303,1 304,5 298,7 303,6 317,9 338,2 356,7 389,8 423,4 457,2 302,8 315,2 327,8 340,7 369,8 398,0 433, - на газомазутном топли ве: 184,5 186,1 190,1 189,9 199,0 208,7 217,6 230,7 240,6 251,6 189,4 198,3 203,1 209,6 217,1 225,2 241, - паротурбинные 175,8 168,0 166,3 161,6 161,9 161,0 161,2 170,6 175,4 186,4 160,8 161,2 154,5 147,0 139,2 132,8 123, - парогазовые и газотур бинные 8,7 18,1 23,7 28,4 37,0 47,7 56,5 60,0 65,2 65,2 28,6 37,1 48,6 62,6 77,9 92,4 117, - на твердом топливе 118,6 118,3 108,6 113,6 118,9 129,5 139,1 159,2 182,8 205,6 113,4 117,0 124,7 131,1 152,7 172,8 191, ЕЕЭС – всего, в т.ч.: 773,1 779,8 785,5 797,4 813,2 835,4 862,3 886,5 915,6 944,6 970,0 813,2 835,4 862,3 886,5 911,2 935,4 955, ГЭС и ГАЭС 60,3 60,8 61,1 61,4 63,1 63,1 63,1 63,3 63,3 64,1 64,1 63,1 63,1 63,1 63,3 63,3 64,1 64, АЭС 170,0 174,6 179,8 191,0 197,8 202,1 210,2 219,1 228,9 233,6 231,4 198,1 203,4 220,4 232,7 240,7 244,4 237, ТЭС – всего, в т.

ч.: 542,8 544,4 544,6 545,0 552,3 570,2 589,1 604,1 623,4 646,9 674,4 552,0 568,9 578,9 590,5 607,1 627,0 654, - ТЭЦ, в т.ч.: 289,0 291,4 298,0 304,2 311,9 316,9 321,4 330,6 340,0 353,4 304,7 313,4 317,2 323,6 334,0 344,9 358, - на газомазутном топливе: 223,3 227,7 235,4 244,0 252,3 258,0 262,6 272,3 282,0 294,4 245,0 256,5 261,2 270,3 281,9 293,9 308, - паротурбинные 182,5 178,3 176,5 172,3 169,8 172,5 173,6 180,8 186,9 195,6 172,3 171,8 167,8 165,6 157,1 151,8 146, - парогазовые и газотур бинные 40,9 49,4 58,9 71,6 82,6 85,6 89,0 91,5 95,1 98,8 72,7 84,7 93,5 104,7 124,8 142,0 161, - на твердом топливе 65,7 63,6 62,6 60,2 59,5 58,9 58,8 58,4 58,0 59,0 59,6 57,0 55,9 53,3 52,1 51,0 49, Традиционный вариант Инновационный вариант 2011 2012 г. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2014 2015 2016 2017 2018 2019 г. г. г.

отчет г. г. г. г. г. г. г. г. г. г. г. г. г. г.

- КЭС, в т.ч.: 255,4 253,3 247,0 248,1 258,3 272,2 282,7 292,7 306,9 321,0 247,3 255,5 261,7 266,9 273,1 282,1 296, - на газомазутном топли ве: 184,4 186,0 190,0 189,8 198,9 206,8 214,9 225,3 235,3 243,7 189,3 198,2 201,0 206,9 211,8 219,9 232, - паротурбинные 175,8 168,0 166,3 161,5 161,9 159,2 158,5 165,4 170,2 178,6 160,7 161,2 154,5 147,0 139,2 132,8 123, - парогазовые и газотур бинные 8,6 18,0 23,6 28,3 36,9 47,6 56,4 59,9 65,1 65,1 28,5 37,0 46,5 59,9 72,5 87,0 109, - на твердом топливе 71,0 67,3 57,1 58,3 59,4 65,4 67,8 67,4 71,6 77,3 58,1 57,3 60,7 60,0 61,4 62,2 63, Восточные ОЭС - всего, т.ч.: 231,6 239,8 249,5 257,7 267,1 275,9 283,1 292,1 317,0 339,3 360,2 267,1 275,9 283,1 292,1 317,0 339,3 360, ГЭС и ГАЭС 97,7 108,0 113,0 118,0 120,8 122,5 122,5 122,5 122,5 122,5 122,5 120,8 122,5 122,5 122,5 122,5 122,5 122, АЭС ТЭС – всего, в т.ч.: 133,9 131,8 136,5 139,7 146,3 153,4 160,6 169,6 194,5 216,8 237,7 146,3 153,4 160,6 169,6 194,5 216,8 237, - ТЭЦ, в т.ч.: 84,1 85,3 88,0 90,8 93,7 94,6 95,6 97,4 100,2 101,5 90,8 93,6 94,5 95,7 97,9 100,9 101, - на газомазутном топливе: 4,3 4,7 7,0 9,0 10,9 11,4 11,9 13,0 14,0 14,7 9,0 10,9 11,4 12,1 13,6 15,5 15, - паротурбинные 4,0 4,1 4,0 4,0 4,7 5,1 5,6 6,7 7,7 8,3 4,0 4,4 4,6 4,5 4,7 4,7 4, - парогазовые и газотур бинные 0,3 0,6 3,1 5,0 6,2 6,3 6,3 6,3 6,3 6,3 5,0 6,6 6,9 7,6 8,8 10,8 11, - на твердом топливе 79,8 80,6 81,0 81,8 82,8 83,2 83,7 84,4 86,2 86,8 81,8 82,7 83,1 83,6 84,3 85,4 85, - КЭС, в т.ч.: 47,8 51,2 51,7 55,4 59,6 66,0 74,0 97,1 116,6 136,2 55,4 59,8 66,1 73,9 96,7 115,9 136, - на газомазутном топливе: 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 1,9 2,7 5,3 5,3 7,9 0,1 0,1 2,1 2,7 5,3 5,3 8, - паротурбинные 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,8 2,6 5,2 5,2 7,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0, - парогазовые и газотур бинные 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 2,1 2,7 5,3 5,3 8, - на твердом топливе 47,7 51,1 51,5 55,3 59,5 64,1 71,2 91,8 111,3 128,3 55,3 59,6 64,0 71,1 91,3 110,6 127, 3. Сформированные в работе альтернативные (традиционный и инновационный) варианты производства электроэнергии характеризуются оптимальными годовыми режи мами использования всех типов генерирующих мощностей в основных энергообъедине ниях (ОЭС). Количественные различия структуры производства электроэнергии при тра диционном и инновационном вариантах показаны в таблице 4.3.16. Основные различия этих вариантов по производству электроэнергии, как и по установленной мощности, ха рактерны для ЕЕЭС. Как видно из рисунка 4.3.2, структурные различия альтернативных вариантов по производству электроэнергии в ЕЕЭС подобны их различиям по мощностям.

Доля нетопливных электростанций в традиционном варианте снижается от 31,5 % в г. до 30,5 % в 2020 г., в то время как при инновационном варианте эта доля стабилизиру ется (31,5 % в 2009 г. и 31,6 % в 2020 г.). Различается и структура производства электро энергии в инновационном варианте: доля выработки газовой генерации увеличивается от 51,7 % в 2009 г. до 56,7 % в 2020 г. при соответствующем сокращении доли выработки угольной генерации (от 16,9 % в 2009 г. до 12,9 % в 2020 г.), в то время как в традицион ном варианте доля газовой генерации растет к 2020 г. до 55,5 %, а доля угольной генера ции при этом снижается до 14,1 %.

Традиционный вариант Инновационный вариант 100% 100% 100% 100% Паротурбинные ТЭС уг.

Паротурбинные ТЭС уг.

90% 90% 90% 90% 80% 80% 80% 80% ПГУ и ГТУ ПГУ и ГТУ 70% 70% 70% 70% 60% 60% 60% 60% Паротурбинные ТЭС гм.

Паротурбинные ТЭС гм.

50% 50% 50% 50% 40% 40% 40% 40% 30% 30% 30% 30% 20% 20% 20% 20% АЭС АЭС 10% 10% 10% 10% ГЭС-ГАЭС ГЭС-ГАЭС 0% 0% 0% 0% 2009 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.

2009 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.

Рисунок 4.3.2 – Структура производства электроэнергии электростанций ЕЕЭС при альтернативных вариантах 4. Расход топлива тепловыми электростанциями иллюстрируется в таблице 4.3.17.

Оценка его расхода тепловыми электростанциями ЕЕЭС и восточных ОЭС основана на использовании технических характеристик (удельного расхода топлива, расхода электро энергии на собственные нужды электростанций и др.) нового оборудования ТЭС, рас смотренного в «Подпрограмме модернизации тепловых электростанций» и аналогичных отчетных данных для действующих ТЭС. В Приложении № 46 представлены удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии новыми генерирующими мощностями разного типа.

Таблица 4.3.17 – Расход топлива на ТЭС в ЕЭС России, ЕЕЭС и восточных ОЭС, млн т у.т.

год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Традиционный вариант ЕЭС России – всего, 299,2 301,1 301,4 305,2 311,9 319,3 326,2 339,2 352,6 367, в т.ч.:

газомазутного 212,0 214,3 217,0 219,3 223,8 227,9 231,7 237,7 243,2 249, твердого 87,2 86,8 84,4 85,8 88,1 91,4 94,6 101,5 109,4 117, ЕЕЭС – всего, в т.ч.: 235,7 235,7 234,9 236,4 240,9 245,7 249,6 255,2 262,1 270, год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 газомазутного 205,0 207,0 208,7 210,6 214,4 217,8 220,6 225,5 230,7 236, твердого 30,6 28,7 26,2 25,8 26,5 27,9 29,0 29,7 31,4 34, Восточные ОЭС – всего, 63,5 65,4 66,5 68,8 71,0 73,6 76,6 84,0 90,6 97, в т.ч.;

газомазутного 6,9 7,3 8,3 8,8 9,4 10,2 11,0 12,2 12,5 13, твердого 56,6 58,1 58,2 60,0 61,6 63,5 65,6 71,7 78,1 83, Инновационный вариант ЕЭС – всего, в т.ч.: 299,2 301,1 301,4 305,0 311,1 315,2 319,8 329,5 339,6 350, газомазутного 212,0 214,3 217,0 219,4 224,5 226,5 229,7 232,3 236,3 241, твердого 87,2 86,8 84,4 85,6 86,6 88,7 90,2 97,2 103,3 109, ЕЕЭС – всего, в т.ч.: 235,7 235,7 234,9 236,2 240,0 241,8 243,5 246,1 249,7 254, газомазутного 205,0 207,0 208,7 210,7 215,1 216,5 218,8 220,5 224,1 228, твердого 30,6 28,7 26,2 25,5 25,0 25,3 24,7 25,6 25,6 26, Восточные ОЭС – всего, 63,5 65,4 66,5 68,8 71,1 73,4 76,3 83,4 89,9 95, в т.ч.:

газомазутного 6,9 7,3 8,3 8,8 9,4 10,0 10,8 11,8 12,3 13, твердого 56,6 58,1 58,2 60,0 61,6 63,4 65,5 71,6 77,6 82, Различия альтернативных вариантов развития электроэнергетики иллюстрируются также в Приложении № 46, где показаны соответствующие им балансы мощности ЕЭС России, ЕЕЭС и ОЭС в период до 2020 г.

4.4 Оценка эффективности Программы модернизации электроэнергетики Оценка эффективности Программы модернизации электроэнергетики до 2020 г.

выполняется в соответствии с методическими положениями, изложенными в разделе 4.2.

Из-за недостаточной обеспеченности исходными данными на этом этапе работы не удалось выполнить оценку вклада смежных отраслей (энергомашиностроения, электро технического строительства). Учитываемые на данном этапе составляющие интегрального эффекта от реализации Программы модернизации электроэнергетики рассмотрены ниже.

4.4.1 Частный эффект в отрасли «Электроэнергетика» формируется в результа те изменения потребности в генерирующей мощности и электроэнергии, а также структу ры установленной мощности электростанций, развития сетевых объектов и изменения экологических ущербов в инновационном варианте по сравнению с традиционным вари антом.

Ниже приводится количественная оценка этого эффекта в генерации.

А. Капиталовложения в генерирующие мощности.

Краткая характеристика разработанных выше альтернативных (традиционного и инновационного) вариантов развития электроэнергетики до 2020 г. приведена в таблице 4.4.1.

Необходимые вводы генерирующих мощностей в целом по ЕЭС России в период до 2020 г. составляют 76,8 ГВт в инновационном и 64,2 ГВт - в традиционном вариантах.

Подробная структура вводов по типам электростанций представлена в таблице 4.4.2.

Сравнение вариантов вводов инновационного и традиционного вариантов показы вает, что они совпадают по ряду составляющих суммарной мощностью 29,1 ГВт (в том числе 6,4 ГВт ГЭС и ГАЭС и 22,7 ГВт ТЭС, вводимых по ДПМ). Мощность новых АЭС до 2020 г. также совпадает по вариантам (9,9 ГВт), однако динамика их вводов по годам различна. Поэтому из дальнейшего рассмотрения исключены одинаковые (по величине и динамике) вводы ГЭС, ГАЭС и ТЭС по ДПМ. Сопоставление альтернативных вариантов выполняется только по вводам АЭС и ТЭС дополнительного состава, которые формируют варьируемую часть вводов новых генерирующих мощностей и соответствующих им капи таловложений.

Таблица 4.4.1 – Сопоставление альтернативных вариантов по ЕЭС России, ГВт Традиционный вариант Инновационный вариант Всего Всего 2010 г.

2015 г. 2020 г. 2011- 2015 г. 2020 г. 2011 2020 гг. 2020 гг.

Установленная мощность - всего, в т.ч.: 214,9 248,2 269,0 249,9 266, ГЭС 44,5 49,9 51,7 49,9 51, АЭС 24,3 27,6 30,4 29,6 30, ТЭС 146,1 170,6 186,9 170,4 184, Действующая мощность всего, в т.ч.: 212,0 211,7 204,8 210,8 189, ГЭС 44,5 44,9 45,2 44,9 45, АЭС 23,3 24,3 20,6 24,3 20, ТЭС 144,3 142,5 139,0 141,6 123, Новая мощность - всего, в т.ч.: 2,9 36,5 64,2 39,1 76, ГЭС 0,1 5,0 6,4 5,0 6, АЭС 1,0 3,4 9,9 5,3 9, ТЭС - всего, в т.ч.: 1,8 28,1 47,9 28,8 60, по ДПМ 0,8 21,5 22,7 21,5 22, дополн. ТЭС, в т.ч.: 1,0 6,6 25,2 7,3 37, ТЭЦ 0,8 5,4 9,5 6,1 16, КЭС 0,2 1,1 15,7 1,2 21, Вводы мощности - всего, 2,9 36,5 27,8 64,2 39,1 37,7 76, в т.ч.:



Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 || 8 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.