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 |   ...   | 6 | 7 ||

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

-- [ Страница 8 ] --

ГЭС 0,1 5,0 1,5 6,4 5,0 1,5 6, АЭС 1,0 3,4 6,5 9,9 5,3 4,6 9, ТЭС - всего, в т.ч.: 1,8 28,1 19,8 47,9 28,8 31,7 60, по ДПМ 0,8 21,5 1,2 22,7 21,5 1,2 22, дополн. ТЭС, в т.ч.: 1,0 6,6 18,6 25,2 7,3 30,5 37, ТЭЦ 0,8 5,4 4,1 9,5 6,1 10,6 16, КЭС 0,2 1,1 14,5 15,7 1,2 19,9 21, Изменение действующей мощности - всего, из нее: 0,1 3,1 7,0 10,1 4,1 21,2 25, Демонтаж - всего, в т.ч. 1,0 4 7,2 11,2 5,0 21,4 26, АЭС 0,2 3,7 3,7 3,7 3, ТЭС - всего, в т.ч.: 0,8 4 3,6 7,6 5,0 17,7 22, ТЭЦ газомазутные 0,7 1,7 1,4 3,1 2,0 5,2 7, ТЭЦ угольные 0,1 1,3 0,9 2,2 1,9 2,3 4, КЭС газомазутные 0,8 0,8 0,0 9,0 9, КЭС угольные 1 0,5 1,5 1,1 1,2 2, Таблица 4.4.2 – Вводы мощности электростанций ЕЭС России, ГВт 2011 – год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 гг.

Традиционный вариант 6,92 7,07 6,80 6,83 8,84 4,94 4,08 7,80 6,86 4,10 64, Всего, в т.ч.:

ГЭС 2,42 1,79 0,37 0,40 0,06 0,50 0,50 0,39 6, АЭС 1,00 1,18 1,18 1,95 2,33 1,18 1,07 9, 6,92 3,65 5,01 5,28 7,27 2,99 1,69 6,12 5,29 3,71 47, ТЭС – всего, из них:

ТЭС по ДПМ 5,27 3,08 2,40 4,94 5,86 0,98 0,20 22, 2011 – год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 гг.

Дополнительный состав ТЭС – всего, в т.ч.: 1,65 0,58 2,60 0,34 1,41 2,01 1,49 6,12 5,29 3,71 25, 1,37 0,44 2,55 0,34 0,75 0,81 0,49 1,08 1,20 0,50 9, ТЭЦ – всего, в т.ч.:

- паротурбинные на газома зутном топливе 0,09 0,07 0,23 0,55 0,81 0,49 0,93 1,06 0,38 4, - парогазовые и газотурбин ные 1,27 0,38 2,36 4, - паротурбинные на твердом топливе 0,06 0,12 0,11 0,20 0,15 0,14 0,12 0, 0,28 0,14 0,05 0,66 1,20 1,00 5,05 4,09 3,21 15, КЭС – всего, в т.ч.:

- паротурбинные на газома зутном топливе 0,05 0,51 0,40 0,93 1,00 0,21 3, - парогазовые и газотурбин ные 0,28 0,14 0, - паротурбинные на твердом топливе 0,15 1,20 0,60 4,12 3,09 3,00 12, Инновационный вариант 11,2 10, 6,9 7,07 6,80 7,06 9 4,80 6,75 5 7,90 7,71 76, Всего, в т.ч.:

ГЭС 2,42 1,79 0,37 0,40 0,06 0,50 0,50 0,39 6, АЭС 1,00 1,18 3,13 1,18 2,33 1,07 9, 6,9 3,65 5,01 5,51 7,76 3,62 4,36 8,98 7,40 7,32 60, ТЭС – всего, из них:

ТЭС по ДПМ 5,3 3,08 2,40 4,94 5,86 0,98 0,20 22, Дополнительный состав 1,6 0,58 2,60 0,57 1,90 2,64 4,16 8,98 7,40 7,32 37, ТЭС – всего, в т.ч.:

1,4 0,44 2,55 0,52 1,24 1,14 1,66 3,25 3,22 1,35 16, ТЭЦ – всего, в т.ч.:

- паротурбинные на газома зутном топливе 0,1 0,07 0,13 0,14 0,12 0, - парогазовые и газотурбин ные 1,3 0,38 2,36 0,29 0,91 1,02 1,66 3,10 3,02 1,21 15, - паротурбинные на твердом топливе 0,06 0,12 0,11 0,20 0,15 0,20 0,15 0, 0,3 0,14 0,05 0,05 0,66 1,50 2,50 5,74 4,19 5,97 21, КЭС – всего, в т.ч.:

- паротурбинные на газома зутном топливе 0,05 0,11 0, - парогазовые и газотурбин ные 0,3 0,14 0,05 0,40 0,30 1,90 1,42 1,79 2,31 8, - паротурбинные на твердом топливе 0,15 1,20 0,60 4,32 2,40 3,66 12, Важно отметить, что наряду с вводом новых генерирующих мощностей в период до 2020 г. потребуется выполнение масштабных работ по продлению сроков эксплуатации части устаревшего оборудования действующих ТЭС. Прогнозируемые масштабы продле ния существенно различаются в альтернативных вариантах (38,3 ГВт в традиционном и 29,7 ГВт в инновационном), а их подробная характеристика приведена в Приложении № (табл. А.11). Разница масштабов продления в инновационном и традиционном вариантах должна быть оценена в стоимостной форме и учтена как составляющая частного отрасле вого эффекта.

Технически на ТЭС может быть обеспечено практически неограниченное продле ние сроков эксплуатации оборудования за счет замены отдельных узлов и элементов обо рудования, но экономически это далеко не всегда эффективно.

В работах ведущих российских исследовательских и проектных организаций (ОАО «ВТИ», ОАО «Институт «Теплоэлектропроект») показано, что для обеспечения надежной эксплуатации оборудования сверх экспертно-прогнозируемого индивидуального ресурса (ЭПИР) необходимы капитальные затраты на замену, в основном, термонапряженного оборудования. По оценке Института «Теплоэлектропроект» их величина составляет 4 – % (по мелкому оборудованию - до 11 – 13 %) от капиталовложений в новую электростан цию с аналогичными типами оборудования. Небольшим капитальным затратам, необхо димым для продления сроков эксплуатации устаревшего паротурбинного оборудования, при этом противостоят весьма высокие удельные расходы топлива на отпуск электроэнер гии и тепла от действующих ТЭС, а также постепенный рост ремонтных затрат.

Если же наряду с заменой термонапряженных элементов предусматривается замена 50 % вспомогательного оборудования и других сооружений тепловых электростанций, затраты на продление возрастут в 4 – 7 раза и составят для КЭС и ТЭЦ, соответственно, – 24 % и 23 – 29 % от стоимости нового строительства паротурбинных ТЭС аналогичного типа. При этом нижняя и верхняя границы диапазонов характеризуют, соответственно, агрегаты на газе и угле.

Для оценки капиталовложений в продление действующих ТЭС при инновационном варианте была принята их нижняя граница (4 – 8 % от удельных капиталовложений в но вые ТЭС), поскольку предполагается, что тенденция интенсификации вывода из эксплуа тации физически (и морально) устаревшего оборудования, намеченная уже до 2020 года, будет продолжаться и усиливаться в последующий период. Поэтому затраты на продление при этом варианте должны ограничиваться минимальными мероприятиями по поддержа нию оборудования до момента его вывода из эксплуатации. В традиционном варианте, который ориентируется на продолжение развития ТЭС на базе паротурбинного цикла, оценка капиталовложений в продление принята близкой к верхней границе (до 15 – 25 % от удельных капиталовложений в новые ТЭС), исходя из необходимости обеспечить их эксплуатацию в долгосрочной перспективе.

Для оценки капиталовложений в сооружение новых электростанций требуется ин формация об их удельных капиталовложениях (особенно, для дополнительного состава ТЭС). Отсутствие проектных данных вынуждает пользоваться укрупненными значениями этих показателей для разных типов электростанций.

В таблице 4.4.3 приведены используемые при разработке Генсхемы диапазоны зна чений удельных капиталовложений в основные типы базисных КЭС и АЭС. В Приложе нии № 46 аналогичные укрупненные значения даны для разных типов новых КЭС и ТЭЦ.

Таблица 4.4.3 – Укрупненные показатели электростанций, вводимых в период до 2020 г.

Единицы Технологии Показатели измерения АЭС КЭС уг ПГЭС Тип оборудования ВВЭР-1150 30 МПа 24 МПа ПГУ- Установленная мощ МВт 1150 660 660 ность блока КПД электростанции % 47 44 Удельный расход топли ва на отпуск электро- г у.т./кВт·ч 262 280 энергии Собственные нужды % 7 6 6 тыс. руб. 59,9 – 66,3 48,2 – 53,3 44,9 – 49,7 26,0 – 28, г./кВт Удельные капиталовло жения тыс. руб. 72,2 – 80,5 58,6 – 64,8 54,5 – 60,4 31,6 – 34, г./кВт При разработке подпрограмм развития тепловой и атомной энергетики также вы полнен прогноз укрупненных значений удельных капиталовложений в новые электро станции, которые близки к верхним значениям диапазонов, приведенным в таблице 4.4.3.

Поскольку эти прогнозы выполнены в предположении о сохранении основных тенденций развития отечественного энергомашиностроения, электротехнической промышленности и энергетического строительства в ближайшие годы, то при оценке потребности в капита ловложениях на ввод новых электростанций при традиционном варианте развития элек троэнергетики использованы верхние значения удельных капиталовложений в новые электростанции разного типа.

Реализация масштабной Программы модернизации российской электроэнергетики должна привести к изменению сложившихся тенденций развития смежных отраслей за счет перехода к серийному выпуску ограниченного числа унифицированных типов обору дования и типовым проектам технического перевооружения и нового строительства. По оценкам экспертов, это приведет к 10-процентному снижению удельных капиталовложе ний в ТЭС и еще большему (на 15 %) снижению их в АЭС. Поэтому при расчете потреб ности в капиталовложениях на ввод мощности новых электростанций при инновационном варианте используются нижние значения удельных капиталовложений (табл. 4.4.3).

Результаты расчета варьируемой части потребности в капиталовложениях (в руб.

2010 г.) для сооружения новых генерирующих мощностей и продления сроков службы действующих мощностей приведены в таблице 4.4.4. Суммарный за период недисконти рованный эффект по капиталовложениям для инновационного варианта составляет млрд руб. 2010 г. При этом он практически полностью сформирован за счет удешевления стоимости новых АЭС. Ожидаемая экономия от удешевления удельной стоимости новых, а также минимальной стоимости продления действующих ТЭС практически полностью нивелируется дополнительными объемами вводов мощности на ТЭС.

Таблица 4.4.4 – Варьируемая часть потребности в капиталовложениях, млрд руб.

2010 г.

2011 – Наименование 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 показателей гг.

Традиционный вариант 1. Капиталовложения на вводы новых мощностей – всего, в т.ч.: 64 106 110 119 181 280 280 472 411 233 АЭС 82 97 97 160 192 97 88 ТЭС 64 24 110 22 84 119 88 376 323 233 2. Капиталовложения на продление срока службы действующих ТЭС 12 13 24 19 20 26 28 34 26 22 3. Суммарные капитало вложения на генерацию – всего, в т.ч.: 76 120 134 138 201 306 308 506 437 255 АЭС 82 97 97 160 192 97 88 ТЭС 76 37 134 41 105 146 116 410 349 255 Инновационный вариант 1. Капиталовложения на вводы новых мощностей – всего, в т.ч.: 64 106 110 113 306 208 326 494 297 324 АЭС 82 88 232 88 172 79 ТЭС 64 24 110 25 74 121 154 414 297 324 2. Капиталовложения на продление срока службы действующих ТЭС 6 6 10 5 3 6 6 8 6 5 3. Суммарные капитало вложения на генерацию – всего, в т.ч.: 70 112 120 118 309 214 332 502 303 329 АЭС 82 88 232 88 172 79 ТЭС 70 30 120 30 78 127 160 422 303 329 Экономия (+), перерасход ( ) капиталовложений при инновационном варианте относительно традиционно го варианта – всего, в т.ч.: 7 8 14 20 -108 92 -24 5 134 -74 АЭС 10 -135 73 19 17 88 ТЭС 7 8 14 11 27 19 -43 -13 46 -74 Б. Условно-постоянные затраты на генерирующие мощности.

Данная составляющая отраслевого эффекта формируется, в основном, изменениям затрат на оплату персонала электростанций и ремонты оборудования и отличается доста точно большой неопределенностью. В отечественной практике перспективного проекти рования укрупненная оценка условно-постоянных затрат обычно выполняется в виде фик сированной доли от капиталовложений в электростанцию;

эта доля условно-постоянных затрат (без амортизации) составляет 3,8 % от капиталовложений в новую станцию для па ротурбинных ТЭС на органическом топливе, 5 % для парогазовых и газотурбинных ТЭС и 4,6 % для АЭС.

Данные показатели заметно выше значений, применяемых в мировой практике аналогичных расчетов для тех же типов оборудования. В наибольшей степени условно постоянных затрат характерны для современных станций на базе ПГУ и ГТУ, которые со ставляют основной объем ввода дополнительных мощностей в рамках Программы модер низации до 2020 года. По зарубежным оценкам, доля условно-постоянных затрат на ПГУ не превышает 2 % от капиталовложений в новые аналогичные ТЭС. Основным фактором, увеличивающим проектный норматив условно-постоянных затрат в России является то, что в их величине учитываются распределенные во времени капитальные затраты на за мену газовой турбины после 15 лет эксплуатации блока. Поэтому сравнение условно постоянных затрат для инновационного и традиционного вариантов также выполнено в двух вариантах: по принятым проектным показателям и при скорректированной оценке условно-постоянных затрат на ПГУ и ГТУ без учета капиталовложений в замену газовой турбины (которые для большинства вводов после 2015 года должны быть сделаны за пре делами 2030 года).

По этим данным в таблице 4.4.5 оценены условно-постоянные затраты на варьи руемую часть новых генерирующих мощностей (в руб. 2010 г.). Для действующих паро турбинных ТЭС с продленным сроком их эксплуатации условно-постоянные затраты при няты на уровне отчетных значений.

Таблица 4.4.5 – Варьируемая часть условно-постоянных эксплуатационных затрат на генерацию, млрд руб.

Наименование – 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 показателей гг.

Условно-постоянные затраты на ПГУ и ГТУ – 2 % от УКВ Традиционный вариант 1. Условно-постоянные за траты на новые мощности – всего, в т.ч.: 2 6 9 15 22 33 46 65 81 96 АЭС 4 4 8 12 20 28 33 37 41 Наименование – 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 показателей гг.

ТЭС 2 2 6 6 10 14 18 32 45 55 2. Условно-постоянные за траты на продление срока службы действующих ТЭС 0,7 1,5 2,9 3,7 4,5 5,5 6,5 7,9 8,9 9,7 3. Условно-постоянные за траты на генерацию – всего, в т.ч.: 2 7 12 18 27 39 53 72 90 105 АЭС 4 4 8 12 20 28 33 37 41 ТЭС 2 4 9 10 14 19 24 40 54 65 Инновационный вариант 1. Условно-постоянные за траты на новые мощности – всего, в т.ч.: 2 6 9 14 27 35 47 64 76 90 АЭС 4 4 7 18 22 30 33 37 40 ТЭС 2 2 6 6 9 13 18 31 39 50 2. Условно-постоянные за траты на продление срока службы действующих ТЭС 0,2 0,4 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,9 2,1 2,3 3. Условно-постоянные за траты на генерацию – всего, в т.ч.: 2 6 10 15 28 36 49 66 78 92 АЭС 4 4 7 18 22 30 33 37 40 ТЭС 2 3 6 7 10 14 19 33 41 52 Экономия (+), перерасход ( ) условно-постоянных за трат при инновационном варианте относительно тра диционного варианта – все го, в т.ч.: 0 1 2 4 -1 3 4 7 12 13 АЭС 1 -5 -2 -1 0 0 0 - ТЭС 0 1 2 3 4 5 5 7 12 13 Условно-постоянные затраты на ПГУ и ГТУ – 5 % от УКВ Традиционный вариант 1. Условно-постоянные за траты на новые мощности – всего, в т.ч.: 3 7 12 17 25 36 49 67 84 98 АЭС 4 4 8 12 20 28 33 37 41 ТЭС 3 4 8 9 13 16 21 35 48 58 2. Условно-постоянные за траты на продление срока службы действующих ТЭС 0,7 1,5 2,9 3,7 4,5 5,5 6,5 7,9 8,9 9,7 3. Условно-постоянные за траты на генерацию – всего, в т.ч.: 4 9 15 21 30 42 55 75 93 108 АЭС 4 4 8 12 20 28 33 37 41 ТЭС 4 5 11 13 17 22 27 43 56 67 Инновационный вариант 1. Условно-постоянные за траты на новые мощности – всего, в т.ч.: 3 7 12 17 32 42 57 82 100 119 АЭС 4 4 7 18 22 30 33 37 40 Наименование – 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 показателей гг.

ТЭС 3 4 8 10 14 20 27 49 63 79 2. Условно-постоянные за траты на продление срока службы действующих ТЭС 0,2 0,4 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,9 2,1 2,3 3. Условно-постоянные за траты на генерацию – всего, в т.ч.: 3 8 13 18 33 43 58 84 102 121 АЭС 4 4 7 18 22 30 33 37 40 ТЭС 3 4 9 11 15 21 29 51 65 81 Экономия (+), перерасход ( ) условно-постоянных за трат при инновационном варианте относительно тра диционного варианта – все го, в т.ч.: 0 1 2 3 -3 -1 -3 -9 -9 -13 - АЭС 1 -5 -2 -1 0 0 0 - ТЭС 0,5 1,1 2,1 2,1 2,0 1 -2 -8 -9 -13 - Сравнение полученных данных показывает, что при скорректированной доле ус ловно-постоянных затрат в инновационном варианте за счет более масштабного обновле ния и перехода на технологии с более низкими штатными коэффициентами и ремонтными затратами до 2020 года достигается суммарный эффект в объеме 44 млрд руб. 2010 г. Дан ный эффект полностью сформирован тепловыми электростанциями;

небольшое увеличе ние условно-постоянных затрат на АЭС до 2020 года связано с более ранними сроками ввода некоторых блоков по сравнению с традиционным вариантом.

В. Затраты на топливо тепловых и атомных электростанций Основную часть топливных затрат в генерации формируют тепловые электростан ции. Однако, поскольку динамика вводов АЭС в традиционном и инновационном вариан тах различается, необходимо оценить разницу топливных затрат и для атомных электро станций.

В таблице 4.4.6 дана оценка расхода органического топлива на производство элек троэнергии тепловыми электростанциями ЕЭС России при обоих альтернативных вариан тах. Поскольку доля мазута в составе газомазутного топлива невелика, весь объем его экономии отнесен на газ. Аналогично, в составе твердого топлива мала доля прочих видов топлива (торф, сланец, дрова), поэтому весь объем его экономии отнесен на уголь.

В целом по ЕЭС России объем сэкономленного органического топлива за период до 2020 г. составит более 51 млн т у.т., в т.ч. 23 млн т у.т. газомазутного топлива и 28 млн т у.т. угля. По мере ввода новых, более экономичных ТЭС годовые объемы экономии топ лива будут быстро нарастать, и в 2020 г. она составит 17,1 млн т у.т (треть от совокупной экономии топлива за период).

Таблица 4.4.6 – Расход топлива на ТЭС ЕЭС России, млн т у.т.

– 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 гг.

Традиционный вариант 299,2 301,1 301,4 305,2 311,9 319,3 326,2 339,2 352,6 367, Всего, в т.ч.:

газомазутного 212,0 214,3 217,0 219,3 223,8 227,9 231,7 237,7 243,2 249, – 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 гг.

твердого 87,2 86,8 84,4 85,8 88,1 91,4 94,6 101,5 109,4 117, Инновационный вариант 299,2 301,1 301,4 305,0 311,1 315,2 319,8 329,5 339,6 350, Всего, в т.ч.:

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, Экономия топ лива при инно вационном вари анте 0,2 0,8 4,1 6,4 9,7 13,0 17,1 51, Всего, в т.ч.:

газомазутного -0,1 -0,7 1,4 2,0 5,4 6,9 8,5 23, твердого 0,3 1,5 2,6 4,4 4,3 6,1 8,6 28, Примечание – газомазутное топливо включает газ, мазут, прочие жидкие (домен ный, коксовый и прочие газы, дизельное топливо);

твердое топливо – уголь и прочие твердые (торф, сланцы, дрова) В таблице 4.4.7 приведены прогнозные значения цен газа и угля по основным тер риториальным зонам страны (в руб. 2010 г.), соответствующие базовому сценарию Генс хемы.

Таблица 4.4.7 – Укрупненный прогноз цен топлива (на газ и уголь), руб./т у.т.

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

ЕЕЭС с Уралом Газ 2697 3100 3162 3286 3379 3596 3782 3968 4154 Уголь 1891 2108 2108 2108 2108 2139 2170 2201 2232 Сибирь Газ 2511 2883 2821 2728 2666 2697 2759 2790 2821 Уголь 992 1023 1023 1023 1023 1023 1023 1039 1039 Восток Газ 2666 3069 3286 3503 3782 3937 4092 4216 4371 Уголь 2666 2697 2697 2697 2697 2697 2697 2697 2697 Разность топливных затрат на ТЭС и АЭС при реализации инновационного и тра диционного вариантов приведена в таблице 4.4.8. Экономия условного топлива, достигае мая в инновационном варианте, обеспечивает снижение суммарных за период до 2020 г.

топливных затрат на 149 млрд руб. 2010 г., причем полностью - за счет более интенсивно го технологического обновления ТЭС. Небольшое увеличение топливных затрат на АЭС (как и показанное выше увеличение условно-постоянных затрат) связано с более ранними сроками ввода некоторых блоков по сравнению с традиционным вариантом.

Таблица 4.4.8 – Экономия топливных затрат по инновационному варианту, млрд руб.

2011 – 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.

2020 гг.

1. Перерасход на АЭС 0,0 -0,2 -1,2 -1,6 -1,4 -1,2 -0,7 - 2. Экономия на ТЭС 0,3 0,9 10,5 17,2 30,3 41,7 54,4 Суммарная эконо мия топливных за трат 0,2 0,7 9,3 15,6 28,9 40,4 53,8 Примечание – экономия (+), перерасход(-) Г. Частный эффект в генерации На основе расчета всех основных составляющих в таблице 4.4.9 приведена ком плексная оценка частного эффекта в генерации при реализации инновационного варианта развития электроэнергетики на период до 2020 г. и с учетом последействия принятых ре шений до 2030 г.

С учетом неопределенности оценки условно-постоянных затрат, суммарный эф фект в генерации в период до 2020 г. составит 191-266 млрд руб. 2010 г. При этом в пери од до 2015 г. реализация Программы модернизации приведет к увеличению затрат (в сум ме на 53-56 млрд руб.) – прежде всего, за счет дополнительных капиталовложений в более приближенный по срокам ввод АЭС. Основные же эффекты (в объеме 247-319 млрд руб.) от перехода к инновационному варианту развития электроэнергетики проявятся в сле дующем пятилетии, а по условно-постоянным и топливным затратам – и за его пределами (до 2030 г.). Учитывая период последействия до 2030 г., дисконтированный эффект от реализации Программы модернизации для генерации составит 319-424 млрд руб. 2010 г.

Таблица 4.4.9 – Частный эффект в генерации при реализации Программы модерни зации электроэнергетики, млрд руб. 2010 г.

2011-2015 гг. 2016-2020 гг. 2011-2020 гг в том числе: в том числе: в том числе:

Всего Всего Всего АЭС ТЭС АЭС ТЭС АЭС ТЭС Экономия (+) / перерас- -53 +77 +319 +131 + + -130 +74 +188 +59 +58 + ход (-) затрат до 2020 г. – -56 +247 + всего, в т.ч.

Капиталовложения -60 -125 +65 +133 +197 -64 +72 + + Условно-постоянные +6 +11 +38 +41 + + -5 -3 - затраты +3 +8 -34 -31 - - Топливные затраты +1 - +1 +148 -6 +154 -6 + + Дисконтированный эф + фект за период (с учетом + последействия до 2030 г.) Примечание – в числителе условно-постоянные затраты на ПГУ и ГТУ – 2 % от УКВ, в знаменателе – 5 % от УКВ Общеотраслевой эффект в электроэнергетике помимо эффектов в генерации учи тывает также эффекты в электросетевом комплексе и эффект от снижения экологических платежей Д. Снижение экологических платежей за счет экономии органического топлива на ТЭС На основе выявленной экономии органического топлива (табл. 4.4.6) определен объем снижения выбросов парниковых газов при реализации Программы модернизации электроэнергетики (табл. 4.4.10). В целом за период до 2020 г. выбросы парниковых газов в инновационном варианте будут на 118 млн т СО2 ниже, чем в традиционном. При при нятом в разделе 4.2 значении платы за выбросы парниковых газов (620 руб./т СО2) это создаст дополнительный эффект в объеме 73 млрд руб. 2010 г.

Таблица 4.4.10 – Снижение экологических платежей за выбросы парниковых газов при реализации Программы модернизации электроэнергетики 2011 – 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.

2020 гг.

Экономия органического топлива – всего, млн т у.т., 0,2 0,8 4,0 6,5 9,7 13,0 17,1 51, в т.ч. за счет:

- газа -0,1 -0,7 1,4 2,1 5,4 6,9 8,5 23, 2011 – 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.

2020 гг.

- угля 0,3 1,5 2,6 4,4 4,3 6,1 8,6 27, Сокращение выбросов парниковых газов – всего, млн т СО2,: в т.ч. за счет: 0,6 3,3 9,9 16,0 21,1 28,8 38,6 118, - газа -0,2 -1,1 2,3 3,4 8,7 11,2 13,8 38, - угля 0,8 4,4 7,6 12,6 12,4 17,6 24,8 80, Снижение экологических платежей – всего, млрд руб., 0,4 2,0 6,1 9,9 13,1 17,8 23,9 73, в т.ч. за счет:

- снижения расхода га за на ТЭС -0,1 -0,7 1,4 2,1 5,4 6,9 8,5 23, - снижение расхода угля на ТЭС 0,5 2,7 4,7 7,8 7,7 10,9 15,4 49, Дисконтированный эффект от сокращения экологиче ских пла-тежей с учетом последействия до 2030 г., млрд руб. При расчете эффектов в электросетевом комплексе на данном этапе работы не уда лось сформировать традиционный вариант развития электросетевого комплекса, поэтому экономия (перерасход) затрат инновационного варианта относительно традиционного ва рианта по капиталовложениям и условно-постоянным затратам оценена экспертно.

Итоговое значение эффекта от реализации Программы модернизации в отрасли «Электроэнергетика», объединяющего эффекты в генерации, сетях и снижение экологиче ских платежей, составит в период до 2020 г. 359-434 млрд руб. (табл. 4.4.11). Дисконтиро ванный отраслевой эффект с учетом последействия до 2030 г. оценивается в 405-510 млрд руб.

Таблица 4.4.11 – Частный эффект в отрасли «Электроэнергетика», млрд руб. 2010 г.

Всего эффект (+) / перерасход (-), в т.ч.:

Генерация а) капиталовложения б) условно-постоянные затраты - в) топливные затраты Передача и распределение электроэнергии а) капиталовложения б) условно-постоянные затраты Снижение экологических платежей Дисконтированный эффект (с учетом последействия до 2030 г.) 4.4.2 Частный эффект в топливных отраслях Газовая отрасль.

Основной эффект от реализации Программы модернизации электроэнергетики в га зовой отрасли связан с уменьшением расхода газа на ТЭС (Вгаз) при инновационном ва рианте развития за счет замещения традиционных паротурбинных ТЭС на газомазутном топливе прогрессивными технологиями на базе ПГУ и ГТУ, а также за счет ускоренного во времени ввода объектов атомной энергетики. Объем экономии газа по годам и в целом за период до 2020 г. показан в таблице 4.4.6.

В соответствии с методическими положениями (раздел 4.2), стоимостная оценка экономического эффекта в газовой отрасли от реализации Программы модернизации электроэнергетики включает в себя экономию условно-постоянных затрат на добычу и транспорт, а также снижение капиталовложений в прирост добычи газа и расширение га зотранспортной сети. Все приведенные ниже оценки выражены в руб. 2010 г.

Предполагается, что в период до 2020 г. замыкающим месторождением газа для Европейской части России будет Бованенковское месторождение, расположенное на по луострове Ямал. При этом удельная капиталоемкость разработки (kдоб.газ) этого месторож дения при условии его выхода на максимальный уровень добычи (104,5 млрд м3 в год) оценена величиной 3500 руб./тыс. м3 в год, а удельные эксплуатационные затраты на до бычу газа (Здоб.газ) – величиной 867 руб./тыс. м3.

Основная экономия газа на ТЭС получена в Центральном федеральном округе. По этому при определении эффектов от сокращения пропускной способности рассматривает ся дополнительный газопровод Ямал-Ухта-Торжок суммарной протяженностью 2360 км.

Удельная капиталоемкость газотранспортной сети (kтран.газ) по данному направлению со ставляет 6072 руб./тыс. м3 в год, удельные условно-постоянные эксплуатационные затраты на транспорт газа (Зтран.газ) – 486 руб./тыс. м3 в год, а удельный расход газа на потери и собственные нужды газопровода () – 6 % от объема транспортируемого газа.

Результаты расчета экономического эффекта и его составляющих в газовой отрасли приведены в таблице 4.4.12. Суммарное снижение затрат при этом составляет 114,9 млрд руб., а общий дисконтированный эффект от реализации Программы модернизации элек троэнергетики в газовой отрасли с учетом последействия до 2030 г. – 82,3 млрд руб. При этом основная часть этого эффекта связана со снижением капиталовложений в прирост добычи газа и расширение транспортной сети за счет уменьшения расхода газа на ТЭС.

Таблица 4.4.12 – Экономический эффект от реализации Программы модернизации электроэнергетики в газовой отрасли 2011 – Единицы 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г. измерения гг.

Уменьшение расхода газа млн т у.т. -0,1 -0,7 1,3 1,8 5,0 6,6 8,0 млрд м на ТЭС (Вгаз) -0,1 -0,6 1,1 1,7 4,3 5,8 6,9 Уменьшение мощности по добыче и транспорту газа млрд м3 в год (Gt) -0,1 -0,7 2,4 0,7 3,7 2,0 1,6 9, Снижение условно постоянных затрат - всего, в т.ч. млрд руб. -0,1 -0,8 1,6 2,3 6,1 8,1 9,7 26, -на добычу газа млрд руб. -0,1 -0,5 1,0 1,5 4,0 5,3 6,4 17, -на транспорт газа млрд руб. 0,0 -0,3 0,5 0,8 2,1 2,8 3,4 9, Снижение капиталовложе ний - всего, в т.ч.: млрд руб. -1,1 -6,5 21,9 6,8 34,1 18,2 14,7 88, -в прирост добычи газа млрд руб. -0,4 -2,5 8,3 2,6 13,0 6,9 5,6 33, -в расширение сети млрд руб. -0,7 -4,1 13,6 4,2 21,2 11,3 9,1 54, Суммарное снижение за трат млрд руб. -1,2 -7,4 23,4 9,1 40,2 26,3 24,4 Дисконтированный эф фект за период (с учетом млрд руб. 2011 – Единицы 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г. измерения гг.

последействия до 2030 г.) Угольная отрасль.

Основной эффект от реализации Программы модернизации электроэнергетики в угольной отрасли связан с уменьшением расхода угля на ТЭС (Вуг) за счет его вытесне ния другими энергоресурсами, а также за счет использования новых технологий на уголь ных ТЭС. Прогнозируемый объем экономии угля на ТЭС в инновационном варианте по казан в таблице 4.4.6.

При расчете эффектов от реализации Программы модернизации электроэнергетики в угольной отрасли принято, что снижение потребления угля на ТЭС Европейских рай онов страны (ЕЕЭС) приводит к сокращению добычи кузнецкого угля на новых месторо ждениях, в ОЭС Сибири – местных восточносибирских углей, а в ОЭС Востока – местных дальневосточных углей. Удельные капиталовложения в разработку новых месторождений указанных углей, а также удельные условно-постоянные эксплуатационные затраты на их добычу (в руб. 2010 г.) приняты по оценкам ИНЭИ РАН (табл. 4.4.13).

Таблица 4.4.13 – Основные технико-экономические показатели разработки новых месторождений угля, руб. 2010 г./т у.т. в год 2011 – 2015 гг. 2016 – 2020 гг.

Удельные капиталовложения - кузнецкий уголь 5267 - восточносибирские угли 3253 - дальневосточные угли 8984 Удельные условно-постоянные затраты - кузнецкий уголь 558 - восточносибирские угли 310 - дальневосточные угли 620 Расчет экономического эффекта и его составляющих в угольной отрасли приведен в таблице 4.4.14. Суммарное снижение затрат от реализации Программы модернизации электроэнергетики в угольной отрасли составляет 86 млрд руб., а общий дисконтирован ный эффект с учетом последействия до 2030 г. – 58,3 млрд руб. При этом основная часть этого эффекта связана со снижением капиталовложений в добычу угля (прежде всего – кузнецкого) при уменьшении его расхода на ТЭС.


Таблица 4.4.14 – Экономический эффект от реализации Программы модернизации электроэнергетики для угольной отрасли 2011 – 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.

гг.

Уменьшение расхода угля на ТЭС (Вуг) – всего, млн т у.т., в т.ч.: 0,3 1,5 2,6 4,4 4,3 6,1 8,6 - в ЕЕЭС 0,3 1,5 2,6 4,3 4,1 5,7 8,1 26, - в ОЭС Сибири 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 0,1 0, - в ОЭС Востока 0,0 0,0 0,1 0,2 0,4 0,5 1, Уменьшение мощности по до быче угля (U) – всего, млн т 0,4 1,6 1,4 2,3 -0,1 2,3 3,3 11, у.т. в год, в т.ч.:

- кузнецкие 0,4 1,6 1,3 2,3 -0,2 2,0 3,0 10, 2011 – 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.

гг.

- восточносибирские 0,0 0,1 -0,1 0,0 0,0 0,1 0, - дальневосточные 0,0 0,0 0,1 0,1 0,3 0,1 0, Снижение условно-постоянных затрат на добычу угля – всего, млрд руб., в т.ч.: 0,2 0,9 1,5 2,6 2,6 3,6 5,1 16, - кузнецкие 0,2 0,9 1,5 2,5 2,4 3,4 4,7 15, - восточносибирские 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0, - дальневосточные 0,0 0,0 0,0 0,1 0,3 0,3 0, Снижение капиталовложений на добычу угля – всего, млрд 1,9 8,6 8,7 14,7 -0,1 15,7 20,3 69, руб., в т.ч.:

- кузнецкие 1,9 8,7 8,3 14,0 -1,3 12,6 18,9 63, - восточносибирские 0,0 0,4 -0,2 -0,1 -0,1 0,5 0, - дальневосточные -0,1 0,0 0,9 1,4 3,1 0,9 6, Суммарное снижение затрат, млрд руб. 2,0 9,4 10,2 17,2 2,5 19,3 25,4 Дисконтированный эффект за период (с учетом последейст вия до 2030 г.), млрд руб. Суммарный эффект от реализации Программы модернизации электроэнергетики в топливных отраслях (табл. 4.4.15) складывается из эффектов в газовой и угольной отрас лях и составляет 201 млрд руб. в целом за период 2011 – 2020 гг., а дисконтированный эффект в топливных отраслях с учетом последействия до 2030 г. - 140 млрд руб. При этом величина эффекта, в большей степени определяется экономией газа, чем угля.

Таблица 4.4.15 – Экономический эффект от реализации Программы модернизации электроэнергетики в топливных отраслях, млрд руб. 2010 г.

2011 – 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.

2020 гг.

Суммарное изменение за трат – всего, в т.ч.: 0,8 2,1 33,6 26,3 42,7 45,6 49,8 - в газовой отрасли -1,2 -7,4 23,4 9,1 40,2 26,3 24,4 - в угольной отрасли 2,0 9,4 10,2 17,2 2,5 19,3 25,4 Дисконтированный эффект за период (с учетом после действия до 2030 г.) 4.4.3 Частный эффект у всех категорий потребителей определяется возможно стью сокращения цены электроэнергии в период до 2020 г.

Изменения в структуре вводов генерирующих мощностей и реализация эффектов удешевления стоимости объектов и инвестируемого капитала при переходе от традицион ного к инновационному варианту развития электроэнергетики заметно повлияют на уро вень цен электроэнергии, а через них – на изменение расходов конечных потребителей.

Как показано в таблице 4.4.16, уже к 2015 г. разность совокупной выручки в элек троэнергетике между традиционным и инновационным вариантами, которая определяет годовой эффект для потребителей, составит около 100 млрд руб. 2010 г. К 2020 г. сниже ние необходимой выручки в инновационном варианте обеспечит годовую экономию на оплате электроэнергии у потребителей почти в 450 млрд руб. 2010 г. по сравнению с тра диционным вариантом.

В целом за период до 2020 г. реализация Программы модернизации позволит сэко номить у потребителей электроэнергии до 1,7 трлн руб. 2010 г. (в текущих ценах данный эффект оценивается величиной 2,4 трлн. рублей). В величина дисконтированного эффекта оценивается в 841 млрд руб. 2010 г.

Таблица 4.4.16 – Экономический эффект у потребителей от снижения необходимой выручки в отрасли и цены электроэнергии, млрд руб. 2010 г.

год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Традиционный вариант Всего выручка 1650 1855 2014 2159 2324 2504 2650 2755 3048 Всего генерация 1042 1110 1197 1315 1464 1610 1724 1801 2064 - электроэнергия 747 788 856 937 1022 1113 1206 1252 1441 - мощность 295 321 341 378 442 497 518 549 623 Всего сети 553 689 761 788 803 838 869 897 927 - ЕНЭС 123 146 166 181 176 197 208 218 229 - РСК 307 388 424 433 448 461 481 499 518 - ТСО 123 156 170 174 180 180 180 180 180 Инфраструктура и сбыт 56 57 57 57 57 57 57 57 57 Инновационный вариант Всего выручка 1650 1802 1940 2088 2220 2377 2460 2480 2674 Всего генерация 1042 1092 1176 1303 1438 1584 1677 1700 1878 - электроэнергия 747 790 856 938 1020 1108 1189 1202 1355 - мощность 295 302 320 365 418 476 489 498 523 Всего сети 553 654 708 729 726 736 726 723 740 - ЕНЭС 123 146 166 181 165 183 178 184 191 - РСК 307 388 425 434 449 445 442 436 447 - ТСО 123 120 117 114 111 109 106 104 102 Инфраструктура и сбыт 56 57 57 57 57 57 57 57 57 Эффект у потребителей - ежегодный 0 53 74 71 104 127 190 275 374 - накопленный 0 53 127 198 302 429 619 894 1268 - дисконтированный за период 4.4.4 Оценка вклада всех отраслей экономики и потребителей электроэнерге тики в интегральную эффективность Программы модернизации электроэнергетики.

Совокупность рассмотренных выше частных эффектов, связанных с изменением динамики капиталовложений и их структуры, объемов потребления по видам топлива, це новой нагрузки на потребителей, позволяет дать макроэкономическую оценку интеграль ного эффекта реализации Программы модернизации электроэнергетики. При этом, во первых, оценивается изменение самого ВВП страны, а во-вторых – структура этого изме нения по основным видам деятельности и секторам экономики. Таким образом, удается определить совокупный эффект для обеспечивающих электроэнергетику и смежных с ни ми отраслей с учетом прямых и обратных межотраслевых связей.


Количественный прогноз изменения показателей экономики страны выполнен на основе методических принципов, изложенных в п. 4.2. Он, в частности, опирается на де тальное моделирование взаимосвязанной системы стоимостных балансов производства и использования основных видов продукции и услуг и финансовых балансов по видам эко номической деятельности и отраслям экономики для традиционного и инновационного вариантов развития электроэнергетики.

Как показано в таблице 4.1.17, переход к инновационному варианту развития от расли даст совокупный прирост ВВП за период 2015-2020 г. в объеме 1,9 трлн руб. 2010 г.

С учетом инфляции (в текущих ценах) изменение ВВП составит при этом 2,9 трлн руб. В таблице 4.1.18 приведены основные составляющие производства и использования ВВП по секторам экономики.

Таблица 4.4.17 – Изменение ВВП при переходе от традиционного к инновационно му варианту развития электроэнергетики 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г. Всего за период Изменение ВВП, млрдруб. 2010 г. 111 195 193 349 416 643 Изменение ВВП, млрд руб. в текущих ценах 181 352 221 449 587 1117 Дисконтированное изменение ВВП, млрд руб. 2010 г. 69 110 99 163 176 248 Анализ основных факторов, вносящих вклад в изменение ВВП (табл. 4.1.19), пока зывает, что реализация Программы модернизации в электроэнергетике с увеличением объемов ввода мощностей может создать благоприятные условия для развития отечест венного энергетического машиностроения и эффективного замещения импорта машино строительной продукции. Совокупный экономический эффект, формируемый в экономике России за счет развития отечественного машиностроительного сектора и дополнительного роста смежных с ним отраслей в период до 2020 г. составит более 400 млрд руб. 2010 г.

Таблица 4.4.18 – Изменения в производстве и использовании ВВП при переходе от традиционного к инновационному варианту развития электроэнергетики, млрд руб. 2010г.

Всего за год период 2015 2016 2017 2018 2019 111 195 193 349 416 643 Всего изменение ВВП I. Использование ВВП Инвестиции в основной капи тал 81 137 -145 -58 -104 20 - Конечное потребление насе ления -2 -2 38 84 146 207 Конечное потребление го управления и НКО 0 0 13 27 32 77 Чистый экспорт 32 54 288 297 345 340 Экспорт 8 3 16 35 61 53 Импорт -24 -52 -271 -262 -285 -287 - II. Производство ВВП Производство и распр-ие э/э, газа и воды 8 12 22 34 44 61 в т.ч. электроэнергетика 7 10 19 31 39 54 Добыча ТЭР 3 12 23 29 34 46 Машиностроение 80 111 104 126 116 149 в т.ч. энергомашинострое ние 46 70 54 73 66 81 Металлургия 0 17 31 37 42 57 Строительство 14 30 3 11 21 50 Транспорт 3 9 8 16 24 46 Прочие 3 4 3 97 134 233 Вклад различных факторов в дополнительный прирост ВВП за период до 2020 г.

при переходе от традиционного к инновационному варианту развития электроэнергетики, млрд руб. 2010 г.

Прирост чистой стоимости электроэнергетики Дополнительный экспорт газа и угля Снижение цены электроэнергии Прирост выпуска в отраслях экономики из-за снижения импорта машиностроительной продукции Всего изменение ВВП 4.4.5 Снижение ущерба у потребителей от повышения балансовой надежности при реализации Программы модернизации электроэнергетики Реализация мероприятий по технологическому обновлению отрасли позволит пе рейти от проектного норматива балансовой надежности, Н=0,996 к нормативу надежности Н=0,9990 в 2015 г. и Н=0,9991 в 2020 г. Как показано в таблице 4.4.19, это позволит почти пятикратно снизить объемы недоотпуска электроэнергии потребителям: с более чем до 20 млн кВт·ч.

Таблица 4.4.19 – Предварительная оценка предотвращенного ущерба от недоот пуска электроэнергии в Программе модернизации электроэнергетики 2011 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г. 2020 гг.

Недоотпуск электроэнергии при Н=0,996, млн кВт·ч 102,2 105,0 107,9 110,8 113,6 116,5 655, Недоотпуск электроэнергии при заданном нормативе, млн кВт·ч 22,0 21,9 21,8 21,8 21,7 21,6 130, Уменьшение недоотпуска электро энергии при переходе от норматива Н=0,996 к заданному, млн кВт·ч 80,2 83,1 86,0 89,0 91,9 94,9 525, При величине удельного ущерба от недоотпуска электроэнергии 90 руб./кВт.ч., оп ределенного для ограниченного числа региональных энергосистем, снижение экономиче ского ущерба у потребителя составит по стране в целом 47,3 млрд руб., а при величине удельного ущерба 300 руб./кВт·ч., принимаемого на Западе – 157,5 млрд руб.

4.5 Модернизация нормативно-правовой базы электроэнергетики Требуется специальная более углубленная проработка этого вопроса в рамках от дельной работы.

4.6 Мониторинг и контроль реализации Программы модернизации электро энергетики России на период до 2020 года Мониторинг хода реализации Программы модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года осуществляется Минэнерго России с участием других органов ис полнительной власти и государственных структур, а также предприятий электроэнерге тической отрасли на основе Плана мероприятий по её реализации, основных показателей состояния и развития электроэнергетики, формируемых на основе данных официальной государственной статистики.

В качестве механизмов реализации Программы модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года предусматриваются:

формирование информационно-аналитического обеспечения системы мониторинга реализации Программы модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года с использованием государственного информационного ресурса.

Система мониторинга реализации Программы модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года предусматривает непрерывное наблюдение за фактическим положением дел в электроэнергетике и осуществлением долгосрочной государственной политики в сфере электроэнергетики, а также получение оперативной информации для своевременного выявления и системного анализа происходящих изменений в целях пре дупреждения негативных тенденций.

Контроль реализации Программы модернизации электроэнергетики России на пе риод до 2020 г. осуществляет Правительство РФ на основе ежегодного доклада Министра энергетики РФ.

Перечень приложений к программе «Модернизация электроэнергетики России на период до 2020 года»

Приложение № План-график демонтажа генерирующего оборудования в период 1а 2010-2020 годы. Инновационный вариант.

Приложение № План-график демонтажа генерирующего оборудования в период 1б 2010-2020 годы. Традиционный вариант.

Приложение № План-график вводов генерирующих мощностей на ТЭС в период 2а с 2010 по 2020 год. Инновационный вариант.

Приложение № План-график вводов генерирующих мощностей на ТЭС в период 2б с 2010 по 2020 год. Традиционный вариант.

Приложение № Анализ мирового опыта развития передовых технологий в теп лоэнергетике Приложение № Комплексный контроль и предотвращение загрязнений окру жающей среды. Справочник по наилучшим доступным техноло гиям для крупных топливосжигающих установок Приложение № Комплексная программа строительства 30 энергоблоков ПГУ 110 на базе газовых турбин 6FA до 2020 года. Инвестиционный проект ОАО «Интер РАО ЕЭС»

Приложение № Положения «Стратегии развития энергомашиностроения Рос сийской Федерации на 2010-2020 годы и на перспективу до года»

Приложение № Федеральная целевая программа «Национальная технологиче ская база» на 2012-2016 годы. Подпрограмма «Развитие силовой электротехники и энергетического машиностроения на 2012 2016 годы»

Приложение № Письмо ОАО «Энергетический институт им. Г.М. Кржижанов ского» от 15 11 2010 № 01 8 0202 434 ЭВ Приложение № Письмо ОАО «Силовые машины»

Приложение № Письмо и материалы ОАО «ЭМАльянс»

Приложение № Письмо ОАО «АТОМЭНЕРГОМАШ»

Приложение № Письмо НПО «Сатурн»

Приложение № Приложение 1 к письму НПО «Сатурн»

Приложение № Приложение 2 к письму НПО «Сатурн»

Приложение № Письмо ОАО «ИК ЗИОМАР»

Приложение № Письмо ЗАО «Уральский турбинный завод»

Приложение № Приложение к письму ЗАО «Уральский турбинный завод»

Приложение № Технические предложения ЗАО «Уральский турбинный завод»

Приложение № Приложение к письму ОАО «Атомэнергомаш» от «29» ноября 2010г. № 03/43- Приложение № Приложение 2 к письму ОАО «Атомэнергомаш»

Приложение № Письмо ООО «Тольятинский Трансформатор»

Приложение № Письмо ОАО «НОВАЭМ»

Приложение № Диагностика и ремонт оборудования теплоэлектростанций Приложение № Типовые компоновки ПГУ с использованием мощных газовых 24а турбин Приложение № Типовые решения по реконструкции ТЭЦ 24б Приложение № Достоинства и недостатки одно- и многовальных ПГУ 24в Приложение № Инновационный кластер Ярославской области «Энергетическое 24г машиностроение и двигателестроение»

Приложение № Протокол заседания Комиссии Минэнерго РФ по осуществле 24д нию мониторинга проведения организациями электроэнергетики ремонтов и технического состояния генерирующих объектов Приложение № Компоновочные решения унифицированных угольных ТЭС 25а Приложение № Технические предложения по модернизации угольных ТЭС с 25б блоками 150 и менее 200 МВт на период до 2020г.

Приложение № Модернизация тепловых сетей Приложение № Данные о возрастной структуре гидросилового оборудования действующих ГЭС по ОЭС на 01.01. Приложение № Данные о возрастной структуре гидросилового оборудования действующих ГЭС с учетом предлагаемых мероприятий по мо дернизации на уровне 2020 год Приложение № Приросты установленной мощности и среднегодовой выработки электроэнергии в результате осуществления подпрограммы (без восстанавливаемых и строящихся ГЭС) Приложение № Данные о гидросиловом оборудовании действующих ГЭС Приложение № Данные об основных производителях гидросилового (гидротур бинного и гидрогенераторного) оборудования для ГЭС России Приложение № Планируемые объемы финансирования по программе техперево оружения (без учета восстанавливаемых и строящихся ГЭС) Приложение № Показатели восстанавливаемых, строящихся и новых ГЭС с вво дами до 2020 г Приложение № Материалы по подпрограмме «Развитие возобновляемых источ ников энергии на период до 2020 года»

Приложение № Вводы и реконструкция электросетевых объектов ЕНЭС за пе риод 2011-2020 гг. по ОЭС Приложение № Сводные данные по вводам и реконструкции электросетевых объектов ЕНЭС за период 2011-2020 гг.

Приложение № Сводные данные по вводам и реконструкции электросетевых объектов распределительного комплекса Приложение № Испытательные центры и стенды для электросетевого комплекса Приложение № Демонстрационные проекты новых технологий в теплоэнергети ке Приложение № Демонстрационные проекты управляемых линий электропереда чи переменного тока (активно-адаптивной сети) Приложение № Демонстрационные проекты линий электропередачи постоянно го тока Приложение № Устройства на базе сверхпроводникового оборудования Приложение № Демонстрационные установки возобновляемых источников энер гии Приложение № Целевые индикаторы и показатели реализации подпрограммы «Развитие силовой электротехники и энергетического машино строения на 2012-2016 годы». Перечень мероприятий подпро граммы.

Приложение № Перечень основных действующих отраслевых нормативно технических документов, устанавливающих требования к работе объектов электроэнергетики в составе электроэнергетической системы Приложение № Приложение к разделу Приложение № Приложения к разделу 4. Приложение № Перечень стандартов организации НП «Инновации в электро энергетике»



Pages:     | 1 |   ...   | 6 | 7 ||
 





 
© 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.