6.1. Балансы мощности

Балансы мощности по ОЭС Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Юга и Урала сформированы на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС России. По ОЭС Сибири и ОЭС Востока рассмотрены перспективные балансы мощности на час совмещенного максимума ЕЭС и на час прохождения собственного максимума ОЭС. В сводном балансе мощности по ЕЭС России максимум потребления ОЭС Сибири и ОЭС Востока соответствует совмещенному максимуму потребления ЕЭС России.

При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления, нормативном расчетном резерве мощности и заданных объемах экспорта мощности спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемого 194764,7 МВт в 2013 году до 215150,7 МВт на уровне 2019 года.

Балансы мощности разработаны для варианта развития генерирующих мощностей, с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации (приложения N 2, N 4, N 5, N 6, N 7).

Мероприятия по дополнительной реконструкции, модернизации, перемаркировке (приложения N 9, N 10, N 11), а также дополнительному демонтажу в балансах мощности не учтены.

В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей за 2013 - 2019 годы возрастет с фактической величины 223070,8 МВт в 2012 году на 14343,7 МВт и составит 237414,5 МВт в 2019 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,3% в 2012 году до прогнозных 11,9% в 2019 году, доля ТЭС снизится с 68,1% до 67,1%, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) увеличится незначительно с 20,6% в 2012 году до 21% в 2019 году.

При расчетах балансов мощности учтены следующие факторы снижения использования установленной мощности электростанций:

- ограничения мощности действующих электростанций всех типов в период зимнего максимума потребления;

- неучастие в покрытии максимума нагрузки мощности оборудования, введенного после прохождения максимума нагрузки;

- наличие в отдельные годы "запертой" мощности в ряде регионов, которая из-за недостаточной пропускной способности электрических сетей не может быть выдана в смежные энергосистемы и ОЭС;

- негарантированность использования мощности возобновляемых источников энергии в час максимума потребления (ветровые электростанции).

Ограничения установленной мощности на ТЭС связаны с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, несоответствием производительности отдельного оборудования (сооружений) установленной мощности, износом оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном на турбинах с противодавлением), экологическими ограничениями по условиям охраны воздушного и водного бассейнов и др.

Ограничения установленной мощности ГЭС связаны с техническим состоянием оборудования, дополнительными требованиями по охране окружающей среды, снижением располагаемого напора ниже расчетного из-за проектной сезонной сработки водохранилища, ледового подпора, незавершенностью строительных мероприятий по нижнему бьефу отдельных ГЭС.

Прогнозные ежегодные объемы вводов генерирующего оборудования после прохождения зимнего максимума в 2013 - 2019 годах составляют от 1150 до 8240,4 МВт.

Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию "запертой" мощности. В период до 2019 года прогнозируется наличие "запертой" мощности в энергосистемах ОЭС Северо-Запада (энергосистемы Республики Коми, Архангельской и Мурманской областей) и в энергосистеме Иркутской области ОЭС Сибири. Величина "запертой" мощности с ростом потребления и развитием электрических связей снижается с 3000 МВт в 2013 году до 389 МВт в 2019 году.

Располагаемая мощность ветровых и приливных электростанций в период прохождения максимума нагрузки принимается равной нулю.

Величина мощности, не участвующая в результате названных выше факторов в балансе на час прохождения максимума потребления по ЕЭС России, изменяется в диапазоне 16105,2 - 23976,4 МВт, что составляет 6,7 - 10,3% от установленной мощности электростанций ЕЭС России.

В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 207700,5 МВт на уровне 2013 года и 220791,3 МВт на уровне 2019 года, что превышает спрос на мощность на 5640,6 - 14965,3 МВт в рассматриваемый период (порядка 2,6 - 7,2% от прогнозируемого спроса).

Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2019 года складывается с избытком резерва мощности в размере 3641,1 - 12707,2 МВт, что составляет 1,7 - 6,4% от спроса на мощность.

Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (с ОЭС Урала) в 2013 - 2019 годах складывается с избытком резерва мощности в объеме 2305,9 - 10670 МВт (1,4 - 6,7%).

В приложении N 12 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2013 - 2019 годы.

Сводные балансы мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по Европейской зоне ЕЭС России представлены в таблицах 6.1 - 6.3.

В приложении N 13 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2013 - 2019 годы.

При прогнозируемой потребности в ОЭС Северо-Запада баланс мощности в 2013 году складывается с превышением нормативного резерва мощности 332,0 МВт, что составляет 1,7% от спроса на мощность. С выводом из эксплуатации двух энергоблоков на Ленинградской АЭС в период 2014 - 2015 годов в ОЭС Северо-Запада возникает дефицит мощности в размере 860 - 894,5 МВт (4,3 - 4,4% от спроса на мощность). Покрытие дефицита мощности может быть обеспечено из ОЭС Центра. В период 2016 - 2017 годов энергообъединение практически самобалансируется. В период 2018 - 2019 годов баланс мощности ОЭС Северо-Запада складывается с дефицитом нормативного резерва мощности 1011 - 1324 МВт (4,8 - 6,2% от спроса на мощность), покрытие которого может быть обеспечено за счет избытков мощности ОЭС Средней Волги и ОЭС Урала.

В ОЭС Центра при заданном развитии электростанций баланс мощности в 2013 - 2018 годы складывается с превышением нормативного резерва мощности на 1796,3 - 4416,3 МВт, что составляет 3,5 - 8,8% от спроса на мощность. Однако к 2019 году в энергообъединении возникает дефицит мощности в размере 193,7 МВт или 0,4% от спроса на мощность.

В ОЭС Юга баланс мощности в период 2013 - 2014 годы складывается с дефицитом нормативного резерва мощности порядка 205,1 - 488,9 МВт, покрытие которого может быть обеспечено из ОЭС Центра и ОЭС Средней Волги. В последующий рассматриваемый перспективный период 2015 - 2019 годы развитие электростанций ОЭС Юга обеспечивает потребность региона в мощности.

В ОЭС Средней Волги и ОЭС Урала при заданном развитии электростанций балансы мощности в 2013 - 2019 годы складываются с превышением нормативного расчетного резерва мощности.

Баланс мощности ОЭС Сибири на час прохождения максимума нагрузки ЕЭС в период 2013 - 2019 годов складывается с превышением нормативного резерва мощности на 1335,2 - 2570,2 МВт (3,2 - 6,5% от спроса на мощность).

Восстановление Саяно-Шушенской ГЭС, ввод Богучанской ГЭС и энергоблока N 3 (800 МВт) на Березовской ГРЭС позволит обеспечить бездефицитный баланс мощности ОЭС Сибири в 2013 - 2018 годах. В 2019 году в ОЭС Сибири на час собственного максимума возможно возникновение дефицита мощности в размере 403,8 МВт (0,9% от спроса на мощность). Покрытие этого дефицита может обеспечиваться напрямую из ОЭС Урала с учетом строящихся на территории России транзитов 500 кВ Восход - Ишим (Витязь) - Курган и Томская - Парабель - Советско-Соснинская (Чапаевск) - Нижневартовская ГРЭС.

Тем не менее, одной из основных проблем ОЭС Сибири в рассматриваемый период остается проблема недостатка генерирующих мощностей, работающих в базовой части графика нагрузки, особенно в западной части ОЭС, вследствие чего в маловодные годы в ОЭС Сибири складывается напряженная режимно-балансовая ситуация. В условиях переноса на неопределенный срок сооружения энергоблоков Северской АЭС возникает потребность в строительстве дополнительных энергоблоков ТЭС, преимущественно, пылеугольных, в западной части ОЭС.

Баланс мощности ОЭС Востока на собственный максимум потребления до 2019 года складывается с превышением прогнозируемого спроса на мощность на 464,5 - 1405,4 МВт (5,0 - 18,4% от спроса на мощность).