Энергосистеме составили планы

Россия утвердила параметры развития ее энергетической системы до 2029 года и стоимость строительства новой генерации на 15,7 ГВт. Основой установленной мощности по-прежнему останутся теплоэлектростанции, на которые придется почти 65% выработки электроэнергии. Ключевой проблемой, которую будет необходимо решить за ближайшие пять лет, станет энергодефицит в Сибири, на Дальнем Востоке и юге России.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Минэнерго в начале декабря утвердило разработанные «Системным оператором» схему и программы развития электроэнергетических систем (СиПР) на 2024–2029 годы. Документ призван сформировать состав объектов по производству электроэнергии и мощности для обеспечения прогнозируемой потребности в Единой энергосистеме России, предотвратить прогнозируемый дефицит, а также определить размещение линий электропередачи и подстанций классом напряжения 110 кВ и выше.

При подготовке СиПР 2024–2029 впервые были проведены масштабные расчеты по определению уровня балансовой надежности по 110 группам зон надежности ЕЭС России. Так, в 87 зонах уровень балансовой надежности прогнозируется выше установленного Минэнерго норматива. Ниже нормативного значения он прогнозируется в 23 зонах надежности, в том числе в Забайкальском крае, Иркутской области, Республике Бурятия, Краснодарском крае, Республике Крым. Это подтверждает существование территорий технологически необходимой генерации.

Мощности пойдут в рост

На начало 2023 года установленная мощность российских электростанций составляла 247,6 ГВт. По итогам года она должна вырасти на 0,6%, до 249,2 ГВт, из которых 11,8% будет приходиться на атомные электростанции, 20,2% — на гидравлические электростанции, 66,1% — на тепловые электростанции и оставшиеся 1,9% — на ВИЭ-генерацию.

Согласно документу, объем потребления в единой энергосистеме по итогам 2023 года будет на уровне 1,119 трлн кВт•ч против 1,124 трлн кВт•ч в аналогичной программе на 2023–2028 годы. К 2029 году этот показатель может вырасти до 1,27 трлн кВт•ч, что предполагает среднегодовой рост на 2%.

За время реализации программы в России должны быть введены в строй 15,73 ГВт генерации, из которых 2,7 ГВт придутся на АЭС, почти 7 ГВт — на ТЭС, еще около 1 ГВт — ГЭС и почти 5 ГВт — ВИЭ. Наибольший прирост ожидается в ОЭС Востока (с 44,46 млрд кВт•ч в 2022 году до 63,40 млрд кВт•ч к 2029 году при среднегодовом темпе роста 5,2%). Совокупный объем инвестиций в развитие системы запланирован на уровне 3,2 трлн руб. с НДС.

В начале декабря правительственная комиссия по вопросам развития электроэнергетики утвердила технические и ценовые параметры строительства новой генерации, а также дала старт конкурсному отбору проектов по строительству.

Структура установленной мощности ЕЭС России до 2029 года в целом сохранится при незначительном снижении доли тепловых электростанций (с 66,05% в 2022 году до 64,56% в 2029 году) и снижении доли гидравлических электростанций. Распределение по видам используемого топлива также останется практически без изменений: доля угля в 2029 году составит 23,1% при сохранении доли газа на уровне 71,5% к 2029 году. На нефтетопливо будет приходиться к этому времени около 0,5%.

Как отмечается в программе, основным направлением развития атомных электростанций является строительство энергоблоков с реакторами нового типа ВВЭР-ТОИ для замены энергоблоков серии РБМК-1000 на Курской АЭС, а также строительство инновационного энергоблока БРЕСТ-ОД-300 на площадке опытно-демонстрационного энергоблока в городе Северске. На тепловых электростанциях, в свою очередь, планируется провести модернизацию существующего генерирующего оборудования, в том числе с использованием паросилового цикла и газотурбинных установок большой мощности отечественного производства.

Спрос на мощность, согласно плану, вырастет на 24,5 ГВт относительно 2022 года и составит 183,4 ГВт при среднегодовом темпе роста максимума потребления мощности 2,07%. При этом из эксплуатации будут выведены мощности на 5 ГВт (около 4 ГВт тепловых станций, еще 1 ГВт — АЭС).

Хватило не всем

Ключевой проблемой развития российской энергосистемы, согласно СиПР, на ближайшие годы станет существенный дефицит мощности на трех территориях. Так, нехватка генерации ожидается в юго-восточной части ОЭС Сибири (не менее 1,225 ГВт), в ОЭС Востока (не менее 1,348 ГВт с возможностью увеличения до 1,935 ГВт), а также в юго-западной части ОЭС Юга (не менее 857 МВт с возможностью увеличения до 1,286 ГВт).

Новый прогноз дефицита мощности оказался выше показателей, представленных в предыдущем варианте СиПР. Так, в сентябре нехватка мощностей на юго-востоке Сибири так же оценивалась в 1,225 ГВт, но верхние границы прогноза в ОЭС Востока и Юга были ниже — 1348–1483 МВт и 857–943 МВт соответственно.

Рост прогнозного дефицита в ОЭС Юга еще на 460 МВт «Системный оператор» объясняет невозможностью эксплуатации импортных газовых турбин на Сочинской и Джубгинской ТЭС «Интер РАО» (мощность — 160,5 МВт и 198 МВт соответственно), а также дополнительной заявкой «Автодора» на 100 МВт. Обе электростанции работают на базе энергоблоков типа SGT-700 производства Siemens (Сочинская ТЭС) и LMS100PB производства General Electric (Джубгинская ТЭС). Из-за отсутствия необходимого оборудования для плановых ремонтов на фоне санкций их эксплуатация будет невозможна после 2026 года.

При этом вынужденная остановка иностранных блоков электростанций, построенных по договорам на поставку мощности, вызвала правовую коллизию, так как вывести их из эксплуатации можно только через 25 лет после начала работы. Как поясняли в «Интер РАО», действующие правила не регулируют ситуацию, в которой продолжение эксплуатации оборудования технически невозможно в случае возникновения дефицита.

Также нехватка электроэнергии на юге России (в том числе в Республике Крым и Севастополе к 2029 году в 247 МВт) связана с присоединением новых территорий. В плане отмечается, что с учетом передачи мощности в энергосистему Херсонской и Запорожской областей и использования мощности мобильных ГТЭС на уровне располагаемой мощности в случае отключения энергоблока Балаклавской ТЭС мощностью 251,5 МВт с 2024 года возникает превышение перетока мощности величины максимально допустимого значения в КС «ОЭС Юга — Крым».

Наиболее целесообразным решением в программе развития энергосистемы называется строительство гарантированной генерации суммарной мощностью не менее 857 МВт в юго-западной части ОЭС Юга, в том числе 220 МВт в энергосистеме Крыма и Севастополя.

Дефицит энергомощности на юго-востоке Сибири при проведении ремонтов «Системный оператор» (диспетчер энергосистемы) прогнозирует начиная с 2024 года. Основными причинами являются ввод объектов Восточного полигона ОАО РЖД с потреблением 644 МВт, а также более мелких потребителей, включая теплицы, золоторудные месторождения, жилые комплексы и центры по добыче криптовалюты. Покрыть его в программе предлагается за счет строительства объекта генерации суммарной установленной мощностью, покрывающей общий размер дефицита региона,— 1,225 ГВт. Ее стоимость, согласно утвержденным правительственной комиссией параметрам, может достигнуть 518 млрд руб. (предельный capex был утвержден на уровне 423 тыс. руб. за 1 кВт) при доходности 12%.

В свою очередь, дефицит мощности и энергии (то есть генерация нужна для покрытия стандартной нагрузки, а не только пиковой) на востоке может быть покрыт за счет строительства гидроэлектростанций, солнечной и ветряной генерации.

Как поясняет Сергей Роженко, директор группы аналитики в электроэнергетике Kept, СиПР систематически обновляется в рамках появляющихся новых технологических и экономических вводных. «Такой актуализированный план на среднесрочную перспективу необходим с учетом того, что отрасль электроэнергетики инертна и те мощности, которые необходимо запустить в 2030 году, необходимо начинать строить уже сейчас»,— отмечает он. По его словам, документ учитывает неравномерную динамику роста спроса на электроэнергию в разных регионах, а также разворот России на восток, который в том числе требует дополнительных мощностей для электрификации железных дорог.

Ольга Матвеева