Проекты развития энергетики Сибири. Есть ли потенциал по улучшению? by [presenter / Evgeny Fedorov] Сентябрь 2012, г. Улан-Удэ Евгений Федоров, генеральный директор ОАО «ЕвроСибЭнерго» ЕвроСибЭнерго – крупнейшая энергокомпания России Ключевые сегменты Управляет энергетическими активами с 2001 года; Установленная мощность 19,5 ГВт из которых более 75% приходятся на ГЭС; Крупнейшая вертикально интегрированная энергетическая компания в Сибири, доля рынка около 40%; В Группе более 27 тыс. работников. Установленная мощность, 2011 ОЭС Сибири, ГВт 18.9 41% 27.0 59% Другие генераторы ОЭС Сибири ИЭ+КГЭС Крупные ГЭС Выработка э/э, 2011 в ОЭС Сибири, млрд.кВтч 78 38% Сетевые активы 129 62% Угольные и газовые ТЭЦ 2 Энергетический кризис Бодайбинского района За последние 5 лет в ЕНЭС Успешно реализованы рекордные по инвестициям проекты развития сетей и генерации: • введено более 20 ГВт новой мощности; • построено более 7 тыс.км электрических сетей; • введено более 50 тыс.МВА трансформаторной мощности. За последние 5 лет в Иркутской области Не решена проблема энергодефицита Бодайбинского района: Единственный район в России, где постоянно вводятся ограничения; Периодические отключения линий из-за перегрузки; Останавливалось энергоснабжение при -40ºС. ! Постоянный риск отключения ЖКХ от энергоснабжения; Под угрозой срыва выполнение планов по добыче золота (10% от общероссийских); До 7 тысяч человек могут оказаться без работы; Министерство энергетики РФ включило Иркутскую область в перечень регионов с высокими рисками прохождения максимумов энергетических нагрузок За последние 5 лет в Сибири Повсеместно отказывают в подключении новых крупных потребителей, в том числе удаленных месторождений полезных ископаемых 3 Перспективные потребители Восточной Сибири Планы по освоению богатых месторождений Восточной Сибири и строительству перерабатывающих/обогатительных комплексов требуют дополнительных электрических мощностей более 1,5 ГВт + 22 МВт + 80 МВт 15 13 12 + 20 МВт 1 + 250 МВт 14 2 + 100 МВт 3 + 450 МВт 4 + 35 МВт 5 + 200 МВт + 150 МВт 1 Золоторудный район Бодайбо 9 Прибайкальский ГОК 2 Зона БАМ 10 Бугдаинский ГОК 3 Удоканский ГОК 11 Быстринский ГОК 4 Холоднинский ГОК 12 Усть-Илимский ГОК 5 Чинейский ГОК 13 Нерюндинское, Капаевское, Поливское м/р ж.р. 6 Орекитканский ГОК 14 Непское месторождение солей 7 Озерный ГМК 15 Нижнеудинский ГМК 8 Ермаковский ГОК 6 7 + 50 МВт + 100 МВт + 30 МВт 11 8 9 + 40 МВт 10 + 120 МВт + 35 МВт Проблемы по выдаче мощности по сечениям 4 Сценарий среднесрочного развития объектов энергетики севера Иркутской области и БАМа. Существующая концепция Районная Инвестиции на развитие энергообъектов: более 105 млрд. руб. Городская Дополнительная мощность: 525 МВт Удельные инвестиции более 200 млн. руб. / МВт Пеледуй Чертово Корыто Усть-Илимск Сухой Лог Удоканская ТЭС + 400 МВт Мамакан Срок реализации 4-5 лет Усть-Кут • Не решаются задачи по всем потребителям; • Дорогое строительство неэффективной генерации; • Сложность решения проблемы синхронизации энергозон; • Высокая вероятность отсутствия мощности в зимние периоды из-за климатических особенностей и работы ГЭС. Светлинская ГЭС + 125 МВт Таксимо Нижнеангарск Развитие ВЛ и ПС Решение только текущих локальных проблем отдельных потребителей, без перспективы 500 кВ 220 кВ 5 Сценарий среднесрочного развития объектов энергетики севера Иркутской области, БАМа и Бурятии. Альтернативная концепция Инвестиции на развитие энергообъектов: до 90 млрд. руб. Дополнительная мощность: ≈1000 МВт Удельные инвестиции до 100 млн. руб. / МВт Чертово Корыто Усть-Илимск Сухой Лог Мамакан Срок реализации 4-5 лет Усть-Кутская ТЭС + 400 МВт (до 1200) • Удельные инвестиции практически в 2 раза ниже выбранного пути Создаются условия для объединения с ОЭС ДВ Чара Таксимо Нижнеангарск Обеспечение потребителей Бодайбо, Забайкальского края и Бурятии Всех, в полном объеме, в длительной перспективе в те же сроки • Возможность синхронизации выдачи мощности от Ленской ТЭС и развития потребителей; • Недорогая эффективная генерация; • Одинаковые сроки реализации. Решение задач энергоснабжения всех потребителей на длительную перспективу Возможность строительства ВЛ Улан-Удэ - Витим Развитие ВЛ и ПС 500 кВ 220 кВ 6 Сценарий среднесрочного развития объектов энергетики. Сравнение проектов генерации Ленская ТЭЦ Удоканская ТЭС На севере Иркутской области в настоящее время разрабатываются нефтегазовые месторождения, газ с которых будет являться топливом для Ленской ТЭЦ в г. Усть-Кут. В целях синхронизации ввода новых генерирующих мощностей и увеличения потребления электроэнергии, предусмотрена гибкая поэтапная схема реализации по 400 МВт до 1200 МВт. Рассматривается вариант строительства локальной угольной ТЭС мощностью 400 МВт в п. Чара, для обеспечения электрической энергией горно-обогатительного комбината на Удоканском месторождении меди. Особенности проекта: Особенности проекта: Низкие удельные инвестиции - до 1500$/кВт; Сроки строительства блока №1 до 3-х лет; Сроки строительства последующих блоков 1 блок в 1-2 года; Условно-постоянные расходы ниже на 30%, чем на аналогичных угольных ТЭЦ; КПД до 60% по сравнению с мах КПД угольной ТЭС (37%); Возможность получения топлива по приемлемым ценам; Экологичность станции. Удельные инвестиции - до 3500-4500$/кВт; Значительный срок строительства (до 5-и лет); Необходимость обеспечения регулярной доставки топлива; Дорогостоящее развитие угольного месторождения; Риски блок-станции для электролизного производства меди; Решение вопроса снабжения энергией только Удоканского месторождения, упуская из виду энергоснабжение других районов. Ленская ТЭЦ обладает рядом существенных преимуществ для дальнейшего развития региона Сценарий развития объектов энергетики юга Бурятии и Забайкальского края. Существующая концепция Инвестиции на развитие энергообъектов: 26 млрд. руб. Дополнительная мощность: 280 МВт Удельные инвестиции: более 90 млн. руб. / МВт Строительство и модернизация дорогих и неэффективных угольных мощностей Низкий уровень загрузки существующих мощностей Загрузка станций (КИУМ), % Гусиноозерская ГРЭС 45,6 Харанорская ГРЭС 71,5 Улан-Удэнская ТЭЦ-1 19 Особенности: • Проекты по развитию мощности реализованы/реализуются по ДПМ; • Расходы на строительство мощностей возмещают потребители ОЭС Сибири в полном объеме под норму доходности, гарантированную государством. ТЭЦ-1 г. Улан-Удэ ТЭЦ-2 г. Улан-Удэ ТЭЦ-2 г. Чита Харанорская ГРЭС Гусиноозерская ГРЭС Текущее генерирующие мощности не загружены, при этом развивается генерация Сценарий развития объектов энергетики юга Бурятии и Забайкальского края. Альтернативная концепция Инвестиции на развитие энергообъектов: более 11 млрд. руб. Перевод ВЛ «Ключи-Гусиноозерск-Чита» на 500 кВ Дополнительная мощность: 500 МВт В Иркутской области резервы недорогой мощности БОЛЕЕ 1 ГВт Удельные инвестиции: более 22 млн. руб. / МВт Особенности: • ВЛ позволит выдать дешевую электрическую энергию и мощность из профицитной энергосистемы Иркутской области; • Развитие существующих мощностей ОАО «Иркутскэнерго» дешевле; • Более экологически чистое решение. г.Чита ПС Ключи г.Улан-Удэ г. ПетровскЗабайкальский Удельные инвестиции, предлагаемые альтернативной концепцией, ниже на порядок 9 Генерация в Улан-Удэ 2008 год 2010 год Авария на ТЭЦ-1 2011 год Принято решение по ДПМ Ввод мощностей по ДПМ Инвестиции на ТЭЦ-1 8,5 млрд. руб.; Мощность 27 МВт Оплата – все потребители ОЭС Сибири ТЭЦ-1 - Год ввода 1936; Высокий износ оборудования; Высокие удельные расходы топлива; Высокий уровень загрязнения ОС; Месторасположение – центр города; Отсутствует потенциал по расширению. 2012 год Активное обсуждение: строительство новых блоков на ТЭЦ-2 с закрытием ТЭЦ-1 Инвестиции 17 млрд. руб; ТЭЦ-2 - Год ввода 1991; Эффективное оборудование; Низкие удельные расходы топлива; Месторасположение – за пределами города; Имеется потенциал по расширению. Решение о развитии мощностей по ДПМ на ТЭЦ-1 было нецелесообразно. Из-за ошибки потребители заплатят дважды 10 Синхронизация проектов генерации и сетей Ввод БоГЭС 2013 год БоГЭС Решения о задержке вводов БоАЗа и ТАЗа Ошибка в синхронизации ТРИ года Ввод ВЛ 500 кВ «ЕнисейИтатская», «Енисей-Камала» ? В дефицитную Западную Сибирь В профицитную Иркутскую область 2016 год Несогласованность инвестпрограм генерации и сетей – одна из причин роста нагрузки на потребителей без ожидаемого эффекта 11 Выводы Сегодня особо остро стоят задачи синхронизации развития генерации и электросетевой инфраструктуры, которые характеризуются: Наличием ряда альтернативных решений; Большим количеством независимых участников: - ФСК, распределительные сетевые компании; - генерирующие компании; - множество потребителей; Охватом нескольких региональных территорий. В таких условиях необходим комплексный подход с анализом всех альтернативных решений и синхронизацией проектов развития различных участников 12 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ! 13