Прогнозный дефицит в трёх энергозонах достиг 3,5 ГВт

Готовя проект СиПР, регулятор учёл более 1,4 тыс. инвестпроектов с суммарным потреблением в 92,5 млрд кВт•ч, что составляет чуть меньше 10% ежегодного потребления в России. Согласно документу, в 2024–2029 годах планируется вывести из эксплуатации 5,04 ГВт мощностей, из них 1 ГВт – АЭС и 4,04 ГВт – ТЭС. Общий объём вводов должен превысить 15,7 ГВт, прирост ещё почти на 1,3 ГВт обеспечит модернизация действующих блоков. Вводы АЭС должны составить 2,7 ГВт, газовых ТЭС – 5,45 ГВ, угольных – 1,02 ГВт, ТЭС на иных видах топлива (твёрдые бытовые отходы, чёрный щёлок) – 497 МВт. Объём ввода ГЭС и ГАЭС в ближайшие шесть лет оценён СО в 1,1 ГВт, ВИЭ – в 4,98 ГВт. Таким образом, к 2029 году суммарная установленная мощность генерации в ЕЭС России составит почти 261,3 ГВт против нынешних 247,6 ГВт. В структуре мощности незначительно снизится доля ТЭС – с 66,05% в 2022 году до 64,57% в 2029 году, также произойдёт снижение доли ГЭС.

Три точки роста

Согласно проекту СиПР до 2029 года, энергодефицит, который необходимо покрывать новой генерацией, складывается в трёх энергозонах. На юго-востоке Сибири (на стыке Иркутской области, Бурятии и Забайкальского края) величина прогнозируемого непокрываемого дефицита мощности оценена регулятором не менее чем в 1 225 МВт, хотя первоначальные оценки составляли лишь 690 МВт.

«Анализ баланса мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС (контролируемым сечением –ред.) «Братск – Иркутск» показывает, что непокрываемый дефицит мощности составит 246–820 МВт в нормальной схеме существующей сети в период 2026–2029 годов, 13–1 225 МВт в ремонтной схеме существующей сети в период 2024–2029 годов», – говорится в проекте СиПР.

Для минимизации расходов на сетевую инфраструктуру СО планирует строительство нескольких объектов генерации, однако постанционной росписи для юго-востока Сибири в проекте нет. Но они есть для другого энергодефицитного узла – ОЭС Востока, где нужно построить «не менее 1 348 МВт и не более 1 483 МВт» новой генерации. СО ЕЭС предлагает построить 453–498 МВт на территории центральной части энергосистемы Амурской области и левобережной части энергосистемы Хабаровского края; 450–495 МВт в правобережной части энергосистемы Хабаровского края и Приморского края; 220–242 МВт в южной части энергосистемы Приморского края; а также 225–247 МВт в северной части энергосистемы Хабаровского края.

Третий потенциально энергодефицитный район, по оценкам СО, возникнет в юго-западной части ОЭС Юга.

«Анализ баланса мощности Юго-Западной части ОЭС Юга за КС «ОЭС – Кубань» показывает, что с учётом увеличения потребления электрической мощности прогнозируется непокрываемый дефицит мощности в нормальной и ремонтной схемах 121–595 МВт и 513–1151 МВт соответственно… Исходя из анализа перспективных режимов работы Юго-Западной части ОЭС Юга, снизить дефицит в нормальной и ремонтной схеме за КС «ОЭС – Кубань» позволит сооружение ВЛ 500 кВ «Тихорецк – Тамань». При этом, с учётом ввода в работу ВЛ 500 кВ «Тихорецк – Тамань» непокрываемый дефицит мощности в ремонтной схеме составит 857 МВт в 2029 году», – говорится в проекте СиПР.

В юго-западной части ОЭС Юга планируется ввести 857–943 МВт: 307–338 МВт в Крыму и 550–605 МВт «в приёмной части энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края относительно КС «ОЭС – Кубань». При реализации последнего проекта необходимо будет построить ЛЭП 220 кВ «Тихорецк – Ново-Лабинская», а также реконструировать ЛЭП 220 кВ «Ново-Лабинская – Усть-Лабинск» для увеличения её пропускной способности. Возможным альтернативным решением может быть сооружение генерации в объёме не менее 857 МВт в энергосистеме Адыгеи и Краснодарского края за КС «ОЭС – Кубань». В этом случае потребуется усиление пропускной способности сети между энергосистемой этих регионов и Крымом – необходимо будет построить линии от ПС 500 кВ «Тамань» до центра нагрузок в Крыму «с частично подводным исполнением через Керченский пролив, что не целесообразно в виду сложной технической реализации, а также высокой стоимости».

Структурных изменений в ЕЭС не предвидится

По данным проекта СиПР, выработка электроэнергии в ЕЭС России в 2022 году составила 1 121,6 млрд кВт•ч, из них 19,91% пришлись на АЭС, 17,13% – на ГЭС (ГАЭС), 62,23% – на ТЭС и 0,73% – на ВИЭ. Энергопотребление в прошлом году достигло 1 106,4 млрд кВт•ч, максимум потребления мощности – 158 864 МВт.

По итогам 2023 года СО ожидает следующую структуру генерации при общей мощности ЕЭС в 249 233,3 МВт:

· АЭС – 29 543 МВт (11,85%);

· ГЭС (ГАЭС) – 50 246,3 МВт (20,16 %);

· ТЭС – 164 770,2 МВт (66,11 %);

· ВИЭ – 4673,9 МВт (1,88 %).

Структура используемого топлива в ЕЭС России к 2029 году останется практически без изменений: доля угля составит 23,67% при сохранении доли газа на уровне 70,93%. Доля нефтетоплива будет на уровне 0,5%, прочего топлива – 4,9 %, указано в проекте СиПР.

Прогноз спроса на электроэнергию в ЕЭС предполагает его увеличение к 2029 году до 1 274,5 млрд кВт•ч в год, максимум потребления мощности увеличится до 183 351 МВт. Согласно данным проекта, среднегодовые темпы прироста энергопотребления составят 2,04%, максимума потребления мощности – 2,07%.