Планы с ростом дефицита

Источник: https://t.me/rushydro_official

Энергодефицит

На юго-востоке Сибири, как прогнозируется, непокрываемый дефицит мощности в 2030 году составит 2 480 МВт в нормальной схеме в существующей сети и 2 885 МВт – в единичной ремонтной схеме. Для решения проблемы предполагается строить и сети, и генерацию. Из центральной в юго-восточную часть ОЭС Сибири планируется построить линию передачи постоянного тока пропускной способностью около 1,5 ГВт. Для покрытия остающейся части прогнозного дефицита предлагается построить не менее 1 385 МВт новой генерации (помимо отобранных в этом году на КОМ НГО 1 305 МВт). Спустя несколько дней после публикации проекта гендиректор En+ Владимир Колмогоров заявил, что компания хочет строить в Иркутской области линию постоянного тока, а также угольную ТЭС мощностью 2–3 ГВт, работающую на суперсверхкритических параметрах пара.

В ОЭС Востока к 2030 году «с учётом рисков останова геноборудования иностранного производства» прогнозируется нехватка электроэнергии в объёме 10,7 млрд кВт•ч, что эквивалентно не менее 1 647 МВт гарантированной генерации. В июне правкомиссия по электроэнергетике согласовала строительство на Свободненской ТЭС «Газпром энергохолдинга» (ГЭХ) в Амурской области 450 МВт новых мощностей (сейчас мощность станции – 160 МВт). В мае ГЭХ предлагал построить на станции блоки ПГУ на российских или китайских газовых турбинах. Срок ввода – 2029 год. С их учётом на дальнем Востоке необходимо построить не менее 1 350 МВт гарантированной генерации, ещё 867 МВт можно закрыть за счёт ВЭС и СЭС, но их установленная мощность должна составить 2,8 ГВт.

В ОЭС Юга дефицит прогнозируется сразу в нескольких энергоузлах, в том числе при реализации рисков останова импортного геноборудования. Здесь планируется построить не менее 2 423 МВт гарантированной генерации. Этим летом юг России столкнулся с небывалой даже для него жарой и, как следствие, с многочисленными и масштабными перебоями в энергоснабжении. 5 июля правительство распорядилось провести КОМ НГО для ОЭС Юга до 16 августа, однако конкурс был признан несостоявшимся – единственная поданная ценовая заявка не соответствовала требованиям (по данным источника «Перетока», ГЭХ предложил построить ТЭС по 633 тыс. рублей за 1 кВт при предельном капексе в 299 тыс. рублей). Вскоре после объявления итогов КОМ НГО в Минэнерго заявили, что власти могут сами определить компании, ответственные за создание новой генерации на юге. Ещё до проведения конкурса такое решение уже было принято для покрытия части дефицита. Как сообщал «Коммерсант» в феврале, госкорпорация «Ростех» предлагала отдать ей без конкурса право на строительство 1 ГВт новых мощностей в ОЭС Юга. Минэнерго, первоначально заявлявшее о наличии «технически вопросов» к предложению госкорпорации, в мае согласовало передачу «Ростеху» 500 МВт в Крыму и в Тамани, а оставшиеся 855 МВт в Сочи и центральной части Кубани решено было выставить на КОМ НГО.

Генерация, подлежащая строительству в ОЭС Юга, Востока, Сибири и в столичном энергоузле, должна быть отобрана на КОМ НГО, говорится в проекте СиПР. Однако в начале сентября г-н Грабчак говорил, что Минэнерго в 2025 году решит, проводить ли КОМ НГО на Дальнем Востоке.

На юге Москвы и Московской области дефицит энергомощности с учётом роста энергопотребления к 2030 году оценивается в 564 МВт, а к 2042 году – до 3 151 МВт. Регулятор предлагает закрыть этот дефицит за счет электросетевого строительства, создания в южной части энергосистемы Москвы и Московской области к 2030 году ПСУ мощностью 1 ГВт, а также за счёт избыточных частей энергосистемы РФ, в частности Курской и Нововоронежской АЭС, которые могут быть соединены со столицей линиями постоянного тока. Минэнерго планирует до конца этого года выбрать подходящий вариант покрытия энергодефицита в Москве, говорил замминистра энергетики Евгений Грабчак.

Две энергодефицитных точки, согласно проекту СиПР, появятся на Чукотке. Анадырский энергоузел: прогнозный дефицит в 7,8 МВт планируется закрыть за счёт строительства резервных генмощностей – ДЭС, ГПА и других, указано в документе. Чаун-Билибинский энергоузел: непокрываемый дефицит мощности составит 47–58 МВт, для его покрытия предлагается построить не менее 23 МВт гарантированной генерации и не менее 35 МВт резервной.

Прогнозная нехватка мощностей в центральном энергорайоне Сахалина составляет 133–169 МВт с ростом до 317–353 МВт при выбытии импортного геноборудования. На острове предлагается построить 109–293 МВт базовой генерации и не менее 60 МВт резервных мощностей.

В центральном энергорайоне Камчатки к 2030 году будет не хватать 26–31 МВт, потребность предлагается закрыть за счёт резервных мощностей.

Ещё одно отличие проекта – перечисление конкретных станций с иностранным оборудованием, которые не смогут продолжать работу в условиях санкций. В предыдущем СиПР речь шла о рисках в определённых регионах или на электростанциях, но о выводах оборудования из эксплуатации не говорилось. Как говорится в проекте на 2025–2030 годы, в нём «учтена остановка газотурбинных установок иностранного производства» в ОЭС Юга на Сочинской ТЭС, Джубгинской ТЭС, Астраханской ГРЭС и Астраханских ПГУ; в ОЭС Востока – на Восточной ТЭЦ, мини-ТЭЦ «Центральная», мини-ТЭЦ «Океанариум» и Якутской ГРЭС-2 (пока одобрен вывод только одного энергоблока мощностью 40 МВт). В прошлом году в СиПР говорилось о рисках работы 1,7 ГВт в Москве из-за сложностей с обслуживанием газовых турбин, но в новом проекте этот вопрос снят.

Помимо дефицитных по генерации территорий, в проекте СиПР в 16 регионах РФ определены энергорайоны (обычно по несколько в одном регионе) с рисками ввода графиков аварийных ограничений энергопотребления, в которых выявлена необходимость развития электросети.

Потребность в инвестициях для развития генерации в 2024–2030 годах оценивается в 4,3 трлн рублей (с НДС), для развития электросетей напряжением 220 кВ и выше – 1,3 трлн рублей.

Базовые параметры

Производство электроэнергии в Единой энергосистеме (ЕЭС) России и технологически изолированных территориальных энергосистемах (ТИТЭС) в 2023 году достигло 1,15 трлн кВт•ч, потребление – 1,14 трлн кВт•ч. По итогам 2024 года ожидается рост потребления на 3,3% к уровню прошлого года, до 1,18 трлн кВт•ч. При этом в 2025 году по сравнению с 2024 годом прогнозируется снижение темпа прироста до 2,5%.

В 2030 году потребление достигнет 1,32 трлн кВт•ч. Среднегодовые темпы прироста в ЕЭС составят 2,14%, в ТИТЭС – 2,23%. Лидером по увеличению спроса в 2025–2030 годах будут регионы Дальнего Востока, где среднегодовые темпы прогнозируются на уровне 4,87% (это вторая синхронная зона ЕЭС, в которую входят Якутия, Амурская и Еврейская автономная области, Приморский и Хабаровский края).

Установленная мощность электростанций ЕЭС России и ТИТЭС на начало 2024 года составила 253,5 ГВт, из которых 11,69% – это атомные электростанции, 20,84% – гидроэлектростанции, 65,61% – ТЭС и 1,85% – ВИЭ-генерация (солнечные и ветровые электростанции). Объём выводов в 2025–2030 годах составит 5,18 ГВт, объём вводов – 17 ГВт, прирост мощности за счёт модернизации – 988,7 МВт. В итоге к 2030 году установленная мощность энергосистемы страны увеличится до 268,2 ГВт, при этом в ТИТЭС она изменится совсем незначительно, оставшись на уровне 5,4 ГВт. Структура генерации в целом сохранится при незначительном снижении доли тепловых электростанций до 64,72% и увеличении доли ВИЭ-электростанций до 3,67%.