1. Текущие данные. май 2019 года
В мае 2019 года производство электроэнергии электростанциями ЕЭС России составило 82 271,58 млн кВт·ч.
Основную нагрузку по обеспечению спроса на электроэнергию несли тепловые электростанции, выработка которых составила 45 497,69 млн кВт·ч.
Выработка ГЭС за тот же период составила 15 992,68 млн кВт·ч, выработка АЭС – 15 729,83 млн кВт·ч, производство электроэнергии возобновляемыми
источниками ВЭС, СЭС составило 19,96 млн кВт·ч и 157,21 млн кВт·ч соответственно, выработка электростанций, являющихся частью технологических комплексов промышленных предприятий и предназначенных
в основном для снабжения их электроэнергией (электростанций промышленных предприятий) – 4 874,21 млн кВт·ч. Данные по потреблению в разрезе энергосистем привдены в таблице ниже (Табл.1)
Таблица 1. Потребление электроэнергии
|
Энергосистема
___________________
|
Потребление электроэнергии в отчетном месяце, млн кВт·ч |
В % к соответст в. месяцу 2018 г. |
Потребление электроэнергии с начала года, млн кВт·ч |
В % за период с начала года к соответств. периоду 2018 г. |
| ЕЭС России |
80 644,60 |
100,9 |
455 268,00 |
100 |
| ОЭС Центра |
17 950,80 |
101,3 |
103 760,70 |
99,6 |
| ОЭС Средней Волги |
8 214,60 |
100,5 |
46 664,50 |
99,2 |
| ОЭС Урала |
20 287,30 |
98,9 |
111 245,20 |
99,5 |
| ОЭС Северо-Запада |
7 317,70 |
103,6 |
41 563,90 |
99,5 |
| ОЭС Юга |
7 260,60 |
99,2 |
42 839,90 |
99,6 |
| ОЭС Сибири |
16 730,80 |
100 |
91 364,40 |
99,5 |
| ОЭС Востока |
2 882,80 |
118,5 |
17 829,30 |
115,6 |
2. Итоги 2018 года
На конец 2018 года общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 243 243,2 МВт. Выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России в 2018 году составила 1 070,9 млрд. кВтч. Потребление электроэнергии в 2018 году составило 1 055,6 млрд. кВтч.
Динамика потребления электроэнергии с 1991 года по 2018 год приведена на рисунке ниже (Рис.1)
Рис.1. Динамика изменения потребления электроэнергии и мощности по ЕЭС России
Территориальное распределение потребления электрической энергии по объединенным энергосистемам (далее – ОЭС), отражающее сложившиеся региональные пропорции российской экономики, характеризуется преобладанием трех крупнейших ОЭС – Центра, Урала и Сибири, суммарная доля которых в 2018 году составила 67,6 % от общего объема потребления электрической энергии ЕЭС России (рисунок 2).
Рисунок 2 – Территориальная структура потребления электрической энергии по ОЭС за 2018 год, %
Основные показатели работы Единой Энергосистемы России приведены в таблице ниже (Табл.2). Объем установленной мощности за 2018 год увеличился на 1,4%, объем потребления электроэнергии за 2018 год вырос на 1,5%, наибольший рост в потреблении наблюдался в ОЭС Юга.
Таблица 2. Основные показатели работы ЕЭС России
Таблица 2 в текстовом виде
| Показатель |
ЕЭС_России |
ОЭС_Центра |
ОЭС Средней Волги |
ОЭС_Урала |
ОЭС Северо-Запада |
ОЭС_Юга |
ОЭС_Сибири |
ОЭС_Востока |
| Установленная мощность на 31.12.2018, МВт |
243 243,2 |
52 447,3 |
27 591,8 |
53 614,3 |
24 551,8 |
23 535,9 |
51 861,1 |
9 641,0 |
| ± к 01.01.2018, % |
+1,4 |
-1,2 |
+1,4 |
+1,7 |
+2,9 |
+9,3 |
-0,1 |
+1,5 |
|
Располагаемая мощность электростанций на годовой максимум потребления мощности 2018 года, МВт
|
225 928 |
52 598 |
25 894 |
52 390 |
23 285 |
21 861 |
40 616 |
9 284 |
| ± к 2017 году, % |
+2,3 |
+0,6 |
+0,8 |
+4,1 |
+4,1 |
+9,3 |
-1,0 |
+1,6 |
| Нагрузка электростанций на годовой максимум потребления мощности 2018 года, МВт |
153 546 |
35 240 |
16 162 |
37 292 |
15 463 |
15 060 |
29 081 |
5 248 |
| ± к 2017 году, % |
+0,9 |
-2,1 |
-3,9 |
+2,6 |
-2,0 |
+9,8 |
+1,0 |
+12,6 |
| Выработка электроэнергии в 2018 году, млрд. кВтч |
1 070,9 |
231,8 |
114,4 |
263,7 |
113,4 |
104,7 |
205,3 |
37,6 |
| ± к 2017 году, % |
+1,6 |
-2,4 |
+6,1 |
+1,2 |
+4,6 |
+4,7 |
+1,3 |
+2,1 |
| Потребление электроэнергии в 2018 году, млрд. кВтч |
1 055,6 |
242,6 |
110,2 |
261,1 |
95,0 |
102,3 |
210,2 |
34,2 |
| ± к 2017 году, % |
+1,5 |
+1,7 |
+2,0 |
0 |
+1,2 |
+3,2 |
+2,1 |
+2,9 |
Структура электрогенерации (установленной мощности) по Объеденным энергосистемам приведена в таблице ниже (Табл.3). Наибольший удельный вес занимают ТЭС (68% от всего объема установленной мощности). Коэффициенты использования мощности приведены в таблице 4, наибольший КИУМ у АЭС, что ождаемо. Нужно отметить рост КИУМ ВЭС за 2018 год с 14,8% до 18,3%. По остальным видам генерации КИУМ постоянен.
Таблица 3. Структура установленной мощности
Таблица 4. КИУМ электростанций ЕЭС России и ОЭС в 2017 и 2018 годах
Фактическое потребление электроэнергии в ЕЭС России в 2018 году составило 1 055 559 млн. кВтч, что выше факта 2017 года на 15 679,1 млн. кВтч (рост 1,51 %). Относительно фактического объема потребления электроэнергии в 2016 году увеличение составляет 28 702,6 млн. кВтч (рост 2,8 %), без учета 29 февраля високосного 2016 года увеличение годового объема потребляемой электроэнергии в отчетном периоде составило 31 717,6 млн. кВтч (3,1 %).
Вкладка 1. Основные факторы роста потребления э/э (перечень предприятий) в 2018 году
В 2018 году увеличение годового объема электропотребления ЕЭС России из-за влияния температурного фактора (на фоне понижения среднегодовой температуры относительно прошлого года на 0,6°С) оценивается величиной около 5,0 млрд. кВтч.
В течение 2018 года значительный рост потребления электроэнергии на крупных металлургических предприятиях, повлиявший на общую положительную динамику изменения объемов электропотребления в соответствующих территориальных энергосистемах, наблюдался на:
ПАО «Северсталь» в энергосистеме Вологодской области,
ПАО «НЛМК» в энергосистеме Липецкой области,
АО «Уральская сталь» в энергосистеме Оренбургской области,
АО «Кузнецкие ферросплавы» в энергосистеме Кемеровской области,
на металлургическом предприятии ООО «Торекс- Хабаровск» (Амурметалл) в энергосистеме Хабаровского края и Еврейской автономной области.
В составе крупных промышленных предприятий деревообрабатывающей промышленности, увеличивших в отчетном году потребление электроэнергии, следует выделить:
АО «Соликамскбумпром» в энергосистеме Пермской области,
АО «Сегежский ЦБК» и ОАО «Кондопога» в энергосистеме Республики Карелия,
АО «Монди СЛПК» в энергосистеме Республики Коми.
Среди промышленных предприятий нефтепроводного транспорта, увеличивших в 2018 году годовые объемы потребления электроэнергии, следует отметить:
АО «КТК-Р» (Каспийский трубопроводный консорциум) в энергосистемах Астраханской области и Республики Калмыкия,
а также увеличение электропотребления магистральными нефтепроводами на территориях энергосистем Иркутской, Томской, Амурской областей и Южно-Якутского энергорайона энергосистемы Республики Саха (Якутия).
Увеличение объемов потребления электроэнергии предприятиями газотранспортной системы в 2018 году отмечено на промышленных предприятиях:
ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» в энергосистеме Нижегородской области,
ООО «Газпром трансгаз Самара» в энергосистеме Самарской области,
ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» в энергосистемах Оренбургской и Челябинской областей и
на промышленном предприятии ООО «Газпром трансгаз Югорск» в энергосистеме Свердловской области.
В 2018 году наиболее значительное увеличение объемов железнодорожных перевозок и вместе с ним увеличение годовых объемов потребления электроэнергии предприятиями железнодорожного транспорта наблюдалось в ОЭС Сибири в энергосистемах Иркутской области, Забайкальского и Красноярского краев и Республики Тыва, а также в границах территорий энергосистем г. Москвы и Московской области и г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области.
При оценке положительной динамики изменения объема потребления электроэнергии следует отметить рост в течение всего 2018 года электропотребления на предприятии АО «СУАЛ» филиал «Волгоградский алюминиевый завод».
Вкладка 2. Потребление электроэнергии по регионам (областям и краям) 2018 и 2017 года
| Наименование энергосистемы |
___2017___ |
___2018___ |
Откл_(+/–) к 2017 |
% к 2017 |
| ЕЭСРОССИИ |
1 039 879,9 |
1 055 559,0 |
15 679,1 |
1,51 |
| ОЭСЦентра |
238 558,2 |
242 565,2 |
4 006,9 |
1,68 |
| Белгородской области |
15 644,7 |
15 906,3 |
261,6 |
1,67 |
| Брянской области |
4 425,4 |
4 403,9 |
-21,5 |
-0,49 |
| Владимирской области |
7 068,1 |
7 077,8 |
9,7 |
0,14 |
| Вологодской области |
13 640,0 |
14 011,2 |
371,2 |
2,72 |
| Воронежской области |
11 042,2 |
11 287,7 |
245,5 |
2,22 |
| Ивановской области |
3 571,1 |
3 512,0 |
-59,1 |
-1,65 |
| Калужской области |
6 772,8 |
6 921,3 |
148,5 |
2,19 |
| Костромской области |
3 622,3 |
3 599,8 |
-22,5 |
-0,62 |
| Курской области |
8 794,1 |
8 591,0 |
-203,1 |
-2,31 |
| Липецкой области |
12 545,9 |
13 008,2 |
462,4 |
3,69 |
| г. МосквыиМосковской области |
105 452,4 |
108 212,4 |
2 760,0 |
2,62 |
| Орловской области |
2 851,5 |
2 840,9 |
-10,6 |
-0,37 |
| Рязанской области |
6 516,6 |
6 508,8 |
-7,8 |
-0,12 |
| Смоленской области |
6 420,6 |
6 299,9 |
-120,7 |
-1,88 |
| Тамбовской области |
3 561,0 |
3 537,6 |
-23,4 |
-0,66 |
| Тверской области |
8 506,9 |
8 568,8 |
61,8 |
0,73 |
| Тульской области |
9 851,4 |
10 023,0 |
171,5 |
1,74 |
| Ярославской области |
8 271,1 |
8 254,5 |
-16,6 |
-0,20 |
| ОЭССреднейВолги |
108 015,5 |
110 198,3 |
2 182,8 |
2,02 |
| Республики МарийЭл |
2 778,3 |
2 612,8 |
-165,6 |
-5,96 |
| Республики Мордовия |
3 248,7 |
3 319,1 |
70,4 |
2,17 |
| Нижегородской области |
20 734,9 |
20 823,6 |
88,7 |
0,43 |
| Пензенской области |
4 988,7 |
5 077,6 |
88,9 |
1,78 |
| Самарской области |
23 318,1 |
23 861,2 |
543,1 |
2,33 |
| Саратовской области |
13 037,7 |
13 369,9 |
332,2 |
2,55 |
| Республики Татарстан |
28 989,2 |
30 190,5 |
1 201,3 |
4,14 |
| Ульяновской области |
5 833,3 |
5 845,5 |
12,2 |
0,21 |
| Чувашской Республики |
5 086,6 |
5 098,0 |
11,4 |
0,22 |
| ОЭСУpала |
261 199,7 |
261 139,2 |
-60,5 |
-0,02 |
| Республики Башкортостан |
27 233,9 |
27 584,4 |
350,4 |
1,29 |
| Кировской области |
7 325,4 |
7 300,5 |
-24,9 |
-0,34 |
| Курганской области |
4 492,4 |
4 529,6 |
37,1 |
0,83 |
| Оренбургской области |
15 612,4 |
15 994,2 |
381,7 |
2,45 |
| Пермскогокрая |
24 235,7 |
24 439,1 |
203,3 |
0,84 |
| Свердловской области |
42 872,1 |
43 489,6 |
617,5 |
1,44 |
| Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого АО |
94 307,6 |
92 429,4 |
-1 878,1 |
-1,99 |
| Удмуртской Республики |
9 833,0 |
9 801,3 |
-31,7 |
-0,32 |
| Челябинской области |
35 287,1 |
35 571,2 |
284,2 |
0,81 |
| ОЭССевеpо-Запада |
93 899,4 |
95 030,1 |
1 130,7 |
1,20 |
| Архангельской областии Ненецкого АО |
7 305,9 |
7 383,1 |
77,2 |
1,06 |
| Калининградской области |
4 437,0 |
4 438,6 |
1,6 |
0,04 |
| Республики Карелия |
7 935,1 |
7 931,9 |
-3,2 |
-0,04 |
| Республики Коми |
9 028,2 |
9 110,8 |
82,5 |
0,91 |
| Мурманской области |
12 774,9 |
12 534,1 |
-240,7 |
-1,88 |
| Новгородской области |
4 466,8 |
4 382,2 |
-84,6 |
-1,89 |
| Псковской области |
2 241,4 |
2 244,9 |
3,6 |
0,16 |
| г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области |
45 710,2 |
47 004,5 |
1 294,3 |
2,83 |
| ОЭСЮга |
99 093,5 |
102 281,0 |
3 187,5 |
3,22 |
| Астраханской области |
4 371,3 |
4 424,4 |
53,1 |
1,22 |
| Волгоградской области |
15 499,7 |
16 496,2 |
996,5 |
6,43 |
| Республики Дагестан |
6 504,0 |
6 487,7 |
-16,3 |
-0,25 |
| Республики Ингушетия |
734,1 |
768,6 |
34,4 |
4,69 |
| Кабардино-Балкарской Республики |
1 691,0 |
1 675,9 |
-15,1 |
-0,90 |
| Республики Калмыкия |
620,4 |
763,6 |
143,3 |
23,10 |
| Карачаево-Черкесской Республики |
1 409,4 |
1 354,3 |
-55,1 |
-3,91 |
| Республики Адыгея и Краснодарского края |
26 989,0 |
27 708,4 |
719,4 |
2,67 |
| Ростовской области |
18 570,4 |
19 362,7 |
792,3 |
4,27 |
| Республики Северная Осетия-Алания |
2 132,2 |
2 049,9 |
-82,3 |
-3,86 |
| Ставропольскогокрая |
10 429,8 |
10 594,3 |
164,5 |
1,58 |
| Чеченской Республики |
2 699,5 |
2 862,8 |
163,3 |
6,05 |
| Республики Крымиг. Севастополя |
7 442,7 |
7 732,2 |
289,5 |
3,89 |
| ОЭССибири |
205 876,2 |
210 147,8 |
4 271,6 |
2,07 |
| Республики Алтай и Алтайского края |
10 754,3 |
10 795,4 |
41,1 |
0,38 |
| Республики Бурятия |
5 478,8 |
5 531,6 |
52,9 |
0,96 |
| Забайкальского края |
7 812,7 |
7 960,5 |
147,8 |
1,89 |
| Иркутской области |
53 298,6 |
55 056,4 |
1 757,9 |
3,30 |
| Кемеровской области |
31 377,8 |
32 008,7 |
630,8 |
2,01 |
| Красноярского края |
44 755,3 |
45 260,6 |
505,2 |
1,13 |
| Новосибирской области |
15 980,9 |
16 536,5 |
555,6 |
3,48 |
| Омской области |
10 806,9 |
11 015,0 |
208,1 |
1,93 |
| Томской области |
8 151,5 |
8 345,2 |
193,7 |
2,38 |
| Республики Тыва |
804,9 |
807,9 |
3,0 |
0,37 |
| Республики Хакасия |
16 654,5 |
16 830,1 |
175,6 |
1,05 |
| ОЭСВостока |
33 237,3 |
34 197,4 |
960,1 |
2,89 |
| Амурской области |
8 305,7 |
8 429,7 |
124,0 |
1,49 |
| Приморского края |
13 124,0 |
13 393,5 |
269,5 |
2,05 |
| Хабаровского края |
8 246,5 |
8 528,5 |
282,0 |
3,42 |
| Энергорайон Еврейской АО энергосистемы Хабаровского края и Еврейской АО. |
1 652,3 |
1 651,8 |
-0,4 |
-0,03 |
| Южно-Якутский энергорайон энергосистемы Республики Саха (Якутия) |
1 908,8 |
2 193,9 |
285,0 |
14,93 |
3. Планы на период с 2019 по 2025 года
3.1 Прогноз спроса на электроэнергию
Величина спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1143,053 млрд кВт∙ч, что больше объема потребления электрической энергии 2018 года на 87,495 млрд кВт∙ч. Превышение уровня 2018 года составит в 2025 году 8,3 % при среднегодовом приросте за период 1,14 %.
Относительно более высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ЕЭС России в рассматриваемом прогнозе ожидаются в 2019 – 2020 годах. Значимым фактором увеличения потребления электрической энергии с 2019 года является присоединение Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока.
Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России без учета присоединения к ОЭС Востока Центрального и Западного энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) оценивается к концу прогнозного периода в размере 1137,398 млрд кВт∙ч при среднегодовых темпах прироста 1,07 %.
Прогноз спроса электроэнергии по ОЭС России приведен в таблице ниже (Табл.5). Наибольший среднегодовой прирост потребления прогнозируется в ОЭС Сибири - 1,44%, за счет развития металлургической промышленности и нефтепереработки. Более подробно источники роста описаны в вкладке 3.
Качество прогноза Минэнерго было проверено путем сопоставления факта и предыдущих прогнозов. Факт потребления за 2018 год 1055 млрд.кВт*ч, в 2017 году прогноз на 2018 год предполагал объем потребления на уровне 1052 млрд.кВт*ч. Что показывает хорошую сходимость прогноза с фактом. На больших временных диапазонах сходимость хуже, так в 2016 году предполагалось потребление на уровне 1042 млрд.кВт*ч, что дает погрешность в 1%, что, на мой взгляд, очень низкая погрешность.
Таблица 5. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на период до 2025 года, млрд кВт∙ч
Таблица 5 в текстовом виде
| Наименование |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
2022 год |
2023 год |
2024 год |
2025 год |
Ср.год. прирост за
2019 – 2025 годы,%
|
| ОЭС Северо-Запада |
95,030 |
95,614 |
96,695 |
97,077 |
98,114 |
98,545 |
99,356 |
99,474 |
|
| годовой темп прироста, % |
1,20 |
0,61 |
1,13 |
0,40 |
1,07 |
0,44 |
0,82 |
0,12 |
0,65 |
| ОЭС Центра |
242,565 |
244,678 |
248,060 |
250,420 |
251,453 |
254,567 |
257,340 |
257,911 |
|
| годовой темп прироста, % |
1,68 |
0,87 |
1,38 |
0,95 |
0,41 |
1,24 |
1,09 |
0,22 |
0,88 |
| ОЭС Средней Волги |
110,198 |
111,042 |
112,241 |
112,722 |
113,331 |
113,610 |
114,394 |
114,586 |
|
| годовой темп прироста, % |
2,02 |
0,77 |
1,08 |
0,43 |
0,54 |
0,25 |
0,69 |
0,17 |
0,56 |
| ОЭС Юга |
102,281 |
104,220 |
106,259 |
107,733 |
108,996 |
109,903 |
111,150 |
111,765 |
|
| годовой темп прироста, % |
3,22 |
1,090 |
1,96 |
1,39 |
1,17 |
0,83 |
1,13 |
0,55 |
1,27 |
| ОЭС Урала |
261,139 |
264,447 |
269,378 |
272,522 |
275,343 |
277,346 |
280,108 |
281,149 |
|
| годовой темп прироста, % |
-0,02 |
1,27 |
1,86 |
1,17 |
1,04 |
0,73 |
1,00 |
0,37 |
1,06 |
| ОЭС Сибири |
210,147 |
212,788 |
217,677 |
220,885 |
224,239 |
227,302 |
231,452 |
232,305 |
|
| годовой темп прироста, % |
2,07 |
1,26 |
2,30 |
1,47 |
1,52 |
1,37 |
1,83 |
0,37 |
1,44 |
| ОЭС Востока* |
34,198 |
40,446 |
41,843 |
42,734 |
43,479 |
44,349 |
45,149 |
45,863 |
|
| годовой темп прироста, % |
2,89 |
18,27 |
3,45 |
2,13 |
1,74 |
2,00 |
1,80 |
1,58 |
4,28 |
| ЕЭС России* |
1055,558 |
1073,235 |
1092,153 |
1104,093 |
1114,955 |
1125,622 |
1138,949 |
1143,053 |
|
| годовой темп прироста, % |
1,51 |
1,67 |
1,76 |
1,09 |
0,98 |
0,96 |
1,18 |
0,36 |
1,14 |
Рост ОЭС Востока в 2019 году вызван присоединением изолированной до этого энергосистемы Якутии
Базисом роста спроса на э/э по ОЭС будет увеличение спроса на э/э за счет увеличения промышленного производства добывающего сектора, трубопроводного транспорта, транспортных узлов, а по Московскому региону (Москва и область) и ряду других регионов за счет роста жилищного строительства.
Вкладка 3. Прогнозные потребители электроэнергии, обеспечивающие рост потребления
ОЭС Северо-Запад
Развитие портовых мощностей (Усть Луга, Мурманского морского порта, Большого порта Санкт Петербург), расширение производства Кольской Горно-металлургической компании, расширение северного газотранспортного коридора «Северный поток», целлюлозно-бумажной промышленности – АО «Монди СЛПК», увеличение добычи на Харьягинском месторождении и увеличение прокачки по нефтепроводу «Балтийская трубопроводная система», а так же жилищное и коммерческое строительство в г.Санкт Петербург и городской транспорт Санкт Петербурга
ОЭС Центра
Крупнейшей энергосистемой в ОЭС Центра является энергосистема г. Москвы и Московской области. Ее доля в суммарном потреблении электрической энергии оценивается к концу прогнозного периода на уровне 44,0 %. Увеличение прогноза спроса на электрическую энергию в значительной мере будет связано со строительством жилья и объектов инфраструктуры, развитием транспортной системы столичного региона, а также модернизацией производственных организаций. Приоритетным направлением развития жилищного строительства и сферы услуг является освоение бывших промышленных зон в г. Москва и развитие метро.
В других энергосистемах ОЭС Центра рост потребления будет обусловлен деятельностью следующих предприятий: АО «Лебединский ГОК» и ОАО «Стойленский ГОК», ООО «БЗС «Монокристалл». Завод премиксов № 1, ЗАО «Осколцемент» и ОАО «ЭФКО», тепличный комплекс Гринхаус (Белгородская область)
ПАО «Северсталь» и АО «Апатит» (Вологодская область), в Липецкой области - ООО «Тепличный комбинат Елецкие овощи»; ООО «Тепличный комбинат ЛипецкАгро», увеличение потребления на собственные нужды Воронежской АЭС. ПАО «Тулачермет», в Тульской области - Объединенная химическая компания ОАО «Щекиноазот», ООО «Ревякинский металлургический комбинат», тепличный комплекс «Тульский». В Калужской области - ООО «НЛМК-Калуга», ООО «ФОЛЬКСВАГЕН Груп Рус»
ОЭС Средней Волги
В Татарстане НПЗ АО «ТАНЕКО», НПЗ ОАО «ТАИФ-НК», ПАО «Нижнекамскнефтехим», ПАО «Казаньоргсинтез». В энергосистеме Самарской области - ООО «Кнауф Гипс Челябинск», Куйбышевский НПЗ, Новокуйбышевском НПЗ, ОАО «Волгоцеммаш» (металлопрокат). В Нижегородской области - жилой комплекс «КМ Анкудиновский парк») и реализация инвестиционного проекта тепличного комплекса площадью 17 га (ООО «Тепличный комбинат Борский»). В Саратовской области - АО «Северсталь – Сортовой завод Балаково», ООО «Саратоворгсинтез»
ОЭС Юга
Краснодарский край - ООО «Афипский НПЗ», ООО «Ильский НПЗ», ООО «РН-Туапсинский НПЗ»), Абинского электрометаллургического завода (ООО «Абинский ЭМЗ»), рост производства на ООО «Новоросцемент», АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р» в границах Краснодарского края (НПС-7 и НПС-8).
В энергосистеме Ростовской области новых проектов (роста потребления) не прогнозируется, доля в ОЭС Юг снизится в к 2026 году.
В Волгоградской области - основной прирост потребления - филиал ОАО «СУАЛ» – «ВгАЗ-СУАЛ» и созданием анодной фабрики по выпуску обожженных анодов, а так же ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий» и тепличных комплексов ООО «Овощевод» в городе Волжский.
ОЭС Урала
АО «Тюменнефтегаз», ПАО АНК «Башнефть»; в нефтехимии – ООО «Газпром нефтехим Салават», Томинский ГОК и завод «Русские электрические двигатели» (АО «РЭД») (Челябинская область), АО «ЕВРАЗ Качканарский ГОК», ОАО «КУМЗ (метллопрокат) (Свердловская область). АО «Уральская сталь» ((Оренбургская область). В Пермском крае – ПАО «Уралкалий», ООО «ЕвроХим – Усольский калийный комбинат»
Тюменская энергосистема - рост нефтедобычи на новых лицензионных участках, что даст опережающий по сравнению с другими региона ОЭС Урала рост.
В Челябинской области прогнозируется внедрение энергосберегающих технологий на ПАО «Магнитогорский металлургический комбинат», ПАО «Челябинский электрометаллургический комбинат», что даст прирост выпуска без прироста потребления э/э
ОЭС Сибири
Иркутская область - поэтапного ввода в эксплуатацию с 2020 года Тайшетского алюминиевого завода, электрометаллургический завод ЗАО «СЭМЗ», золотодобывающие предприятия, расширение и электрофикация Транссибирской и Байкало-Амурской железнодорожных магистралей, расширение нефтяной трубопроводной системы «ВСТО»
Красноярский край - ЗАО «БоАЗ», АО «АНПЗ ВНК», ООО «РН-Ванкор», АО «Полюс Красноярск» и ООО «Соврудник», филиала ООО «Группа Магнезит» в пгт Раздолинск, ФГУП «НО РАО» строительство электрохимического комплекса ООО «Сибирский лес» общий прирост 5,6%
В энергосистеме Кемеровской области - АО «Кузнецкие ферросплавы», АО «СУЭК-Кузбасс», обогатительной фабрике ООО ОФ «Талдинская», вводом ГОК «Жерновский – 1
В Новосибирской и Омской области прогнозируется незначительный рост потребления э/э.
В энергосистеме Забайкальского края - Быстринский ГОК с 2019 года и первого этапа строительства Удоканского горно-металлургического комбината (ООО «Байкальская горная компания»).
ОЭС Востока
В энергосистеме Приморского края - развитие портового хозяйства ООО «Морской порт «Суходол», ООО «Восточная Стивидорная Компания» порт «Восточный».
В энергосистеме Хабаровского края - Комсомольский НПЗ, АО «Ванинский морской торговый порт», строительство транспортно-перегрузочного комплекса для перевалки угля в бухте Мучка (ООО «Сахатранс»).
В энергосистеме Амурской области - Амурский нефтеперерабатывающий завод, перекачивающие станции ВСТО и Сила Сибири
Вывод:
Территориальная структура потребления электрической энергии по ОЭС, отражающая сложившиеся региональные пропорции российской экономики, характеризуется преобладанием трех крупнейших из них – Центра, Урала и Сибири, их доля от общего объема потребления электрической энергии ЕЭС России составит в 2018 году 67,6 %, в 2025 году – 67,5 %. Прогнозируемые тенденции региональной динамики потребления электрической энергии приведут к изменениям в территориальной структуре потребления электрической энергии в сторону увеличения доли ОЭС Сибири, ОЭС Востока и уменьшения доли ОЭС Северо-Запада и ОЭС Средней Волги.
3.2. Планы по вводу/выводу генерации и структура установленной мощности
При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2025 году на 4502,4 МВт (1,9 %) по сравнению с 2018 годом и составит 247745,6 МВт, в том числе: АЭС – 29382,2 МВт, ГЭС – 48875,4 МВт, ГАЭС – 1340 МВт, ТЭС – 162725,9 МВт и ВЭС, СЭС – 5422,1 МВт.
При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей (с учетом вводов мощности и мероприятий по выводу из эксплуатации, реконструкции, модернизации и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации) к 2025 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России по сравнению с 2018 годом снизится доля АЭС с 12,0 % до 11,8 %, доля ТЭС снизится с 67,7 % до 65,8 %. Доля ГЭС и ГАЭС возрастет с 19,9 % в 2018 году до 20, 3 % в 2025 году. Доля ВЭС, СЭС возрастет с 0,42 % в 2018 году до 2,2 % в 2025 году.
3.3. Потребляемые ресурсы
В таблице ниже (Табл.6) приведены данные по прогнозному потреблению первичных энергоресурсов для генерации электроэнергии на ТЭС. Всего за период по 2025 год потребуется 2 млрд.т.у.т., из них потребление природного газа 1,5 млрд.т.ут. или 1,3 трлн.куб.м.
Таблица 6. Прогноз потребления топлива для генерации
таблица 6 в текстовом виде
|
Наименование__________________
|
2019____ |
2020____ |
2021___ |
2022____ |
2023____ |
2024____ |
2025___ |
| Потребность ТЭС в топливе, тыс. т.у.т. |
295 705 |
295 727 |
298 449 |
302 047 |
305 191 |
307 391 |
309 504 |
| из них: газ |
208 853 |
212 908 |
215 155 |
218 680 |
220 328 |
221 262 |
222 541 |
| нефтетопливо |
1 312 |
1 283 |
1 281 |
1 309 |
1 310 |
1 309 |
1 315 |
| уголь |
74 402 |
70 392 |
70 848 |
70 644 |
71 640 |
72 685 |
73 500 |
| прочее топливо |
11 138 |
11 144 |
11 165 |
11 414 |
11 913 |
12 135 |
12 148 |
| Потребность ТЭС в топливе, % |
100,00 |
100,00 |
100,00 |
100,00 |
100,00 |
100,00 |
100,00 |
| из них газ |
70,63 |
72,00 |
72,09 |
72,40 |
72,20 |
71,98 |
71,90 |
| нефтетопливо |
0,44 |
0,43 |
0,43 |
0,43 |
0,43 |
0,42 |
0,42 |
| уголь |
25,16 |
23,80 |
23,74 |
23,39 |
23,47 |
23,65 |
23,75 |
| прочее топливо |
3,77 |
3,77 |
3,74 |
3,78 |
3,90 |
3,95 |
3,93 |
Газ горючий природный (естественный) тыс. м³ = 1.154 т.у.т.
Источник: Постановление Госкомстата от 23 июня 1999 г. №46
3.4. Прогноз объема инвестиций в электрохозяйство
Общий объем инвестиций а генерирующие мощности за период по 2025 год составит 1,6 млрд.руб. Наибольший вклад в размере 312 млн.руб в строительство новой генерации принесет строительство в ОЭС Северо-Запад, в том числе строительство АЭС 251 млн.руб..
Строительство новых линий электропередач и подстанций прогнозируется на уровне 540 млн.руб.
Ниже в таблице(Табл.7) приведены инвестиции в строительство новой генерации, модернизации и/или перемаркировки в действующих ценах (т.е. в прогнозных ценах каждого года с учетом прогнозной инфляции), а так же строительство сетевого хозяйства.
Таблица 7. Инвестиции в электрохойзство млн.руб. в прогнозных ценах
Таблица 7 в текстовом виде
| ОЭС______________ |
Тип станции
__________
|
2019_____ |
2020_____ |
2021_____ |
2022_____ |
2023_____ |
2024_____ |
2025_____ |
Итого за 2019 – 2025 годы
__________
|
| ОЭС Северо-Запада |
|
54 299,1 |
66 153,3 |
56 148,5 |
32 225,9 |
35 464,8 |
39 897,9 |
28 076,3 |
312 265,8 |
| |
АЭС |
35 464,8 |
39 897,9 |
42 853,2 |
29 554,0 |
35 464,8 |
39 897,9 |
28 076,3 |
251 208,9 |
| |
ВИЭ |
6 721,1 |
17 280,2 |
13 295,3 |
2 671,9 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
39 968,5 |
| |
ТЭС |
10 471,0 |
8 975,2 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
19 446,2 |
| |
ГЭС и МГЭС |
1 642,2 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
1 642,2 |
| ОЭС Центра |
|
58 496,0 |
62 697,4 |
123 714,0 |
124 070,0 |
83 646,3 |
26 148,1 |
0,0 |
478 771,8 |
| |
АЭС |
50 763,9 |
62 697,4 |
86 246,6 |
99 091,8 |
83 646,3 |
26 148,1 |
0,0 |
408 594,1 |
| |
ТЭС |
7 732,1 |
0,0 |
37 467,4 |
24 978,2 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
70 177,7 |
| ОЭС Средней Волги |
|
16 652,1 |
25 362,9 |
22 467,4 |
8 371,6 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
72 854,0 |
| |
ВИЭ |
15 548,5 |
23 707,4 |
15 107,7 |
3 465,2 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
57 828,8 |
| |
ТЭС |
1 103,6 |
1 655,5 |
7 359,7 |
4 906,4 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
15 025,2 |
| ОЭС Юга |
|
143 725,5 |
79 675,3 |
48 942,6 |
23 621,2 |
3 808,7 |
0,0 |
0,0 |
299 773,3 |
| |
ВИЭ |
104 579,8 |
55 049,7 |
40 681,5 |
21 391,6 |
2 817,5 |
0,0 |
0,0 |
224 520,1 |
| |
ГЭС и МГЭС |
6 467,8 |
6 223,8 |
3 715,3 |
2 229,6 |
991,2 |
0,0 |
0,0 |
19 627,7 |
| |
ТЭС |
32 677,9 |
18 401,8 |
4 545,8 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
55 625,5 |
| ОЭС Урала |
|
11 620,1 |
5 340,1 |
8 653,5 |
12 984,9 |
3 221,5 |
0,0 |
0,0 |
41 820,1 |
| |
ВИЭ |
11 029,8 |
5 340,1 |
8 653,5 |
12 984,9 |
3 221,5 |
0,0 |
0,0 |
41 229,8 |
| |
ТЭС |
590,3 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
590,3 |
| ОЭС Сибири |
|
32 684,8 |
30 173,6 |
79 226,8 |
51 621,3 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
193 706,5 |
| |
ВИЭ |
18 506,5 |
8 906,1 |
6 968,3 |
3 449,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
37 829,9 |
| |
ТЭС |
14 178,3 |
21 267,5 |
72 258,5 |
48 172,3 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
155 876,6 |
| ОЭС Востока |
|
20 617,3 |
12 605,9 |
6 201,3 |
33 971,9 |
43 978,5 |
41 909,9 |
21 538,7 |
180 823,5 |
| |
ТЭС |
20 617,3 |
12 605,9 |
6 201,3 |
33 971,9 |
43 978,5 |
41 909,9 |
21 538,7 |
180 823,5 |
| ИТОГО |
|
338 094,9 |
282 008,5 |
345 354,1 |
286 866,8 |
170 119,8 |
107 955,9 |
49 615,0 |
1 580 015,0 |
| |
АЭС |
86 228,7 |
102 595,3 |
129 099,8 |
128 645,8 |
119 111,1 |
66 046,0 |
28 076,3 |
659 803,0 |
| |
ВИЭ |
156 385,7 |
110 283,5 |
84 706,3 |
43 962,6 |
6 039,0 |
0,0 |
0,0 |
401 377,1 |
| |
ГЭС и МГЭС |
8 110,0 |
6 223,8 |
3 715,3 |
2 229,6 |
991,2 |
0,0 |
0,0 |
21 269,9 |
| |
ТЭС |
87 370,5 |
62 905,9 |
127 832,7 |
112 028,8 |
43 978,5 |
41 909,9 |
21 538,7 |
497 565,0 |
| Эл.сети 220 кВ и выше |
|
130 742,4 |
134 427,9 |
133 436,6 |
67 267,3 |
43 232,8 |
26 177,3 |
4 456,2 |
539 740,5 |
Комментарии
так как 21 дюйм, как оказалось, это не 19. то широкие таблицы в текстовом виде заменил на картинки, и убрал под спойлер.
Как видим, несмотря на мизерность доли ВИЭ, она отнимает очень много инвестиций у других видов, и все благодаря субсидиям.
То есть вред там не только в попиле субсидий самом по себе, но и в том, что тормозит остальное.
Что "остальное" тормозится, если АЭС получают максимум инвестиций, а ГЭС - вообще строятся везде, где это экономически возможно?
Ответ: ТЭС. Средний КИУМ которых по стране около 40%, то есть и имеющиеся никак недоиспользуются из-за стоимости топлива и недостатка спроса на дорогую энергию.
...и тут начинается клоунада человека, который поочерёдно и одновременно утверждает, что нефтегаз и уголь заканчиваются и требует строить сжигалок для них как можно больше (даже если они нафиг не нужны), и потреблять нефтегаз и уголь как можно больше и быстрее. :) "Л" - логика.
А так бы строилось быстрее, если бы не доля пожранная зелеными ублюдками - с мизерным выхлопом.
Вот тут конкретные цифры давались, сколько пилится, и что за результат дается взамен:
Как организован попил зеленых субсидий в России - кому и сколько? Конкретные документы и цифры
Сто рублей за МВт СЭС, при том, что абсолютное большинство строятся либо на юге (где пик выработки СЭС совпадает с пиком потребления), либо в (полу-)изолированных системах (как на Алтае), где местами даже условно-в-сети дизеля стоЯт.
Схема размещения СЭС в России задаётся Министерством (как и вообще мощности по ДПМ). Я против ДПМ в принципе, но факт есть факт: пока СЭС строятся весьма грамотно. И мощности под постройку до 2020 строго равны мощности производства СЭС внутри страны ("Хевел"), давая ему возможность "раскрутиться". После 2020 снижаются до 160МВт, 110МВт должно, очевидно, по задумке авторов отправляться повзрослевшим "Хевелом" на экспорт. В этом году есть первый контракт на поставку в Казахстан (как раз на 2020-2023 годы).
Что касается ВЭС, с которыми всё хуже, это как раз вотчина и развлечение "Росатома", который таким образом диверсифицирует свою деятельность в первую очередь с прицелом на экспорт (строить на чужих берегах в далёких жопенях научились, но не везде нужен атом как таковой; собираются строить и продавать ВЭС под ключ). Первые тренировки "на кошках" идут на своей земле.
В общем, тут даже при ОЧЕНЬ большом желании не найти попил на субсидиях, только раскрутка своего производства. Которое, как там ВИЭ не ненавидь, приличная страна должна иметь просто ради элементарной диверсификации, нужно иметь весь спектр решений у себя. Пусть производство малой мощности, но чтоб при случае было от чего отталкиваться в смысле кадров и технологий, а не начинать всё с нуля.
Только половина мощностей из вводимых используют ДПМ и другие подобные механизмы.
Половина выходит на "конкурентный рынок" (как термин) без всяких привилегий - продает по той цене как сложилось. Но есть тонкость, с которой столкнулись на Западе - СЭС может давать низкий тариф. убивая тепловую и ядреную генерацию, но при этом система теряет устойчивость - прерывестая генерация.
приведите пример солнечной станции, построенной на рыночных условиях, без субсидий и без административного приказа сетям выкупать на фиг ненужную им "пилу".
так не приведу. я для работы собираю статистику, то что нужно (чтоб потом имело доказательную силу в терминах ГК и УПК) записываю источник, все прочее просто запоминаю.
То что нет субсидий или административного приказа мной не утверждалось.
Я написал ровно то, что написал: продажа э/э на суточном рынке у половины СЭС идет по текущим рыночным ценам, без механизма ДПМ
При этом оператора заставляют делать этот выкуп, то есть рыночными условиями это не является.
Для такого сильного влияния нужно, чтобы в системе мощность СЭС достигала бы хотя бы 7-15% от полной УМ потребителей. В России это, за исключением тех самых изолированных систем, - просто нереально, и будет нереально ещё очень, очень долго.
И когда - в далёком-далёком будущем такое случится, нужно просто перестать их строить (ну или строить аккумулирующие системы, если они в далёком-далёком будущем будут выгодны в связке с СЭС).
При скорости строительства 270МВт в год и общей мощности системы порядка 270ГВт это займёт где-то сто лет.
Лет 10 назад был неверно спрогнозирован темп роста потребления электроэнергии. Считалось что расти будет чуть ли не по 6% в год, вместо со всей экономикой. Под этот рост была построена генерации, которая нынче не полностью востребована.
Но кроме ошибок в планирование объема потребления. так же была допущена ошибка по региональному делению - то есть построили не там где нужно.
Поэтому КИУМ низкий по ТЭС. А по цене э\э от ТЭС самая дешевая, самая дорогая от АЭС, "смешно сказать" но и от ГЭС дороже чем от ТЭС.
Я специально привел данные по объему сжигания природного газа - очень малая часть от объема экспорта (1%), не говоря уже о доли в добыче.
Да, я это знаю, как и то, что старые электростанции внезапно(тм) оказались куда более живучими, чем предполагалось. "Крест Чубайса", ДПМ, всё такое.
Тем не менее, если мы готовимся к пику нефтегаза, нужно делать что? Нужно повышать долю АЭС, ГЭС, СЭС и ВЭС, снижать долю ТЭС (оставляя за ними лишь манёвр). В текущих условиях это означает, что строить ТЭС вообще не нужно (за исключением локальных потребностей и замещения старых ТЭЦ).
новые ТЭС практически не строят - происходит замещение старых на новые. Вот в картинках ввод и вывод мощностей, как видно вывод происходит быстрей строительства.
В этом-то и дело, что даже замещать конденсационные ТЭС не нужно, разумно было бы замещение только когенерации - ну, просто потому, что топить в любом случае нужно. Наличие бОльшей доли ТЭЦ в топливных электростанциях эффективно сгладило бы сезонные колебания выработки СЭС и ГЭС. За чистыми ТЭС должны остаться только пикеры, а базу нести АЭС.
Зачем строятся ТЭС замещения (к тому же на импортном оборудовании) при том, что у атомщиков избыток производственных мощностей - вопрос интересный.
Первый залповый отбор ДПМ-2 отжало под себя ИнтерРАО (в основном), причём выставило в одном из проектов 800 МВт блок #2 Нижневартовской ГРЭС, который отработал всего 15 лет.
Собственно из ТЭЦ в этот залп попали только три станции.
Передел рынка в пользу крупных энергобарыг
Интересно, что это графике в 2025 из АЭС вводится. По факту имеем только два блока замещения КуАЭС-2 (2023 и 2024) и больше ничего.
Пишут так:
Развитие атомной энергетики в период 2019 – 2025 годов предусматривается на площадках:
ОЭС Северо-Запада – Ленинградская АЭС-2 (новые энергоблоки Ленинградской АЭС) в Ленинградской области с вводом двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью по 1150,0 МВт каждый в 2021 и 2025 годах для обеспечения, в том числе, замены выводимых из эксплуатации в 2020 и 2025 годах энергоблоков № 2–4 на Ленинградской АЭС;
ОЭС Центра – Нововоронежская АЭС-2 (новый энергоблок Нововоронежской АЭС) в Воронежской области с вводом второго энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1195,4 МВт в 2019 году и Курская АЭС-2 в Курской области с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР мощностью 1200 МВт каждый в 2023 и 2024 годах
Планы замечательные, только
денег нет, держитесьработы по ЛАЭС-2 блоки 3,4 и не начинались. Если и начнутся в 2020 году, то эти блоки будут где-то за 2027 годом вводится.А на период 2021-2025 гг. есть только Курская АЭС-2 и все
А разве 1 т.у.т = 1 м3 природного газа?
Газ горючий природный (естественный) 1 тыс. м³ = 1.154 т.у.т.
Может последний абзац комментария автора к статье поправите?
да, запятую не там поставил
Перспективный чат детектед! Сим повелеваю - внести запись в реестр самых обсуждаемых за последние 4 часа.
Терминатор попадает в Россию, где у него из-за мороза садится батарея. Последнее, что он слышит - чьи-то слова:
- “Да тут килограмм пятьдесят медяшки будет!”)))
1 пр0цент, - все что нужно знать о президентском Прорыве. (Чиновники просто добавили кондиционеров в свои кабинеты)