Проблемы и перспективы электроэнергетики Дальнего Востока

1. Проблемы и перспективы электроэнергетики Дальнего Востока Генеральный директор ЗАО «АПБЭ» И.С. Кожуховский

2. Основные проблемы Дальневосточных регионов

3. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 г • Проект Генсхемы одобрен Правительством РФ 3 июня 2010 г. • Цель Генсхемы - обеспечение надежного и эффективного снабжения потребителей и экономики страны электрической и тепловой энергией в объемах, достаточных для выхода из кризиса и последующего роста • Задачи Генсхемы: • Широкомасштабная модернизация российской электроэнергетики и перевод ее на новый технологический уровень • Повышение надежности, экономической и энергетической эффективности отрасли • Снижение негативного влияния на окружающую среду Реализация Генсхемы позволит снизить масштаб проблем электроэнергетики ДФО и повысить ее эффективность

4. Проекты развития экономики ДФО Всего на территории субъектов ДФО планируется реализация более 200 проектов экономического развития региона. Суммарная мощность потребления этих проектов оценивается в 4 тыс. МВт Структура проектов Крупнейшие проекты

5. Корректировка Генсхемы, Базовый вариант Корректировка Генсхемы, Максимальный вариант Рост электропотребления Электропотребление, млрд. кВт.ч Россия Дальний Восток Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %

6. Избытки генерирующих мощностей • Укрупненный баланс мощности Дальневосточного региона без учета экспорта • Повышение нагрузки потребителей и оптимизация размещения новой генерации приведут к снижению избытков мощности и увеличению эффективности использования установленной мощности электростанций Дальнего Востока

7. ТЭС на угле + 5,9 ГВт (из них для экспорта 3,6 ГВт) ТЭС на газе + 3,5 ГВт Вводы новой генерирующей мощности на Дальнем Востоке Суммарный объем вводов на электростанциях Дальнего Востока в период до 2030 г. составляет 12,7 ГВт, в т. ч. в период 2010-2020 гг. 8,4 ГВт , в период 2021-2030 гг. 4,3 ГВт Суммарный ввод на ТЭС + 9,4 ГВт 2010-2020 гг. 2021-2030 гг.

8. Основные направления развития электросетевой инфраструктуры Дальнего Востока • оптимизация конфигурации и повышение пропускной способности системообразующих электрических сетей: - ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС - Хабаровская (вторая ВЛ) 450 км в период 2016-2020 гг. • создание электрической связи Сибирь – Дальний Восток для обеспечения балансовых обменов электроэнергией и мощностью: - установка на ПС 220 кВ Могоча и ПС 220 кВ Хани вставок несинхронной связи проходной мощностью по ± 200 МВт в период 2010-2015 гг. • присоединение к ОЭС Востока (и ЕЭС России) ныне изолированных энергорайонов Якутии: - двухцепная ВЛ 220 кВ Томмот - Майя 854 км в период 2010-2015 гг. - двухцепная ВЛ 220 кВ Ленск - Киренск 630 км в период 2010-2015 гг. • повышение надежности выдачи мощности крупных электростанций: - ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - ПС Амурская (вторая ВЛ) 280 км в период 2016-2020 гг. - ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская (вторая ВЛ) 360 км в период 2010-2015 гг. - ВЛ 500 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Сковородино (участок Нерюнгринская ГРЭС - Тында с включением на напряжение 220 кВ) 179 км в период 2016-2020 гг. • энергоснабжение крупных энергоузлов и городских агломераций: - ВЛ 500 кВ Чугуевка - Лозовая -Владивосток 306,8 км в период 2010-2015 гг. - ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС - Владивосток 460 км в период 2016-2020 гг. Всего за 2010-2020 гг. Генеральной схемой предусматривается ввод системообразующих электросетевых объектов: 6 тыс. км ВЛ (в том числе 100 км ППТ для экспорта), 5286 МВА трансформаторной мощности (в том числе 3600 МВА ППТ)

9. Газ Уголь Нефтетопливо Динамика структуры топливного баланса ТЭС Дальнего Востока 1990 г. 2000 г. 2009 г. Базовый вариант Генеральной схемы 2020 г. 2030 г. Структура топливного баланса ТЭС Дальнего Востока меняется в сторону снижения доли угля и нефтетоплива и увеличения доли газа

10. Рост цен на электроэнергию Тарифы (цены) на электроэнергию для конечных потребителей (текущие цены) При реализации Генеральной схемы среднеотпускной тариф на электроэнергию для конечных потребителей достигнет среднероссийского значения к 2018 году.

11. Дополнительные возможности снижения тарифов при экспорте электроэнергии в Китай Объемы экспорта электроэнергии в Китай Продажа электроэнергии на экспорт в указанных объемах позволит компании получить доход, компенсирующий затраты на дополнительную выработку электроэнергии, инфраструктурные платежи, а также получить маржу, которую можно направить на снижение цен на электроэнергию для потребителей ОЭС Востока на 2 коп/кВтч в 2011 году и 8-9 коп/кВтч в 2012 г.

12. Инвестиционные возможности энергокомпаний Всего потребности в инвестициях на предстоящие 20 лет (2010-2030 годы в объекты электроэнергетики ДФО составляют около 600 млрд. руб. Возможности энергокомпаний по привлечению заемных средств в ближайшие годы будут сильно ограничены (высокие объемы уже имеющихся кредитов и сложное финансовое положение компаний). Введение RAB-регулирования повысит возможности территориальных сетевых компаний по привлечению кредитных ресурсов. Финансирование инвестиций за счет собственных источников вызовет резкий рост тарифов в регионе на период привлечения инвестиций. Для сглаживания такого тарифного «горба» необходимо субсидирование потребителей, либо участие государства в инвестиционных проектах