СХЕМА И ПРОГРАММА «РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ АЛТАЙСКОГО КРАЯ» НА 2015-2019 ГОДЫ

Рисунок 2.4. Сальдированное получение электроэнергии энергосистемой

Алтайского края за 2009-2013 годы

2.12. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности

за 2009-2013 годы

Энергоемкость ВРП в Алтайском крае в период

2008-2011 годов

снизилась с 32,40 кг у.т. на 1000 руб. в 2008 году до 24,82 кг у.т. на 1000 руб.

в 2012 году. Оценка данного показателя по 2013 году составила 26,17 кг у.т.

на 1000 руб.

Электроемкость ВРП в Алтайском крае в

2008-2012 годах имела

выраженную тенденцию к снижению. По предварительным оценкам, в

2013 году электроемкость ВРП также несколько снизилась относительно

уровня 2012 года.

Потребление электроэнергии на душу населения в Алтайском крае в

2008-2013 годах выросло. Вероятной причиной этого является улучшение

уровня жизни населения края и рост жилищного строительства. В этой связи

очевидна необходимость внедрения в повседневную жизнь населения

энергосберегающих технологий в домашнем хозяйстве.

Таблица 2.22

Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности

Алтайского края в 2008-2013 годах

Годы

Наименование показателей

2009

2010

2011

2012

2013*

Энергоемкость ВРП, кг у.т./1000

29,76

27,86

26,97

24,82⁵⁴

26,17

руб.

Электроемкость ВРП, тыс.

0,037

0,035

0,030

0,028

0,027

кВтч/1000 руб. (или кВтч/руб.)

Потребление электроэнергии на

1115,1

1152,0

1167,4

1172,1

1118,9

душу населения, кВтч/чел.

Электровооруженность труда в

экономике, кВтч на одного занятого

9400,1

9828,5

9776,9

10310,7

9924,5

в экономике

* Предварительная оценка

Наиболее высокая электровооруженность труда в Алтайском крае

наблюдается в производстве и распределении электроэнергии, газа и воды, а

также в добыче полезных ископаемых. Выше средней

электровооруженность в обрабатывающих производствах. Самый низкий

уровень электровооруженности труда - в сфере строительства и в сельском

хозяйстве.

Таблица 2.23

Электровооруженность труда в экономике Алтайского края

в 2008-2012 годах, кВт·ч на одного занятого в экономике

Годы

Вид экономической деятельности

2008

2009

2010

2011

2012

Всего

9863,6

9400,1

9828,5

9776,9

10310,7

Раздел А. Сельское хозяйство,

3827,3

3804,2

3345,1

3279,0

1877,1

охота и лесное хозяйство*

Раздел B. Рыболовство,

рыбоводство

Раздел C. Добыча полезных

36886,1

22754,3

30669,0

25827,0

33561,0

ископаемых

Раздел D.Обрабатывающие

14749,2

13867,1

24725,0

23965,0

26319,0

производства

Раздел E. Производство и

распределение электроэнергии,

43632,5

45459,2

20271,0

33783,0

32815,0

газа и воды

Раздел F. Строительство*

2863,4

1405,7

1303,8

1255,7

1489,8

⁵⁴ Энергетика в Алтайском крае в 2007-2012 годах. Статистический сборник, Алтайкрайстат, 2013.

Раздел I. Транспорт и связь*

12604,8

10941,8

12339,7

11215,7

10913,4

Раздел O. Предоставление прочих

коммунальных, социальных и

8292,6

6543,8

6265,0

6414,8

4262,8

персональных услуг*

* Расчетные значения

2.13. Основные характеристики электросетевого хозяйства Алтайского

края классом напряжения 110 кВ и выше

Электрические сети классом напряжения 110 кВ и выше в Алтайском

крае включают в себя:

магистральные сети классов напряжения

220,

500,

1150 кВ и

распределительные сети 110 кВ, находящиеся на балансе филиала ОАО

«ФСК ЕЭС» - ЗСП МЭС;

распределительные сети класса напряжения 110 кВ, находящиеся на

балансе филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго»;

распределительные сети класса напряжения 110 кВ, находящиеся на

балансе ООО «Барнаульская сетевая компания»;

распределительные сети класса напряжения 110 кВ ОАО «РЖД».

Подстанции классом напряжения 110 кВ и выше в Алтайском крае

включают в себя:

подстанцию 1150 кВ, подстанции 500 кВ и 220 кВ филиала ОАО «ФСК

ЕЭС» - ЗСП МЭС;

подстанции 220 кВ ОАО «РЖД»;

подстанции 110 кВ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго»;

подстанцию 110 кВ ОАО «Сетевая Компания Алтайкрайэнерго»;

подстанции 110 кВ ООО «Барнаульская сетевая компания»;

подстанции 110 кВ ООО «Энергия-Транзит».

Основные опорные подстанции в регионе: ПС

1150 кВ Алтай

(временно подключена на напряжение

500 кВ и работает в качестве

распределительного пункта), ПС

500 кВ Барнаульская и ПС

500 кВ

Рубцовская, имеющие связь между собой по ВЛ

500 кВ, ПС

220 кВ

Чесноковская, ПС 220 кВ Власиха, ПС 220 кВ Бийская РПП, ПС 220 кВ

Южная, ПС 220 кВ Светлая, ПС 220 кВ Горняк, ПС 220 кВ Урываево,

ПС 220 кВ Смазнево, ПС 220 кВ Троицкая, ПС 220 кВ Тягун, ПС 220 кВ

Шпагино, ПС 220 кВ Световская, ПС 220 кВ Ларичиха.

Перечень подстанций класса напряжения 110 кВ и выше приводится в

Приложении Г. Перечень ЛЭП класса напряжения 110 кВ и выше приведен в

Приложении Д.

Таблица 2.24

Сводные данные по ПС класса напряжения 110 кВ и выше на конец 2013 года

Класс напряжения ПС, кВ

Показатель

110

220

500

1150

Количество, шт.

192

Суммарная трансформаторная мощность ПС, МВА

4256,2

2739⁵⁵

2004,0

Таблица 2.25

Сводные данные по ЛЭП класса напряжения 110 кВ и выше на конец 2013 г.

Класс напряжения ЛЭП, кВ

Показатель

110

220

500

1150

Протяженность ЛЭП (ВЛ и КЛ) по цепям, км

7100,0

1491,3⁵⁶

829,6*

504,4*

*ВЛ 500 кВ Экибастузская - Алтай (ВЛ-1104) и ВЛ 500 кВ Итатская - Алтай (ВЛ-1106)

проектно относятся к классу напряжения 1150 кВ.

Таблица 2.26

Вводы ВЛ (КЛ) и трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ и

выше в 2013 году

Протяженность

Класс на-

Наименование

Принадлежность

Год ввода

/мощность

пряжения

объекта

к компании

(км/МВА)

110 кВ

ВЛ 110 кВ ЮБ-163

Филиал ОАО

2013

4,775

и БМ-64 с

«МРСК Сибири» -

отпайкой на ПС

«Алтайэнерго»

110 кВ

Безрукавская

2.14. Основные внешние электрические связи энергосистемы

Алтайского края

Энергосистема Алтайского края связана с энергосистемами соседних

субъектов Российской Федерации и с Объединенной энергетической

системой республики Казахстан. За счет этих связей осуществляется переток

электрической энергии и мощности по межсистемным линиям

электропередачи напряжением

110,

220 и

500 кВ для обеспечения

потребности Алтайского края.

⁵⁵ В том числе 606 МВА - трансформаторная мощность ПС 220 кВ ОАО «РЖД».

⁵⁶ Без сетей ОАО «РЖД».

Таблица 2.27

Внешние электрические связи энергосистемы Алтайского края

№

Класс

Протяженность,

Наименование ЛЭП

п/п

напряжения

км

с Красноярской энергосистемой

500 кВ

ВЛ 500 кВ Итатская - Алтай

134,68

с Кузбасской энергосистемой

500 кВ

ВЛ 500 кВ Новокузнецкая - Барнаульская

163,5

220 кВ

ВЛ 220 кВ Артышта - Смазнево

54,7

220 кВ

ВЛ 220 кВ Бачатская - Тягун

17,7

110 кВ

ВЛ 220 кВ Бенжереп - Ельцовка

…

с Новосибирской энергосистемой

500 кВ

ВЛ 500 кВ Заря - Алтай

176,8

220 кВ

ВЛ 220 кВ Ларичиха - Сузун

122,9

220 кВ

ВЛ 220 кВ Сузун - Светлая

96,4

220 кВ

ВЛ 220 кВ Урываево - Зубково

85,7

220 кВ

ВЛ 220 кВ Световская - Краснозерская

98,0

110 кВ

ВЛ 110 кВ Южная - Тальменка

43,1

110 кВ

ВЛ 110 кВ Крутиха - Кочки

68,6

с ОЭС Республики Казахстан

500 кВ

ВЛ 500 кВ Экибастузская - Алтай

372,23

500 кВ

ВЛ 500 кВ ЕЭК - Рубцовская

…

500 кВ

ВЛ 500 кВ Рубцовская - Усть-Каменогорск

79,5

110 кВ

ВЛ 110 кВ Маралды - Кулунда

137,6

110 кВ

ВЛ 110 кВ Маралды - Кулунда

131,6

110 кВ

ВЛ 110 кВ Павлодар - Кулунда

21,6

110 кВ

ВЛ 110 кВ Горняк - Жезкент

8,4

110 кВ

ВЛ 110 кВ Горняк - Жезкент

8,4

Рисунок 2.5. Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы

Алтайского края

2.15. Объемы и структура топливного баланса электростанций и

котельных на территории Алтайского края в 2013 году

Основным видом топлива энергетики Алтайского края является уголь.

На ТЭЦ в 2013 году в общем объеме использованного топлива доля угля

составила 84,4 %, доля природного газа - 0,9 %, доля прочих видов топлива,

включая мазут - 14,7 %.

На котельных в 2013 году доля угля составила

58,3

% от всего

использованного котельными топлива. В последние годы стабильно

увеличивается потребление природного газа котельными Алтайского края.

Так, доля природного газа в общем потреблении топлива котельными в

2013 году составила 38,7 %, а еще в 2007 году аналогичный показатель был

равен 27,7 %. Доля потребления мазута котельными в 2013 году составила

2,7 %.

Таблица 2.28

Потребление топлива электростанциями и котельными Алтайского края за

2013 год

тыс. т у.т.

в том числе

нефте-

прочее

№ п/п

Показатель

Всего

газ

уголь

топливо

топли-

(мазут)

во⁵⁷

Годовой расход топлива,

4305,5

426,1

3361,4

38,6

479,4

всего⁵⁸,

в том числе:

КЭС

ТЭЦ - всего

3240,21

32,89

2729,43

11,83

466,06

включая:

2.1

Барнаульская ТЭЦ-2

523,22

0,11

521,32

1,79

2.2

Барнаульская ТЭЦ-3

830,77

4,11

825,32

1,34

2.3

Бийская ТЭЦ

1141,77

1136,86

4,91

2.4

ТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

466,06

469,0

2,94

2.5

Аренд.обор. Рубцовской

96,6

96,2

0,4

ТЭЦ

2.6

ТЭЦ г. Яровое

45,2

2.7

ТЭЦ ОАО

104,97

104,53

0,44

«Кучуксульфат»

2.8

ГП ТЭС

5,40

2.9

ГТ ТЭЦ

1,44

2.10

ТЭЦ ОАО «Черемновский

21,84

21,83

0,01

сахарный завод»

2.11

Прочие

Блок-станции - всего

Котельные - всего

1065,29

393,21

631,97

26,77

13,34

включая:

4.1

котельные генерирующих

78,74

22,82

55,3

0,62

компаний, всего,

из них:

4.1.1

РВК в г. Барнауле

1,03

0,92

0,11

4.1.2

ЮТС в г. Рубцовске

54,91

54,4

0,51

4.1.3

Котельная ЗАО

«Теплоцентраль

22,8

21,9

0,90

Белокуриха»

4.2

муниципальные,

ведомственные и

986,55

370,39

576,67

26,15

13,34

производственные

котельные, всего,

из них:

⁵⁷ Дрова, брикеты торфяные, газ сжиженный, дизельное топливо, топливо печное бытовое, газ горючий

искусственный коксовый, прочие виды топлива.

⁵⁸ Оценочно.

⁵⁹ Газ коксовый, горючая смесь, дистиллят, смола.

4.2.1

муниципальные

189,54

68,34

148,91

26,15

13,34

котельные ГО, всего,

включая:

муниц. котельные

47,60

21,5

г. Барнаула

муниц. котельные

35,61

г. Бийска

муниц. котельные

10,66

г. Рубцовска

муниц. котельные

36,54

29,0

7,54

г. Новоалтайска

муниц. котельные

2,77

г. Заринска

муниц. котельные

38,52

г. Камень-на-Оби

муниц. котельные

38,63

г. Славгорода

муниц. котельные

15,18

г.Алейска

муниц. котельная

17,84

ЗАТО Сибирский

4.2.2

остальные котельные

797,01

302,05

427,76

26,15

13,34

Таким образом, в целом по энергосистеме Алтайского края доля угля в

потреблении топлива электростанциями и котельными в 2013 году составила

78,1

%, доля природного газа

9,9

%, остальные доли в структуре

топливного баланса Алтайского края занимают прочие виды топлива и мазут.

78%

Рисунок 2.6. Структура топливного баланса электростанций и котельных на

территории Алтайского края в 2013 году

Таблица 2.29

Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии и тепла по

основным производителям тепла Алтайского края в 2013 году (факт)

Удельный расход условного топлива

на отпу-

на отпущенную теплоэнергию, кг/Гкал

щенную

Наименование объекта

электро-

по электро-

по

общий

энергию,

станции

котельной

г/кВтч

Барнаульская ТЭЦ-2

358,18

160,63

Барнаульская ТЭЦ-3

321,37

138,88

РВК

170,2

Бийская ТЭЦ

378,4

160,1

ТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

345,6

170,7

Аренд. обор. Рубцовской ТЭЦ

521,3

199,3

Южная тепловая станция

181,1

ТЭЦ г. Яровое

440,0

179,6

ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

603,75

172,3

Белокурихинская ГП ТЭС

189,0

Барнаульская ГТ ТЭЦ

489

ТЭЦ ОАО «Черемновский

185,2

152,3

сахарный завод»

Муниципальные котельные⁶⁰:

г. Барнаула

167,9

г. Бийска

301,4

301,5

г. Рубцовска

512,8

г. Новоалтайска

197,3

г. Заринска

197,9

г. Славгорода

248,2

г. Алейска

361,8

ЗАТО Сибирский

161,7

г. Камень-на-Оби

241,7

С учетом того, что почти весь уголь, нефтепродукты и природный газ в

Алтайском крае поступают из других регионов России, можно сделать вывод

о зависимости энергетической отрасли края от привозного топлива.

Таблица 2.30

Виды углей, используемых электростанциями и котельными генерирующих

компаний за 2013 год

Годовой расход угля

% от общего расхода

Вид угля

(тыс. т у.т.)

угля

Всего

2784,68

100

⁶⁰ Средняя величина по всем муниципальным котельным в каждом ГО.

Местный уголь

Привозной уголь

2784,68

100

в т. ч.:

ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»: уголь

104,53

3,7

каменный кузнецкий, хакасский

Барнаульская ТЭЦ-2: уголь

521,32

18,6

каменный

Барнаульская ТЭЦ-3: уголь бурый

825,32

29,4

(2БР «Разрез Бородинский»)

Бийская ТЭЦ: уголь каменный

1136,86

40,4

Хакасский (Черногорский)

Рубцовская ТЭЦ: уголь каменный

96,16

3,4

ТЭЦ г. Яровое: уголь каменный

45,2

2,5

ЮТС в г. Рубцовске: уголь

54,4

1,9

каменный

Котельная ЗАО «Теплоцентраль

0,9

0,1

Белокуриха»: уголь каменный

2.16 Единый топливно-энергетический баланс Алтайского края (ЕТЭБ)

за 2009-2013 годы

ЕТЭБ Алтайского края разработан в динамическом виде за

анализируемый период с отражением всех видов ресурсов и групп

потребителей, выделенных на основании ОКВЭД.

Таблица 2.31

Единый топливно-энергетический баланс Алтайского края за 2009-2013 гг.

тыс. т у.т.

Годы

Уголь

Сырая

Нефте-

При-

Гидро-

Про-

Элек-

Тепло

Всего

нефть

про-

род-

энер-

чее

тро-

дукты

ный

гия и

топли-

энер-

газ

НВИЭ

во

гия

Производство

2009

49,8

168,2

218,0

2010

50,3

206,1

256,4

2011

2,7

225,5

228,2

2012

207,6

2013*

208,4

Ввоз

2009

7644,4

4,7

839,8

690,2

9179,1

2010

8506,1

3,4

950,6

724,9

9460,1

2011

7709,2

271,0

1212,0

765,1

9957,3

2012

12317,1

496,3

1006,1

15,5

815,2

14650,2

2013*

3751,9

55,6

640,7

….

805,8

5254,0

Вывоз

2009

-251,6

2010

-301,3

2011

-287,6

2012

-337,0

2013*

-329,0

Изменение запасов

2009

-220,0

-0,1

14,5

-205,6

2010

-171,6

2,0

-169,6

2011

-195,9

2012

1063,3

82,2

30,6

1176,1

2013*

….

Потребление первичной энергии (израсходовано)

2009

7914,2

4,8

839,8

153,7

1229,2

1890,6

8912,5

2010

8728,0

3,4

950,6

204,1

1294,3

1985,3

9886,1

2011

7711,9

271,0

1212,0

421,4

1292,4

1705,0

12613,7

2012

11253,8

414,1

1006,1

192,5

1366,2

1836,2

16068,9

2013*

3751,9

55,6

640,7

208,4

1263,8

2567,7

8488,1

Производство электроэнергии электростанциями

2009

-2924,2

-187,0

790,6

1194,8

-1125,8

2010

-3102,8

-198,8

823,7

1261,5

-1216,4

2011

-2840,8

-16,6

-136,1

809,3

982,1

-1202,1

2012

-3090,6

-15,3

-72,7

888,1

1069,8

-1220,7

2013*

-2738,8

-13,6

-64,4

787,0

1496,0

-533,8

Производство тепловой энергии котельными

2009

-816,1

-466,3

695,8

-586,6

2010

-826,6

-503,2

723,8

-606,0

2011

-718,3

-118,9

-443,0

722,9

-557,3

2012

-724,5

-30,0

-412,1

766,4

-400,2

2013*

-1013,1

-42,0

-576,3

1071,7

- 559,7

Собственные нужды

2009

-175,0

-1,9

-176,9

2010

-169,3

-2,0

-171,3

2011

-185,1

-2,0

-187,1

2012

-151,9

-2,2

-154,1

2013*

-140,5

-3,1

-143,6

Потери при распределении

2009

-177,5

-125,5

-303,0

2010

-181,8

-265,4

-447,2

2011

-169,6

-308,3

-477,9

2012

-178,0

-332,0

-510,0

2013*

-164,7

-464,3

-629,0

Потребление конечное энергии

2009

4173,9

4,8

186,5

876,7

1763,2

7005,1

2010

4798,6

3,4

248,6

943,2

1717,9

7711,7

2011

4152,8

135,5

632,9

421,4

937,7

1598,2

7878,5

2012

7438,7

368,8

521,3

192,5

1036,3

1502,0

11059,6

2013*

….

208,4

958,6

2100,3

3267,3

Раздел А. Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

2009

89,9

391,4

481,3

2010

87,6

381,4

469,0

2011

85,8

354,8

440,6

2012

102,3

124,1

68,0

12,3

48,4

333,4

688,5

2013

….

…..

Раздел B. Рыболовство и рыбоводство

2009

2010

2011

2012

2013

….

…..

Раздел C. Добыча полезных ископаемых

2009

49,8

8,5

192,2

200,7

2010

50,3

8,9

187,3

246,5

2011

45,7

9,7

174,3

229,7

2012

9,6

21,3

0,0

163,8

194,7

2013

….

…..

Раздел D. Обрабатывающие производства

2009

4124,1

4,8

247,0

319,1

4695,0

2010

4748,3

3,4

328,2

310,9

5387,4

2011

4107,1

135,5

325,0

289,2

4856,8

2012

5890,6

98,8

225,8

83,3

322,7

271,8

6893,0

2013

….

…..

Раздел F. Строительство

2009

9,0

35,3

44,3

2010

8,4

34,4

42,8

2011

8,1

32,0

40,1

2012

10,6

21,6

2,3

9,8

30,1

74,4

2013

….

…..

Раздел I. Транспорт и связь

2009

114,0

483,1

597,1

2010

126,8

470,7

597,5

2011

117,6

437,9

555,5

2012

33,3

103,0

35,5

0,6

114,5

411,5

698,4

2013

….

…..

Раздел O. ЖКХ

2009

186,5

27,1

75,8

289,4

2010

248,6

24,2

73,9

346,7

2011

632,9

24,5

68,7

726,1

2012

224,6

163,6

90,3

335,4⁶¹

64,6

878,5

2013

….

…..

Прочие потребители

2009

39,1

266,2

305,3

2010

…

259,4

2011

21,5

241,3

262,5

2012

1167,7

26,1

6,0

205,5

226,8

1632,1

2013

….

…..

* Предварительная оценка.

…. Статистические данные не определены на момент разработки баланса.

⁶¹ С 2012 года «потребление населением» не выделяется отдельной группой и учитывается в составе ЖКХ.

3. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на

территории Алтайского края

3.1. Особенности

Энергосистема Алтайского края имеет следующие характерные

особенности:

1) потребность в электрической мощности и электроэнергии

покрывается за счет ее производства на ТЭЦ края (около 2/3) и сальдо-

перетоков с соседними энергосистемами;

2) сезонная разгрузка ТЭЦ из-за отсутствия тепловых нагрузок, в

частности, снижение на летний период нагрузки Барнаульских ТЭЦ с

660 МВт до 320 МВт (более чем в 2 раза) при общем снижении потребления

Алтайского края с 1980 МВт до 1200 МВт (в 1,7 раза);

3) отсутствие концентрированной потребительской нагрузки - крупных

потребителей, которые могли бы оказывать системные услуги по участию в

противоаварийной разгрузке при внезапном дефиците мощности или

энергии;

4) разветвленная и протяженная сеть класса напряжения 110 кВ и

выше, а также длинные ЛЭП с большим количеством отпаечных подстанций;

5) зависимость режимов работы от величины и направления перетока

Сибирь

- Казахстан

- Урал, которые существенно влияют на уровни

напряжения в прилегающей сети. Существенная энергозависимость

Алтайского края от перетока электроэнергии и мощности из смежных

регионов сформировалась в 1991-1997 годах, когда, в связи с отсутствием

источников финансирования, было отложено строительство второй очереди

Барнаульской ТЭЦ-3 электрической мощностью

325 МВт и тепловой

мощностью 1120 Гкал/ч, приостановлено строительство котла

№ 16 на

Бийской ТЭЦ-1 производительностью

500 т пара в час и прекращено

строительство ТЭЦ в г. Рубцовске;

6) отсутствие средств компенсации реактивной мощности в сети

220-110 кВ.

3.2. Проблемы функционирования энергосистемы

Можно выделить три основные проблемы функционирования

генерирующих мощностей Алтайского края:

1) высокая степень морального и физического износа основных фондов

электростанций, который достигает 70 %. На начало 2014 года нормативный

срок службы (порядка 30 лет) отработали агрегаты суммарной мощностью

908 МВт, или

59,5

% установленной мощности всех электростанций

энергосистемы. Более 40 лет отработало оборудование общей мощностью

411 МВт (27,0 %);

2) существует жесткая зависимость объема выработки электрической

энергии от фактических тепловых нагрузок. Так как наиболее масштабные

вводы генерирующих мощностей в Алтайском крае происходили в 1960-е и

1980-е годы, при их проектировании изначально закладывалась значительная

выработка технологического пара для нужд промышленных предприятий. В

связи со структурными изменениями в промышленном производстве эта

составляющая тепловых нагрузок оказалась невостребованной. Это

приводит, с одной стороны, к снижению технико-экономических показателей

энергопредприятий, а с другой

- к ограничениям в выработке

электроэнергии. Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ

края в настоящее время составляет в среднем 25 %, тогда как в 80-е годы он

достигал 65 %;

3) сокращение физических объемов ремонта оборудования, зданий и

сооружений.

Важнейшей проблемой электросетевого комплекса Алтайского края

является моральный и физический износ основных фондов.

Основные электрические сети Алтайского края требуют

реконструкции, усиления и развития. Износ распределительных сетей края

достигает более 70 %. Причиной сложившейся ситуации является нехватка у

энергокомпаний финансовых средств на проведение работ по реконструкции

и ремонту. На сегодняшний день источник финансирования этих работ -

затраты, заложенные в тарифы, а включение в тарифы затрат на выполнение

этих работ в полном объеме приведет к резкому росту последних. В этой

ситуации сетевые компании вынуждены основную часть имеющихся средств

направлять на работы только с системообразующим оборудованием (ЛЭП и

ПС классом напряжения 110-35 кВ), которое составляет около 25 % всей

энергосистемы края.

3.3. «Узкие места»

В Алтайской энергосистеме все энергорайоны⁶² являются

проблематичными по обеспечению надежности электроснабжения.

3.3.1. Барнаульский энергорайон

1) В период ремонтной компании наибольшие риски сопряжены с

выводом в ремонт:

автотрансформаторов ПС 500 кВ Барнаульская;

систем шин 500 кВ ПС 500 кВ Барнаульская;

систем шин 220 кВ ПС 500 кВ Барнаульская;

систем шин 220 кВ ПС 220 кВ Чесноковская.

В создающихся схемах резко снижается надежность электроснабжения

как Барнаульского, так и Бийского энергорайонов. При аварийном

погашении оставшегося в работе автотрансформатора ПС

500 кВ

Барнаульская (системы шин 500 кВ, секций 220 кВ) электроснабжение как

Барнаульского, так и Бийского энергорайонов осуществляется только по

транзиту 220 кВ Беловская ГРЭС - Чесноковская с существенным снижением

уровней напряжения, с высоким риском выделения на изолированную работу

Барнаульского и Бийского энергорайонов от ОЭС Сибири;

⁶² Характеристика энергорайонов Алтайского края представлена в п. 2.1.

2) На транзите 220 кВ Барнаульская - Урожай основные трудности

связаны с поддержанием оптимальных уровней напряжения в сети 220 кВ и в

прилегающей сети

110 кВ Урываево

- Завьяловская, Урываево

Славгородская, Светлая - Тюменцевская, Светлая - Корчинская. Уровни

напряжения в указанных пунктах в значительной степени зависят от

величины перетока мощности по сети

500 кВ Сибирь

- Казахстан.

Существующих средств регулирования уровней напряжения в сети 220 кВ и

110 кВ на данном направлении недостаточно. В ночные часы в условиях

летнего спада нагрузок уровни напряжения в сети 220 кВ достигают 250-254

кВ. В прилегающей сети 110 кВ напряжения повышаются до 125-127 кВ;

3) Сегодня, в условиях роста потребления в Барнаульском

энергорайоне, на Барнаульской ТЭЦ-2 снижена выработка электроэнергии

(демонтаж оборудования, реконструкция ТГ-8, ТГ-9), что приводит к

дополнительной загрузке автотрансформаторов на ПС 220 кВ Чесноковская

даже в нормальной схеме. В ремонтных схемах (с отключением ВЛ 220

кВ Барнаульская - Власиха или ВЛ 220 кВ Барнаульская - Чесноковская)

максимально допустимый переток в г. Барнауле снижается почти вдвое, что

приводит к необходимости загрузки объектов генерации, а при

невозможности такой заrрузки - к вводу графиков временного ограничения

потребителей. Необходимо строительство нового центра питания

(место

размещения нового центра питания следует определить с учетом активного

строительства жилых кварталов в западной и северо-западной частях

г. Барнаула).

Также требуется строительство второй ВЛ 220 кВ Барнаульская -

Власиха. Ввод в эксплуатацию данной высоковольтной линии с новым

центром питания 220 кВ позволит разгрузить оборудование ПС 220 кВ

Чесноковская

(высвободившаяся мощность может быть направлена на

электроснабжение потребителей г. Новоалтайска) и ПС 220 кВ Власиха;

4) В г. Барнауле с увеличением строительства жилья и объектов

административно-торгового

социально-бытового

назначения

увеличиваются коммунально-бытовые нагрузки. В частности, в настоящее

время ведется активная застройка северо-западного планировочного района

города, в том числе прилегающей к нему пригородной территории

п. Спутник, п. Авиатор, с. Власиха, п. Октябрьский, п. Лесной.

Электроснабжение указанных населенных пунктов в настоящее время

осуществляется от ПС 110 кВ КМК и ПС 110 кВ Комсомольская.

По контрольным замерам загрузка ПС 110 кВ Комсомольская в зимний

максимум 2012 г. составила

7,91 МВА при допустимой максимальной

загрузке (в режиме N-1) 6,3 МВА. По контрольным замерам загрузка ПС 110

кВ КМК в зимний максимум 2012 г. составила 19,73 МВА при допустимой

максимальной загрузке (в режиме N-1) 15 МВА. По состоянию на 01.10.2013

подано заявок на технологическое присоединение, питающим центром по

которым является ПС 110 кВ КМК, суммарной мощностью 11,264 МВт (в

том числе уже заключено договоров ТП (действующие ТУ) суммарной

мощностью 8,146 МВт).

Реконструкция ПС

110 кВ КМК в части замены существующих

трансформаторов 2х15 МВА на 2х25 МВА не снимает ограничение по

данному центру питания. В связи с этим необходима установка силовых

трансформаторов мощностью 40 МВА. Установка таких трансформаторов

потребует полной перестройки зданий и сооружений ПС 110 кВ КМК с

установкой 4-х секций КРУ-10 кВ (вместо существующих двух), а также, в

связи с увеличением токов короткого замыкания, потребуется установка

выключателей по стороне 110 кВ. Все вышеуказанные мероприятия приведут

к полной реконструкции ПС. В связи с отсутствием резервирования

потребителей, запитанных с ПС

110 кВ КМК, и постоянно высокой

нагрузкой, реконструкция данной ПС невозможна.

На основании изложенного, «Алтайэнерго» было принято решение о

строительстве ПС 110 кВ Ковыльная с силовыми трансформаторами 2х16

МВА. Присоединение ПС возможно от проходящих на участке для

строительства ВЛ 110 кВ и согласования с Алтайским РДУ.

Реализация указанного проекта позволит перевести часть нагрузки

(порядка 12,5 МВА) с вышеуказанных ПС (с ПС 110 кВ КМК - 9,9 МВА; с

ПС 110 кВ Комсомольская - 2,6 МВА), которые в данное время закрыты для

технологического

присоединения,

обеспечить

технологическое

присоединение вновь присоединяемых объектов (по существующим заявкам

и заключенным договорам ТП суммарной максимальной мощностью порядка

11 МВт), а так же обеспечить надежное электроснабжение социально-

значимых категорий потребителей;

5) На ПС 110 кВ Топчихинская по надежности электроснабжения

потребитель относится ко II категории. ПС введена в эксплуатацию в 1969

году. Силовой трансформатор Т-1 - 1969 года выпуска, мощностью 6,3 МВА

не соответствует современным требованиям надежности и не обеспечивает

существующие потребности в мощности. По данным замеров нагрузок, с

учетом выданных технических условий, при выводе силового

трансформатора Т-2 в ремонт, перегрузка трансформатора Т-1 составляет

191,4 %, что не допускается п. 2.1.21 ПТЭЭП и может привести к созданию

аварийной ситуации.

Реализация данного проекта необходима для обеспечения надежности

электроснабжения потребителей, а также обеспечения возможности

выполнения технологических присоединений новых потребителей;

6) Электроснабжение ПС 35 кВ Прудская осуществляется по ВЛ 35 кВ

ПП-300, 307 от ПС 110 кВ Подгорная. ПС 110 кВ Подгорная в настоящее

время перегружена. Поэтому, при переводе питания ПС 35 Прудская с

напряжения 35 кВ на напряжение 110 кВ ПС 110 кВ Подгорная сможет

работать в нормальном режиме. Силовые трансформаторы на ПС 35 кВ

Прудская, в связи с увеличившимися в последние годы нагрузками, работают

в режиме повышенных нагрузок;

7) ПС

110 кВ Предгорная сдана в эксплуатацию в

1987 г.

Бухгалтерский износ составляет 100 %, физический износ - 75 %. На ПС

установлены трансформаторы разной мощности, что, при аварийном

отключении трансформатора мощностью 10 МВА и в осенне-зимний период,

приводит к перегрузу остающегося в работе трансформатора 6,3 МВА на

70 %. Кроме того, замена силового трансформатора мощностью 6,3 МВА на

10 МВА производится в связи с увеличением нагрузки.

3.3.2. Кулундинский энергорайон

1) Устройства компенсации реактивной мощности на транзите 220 кВ

Барнаульская

- Урываево и в прилегающей сети

110 кВ отсутствуют.

Регулирование и поддержание оптимальных уровней напряжения в

прилегающей сети невозможно;

2) В Кулундинском энергорайоне значительная протяженность

питающих ЛЭП 110 кВ от ПС 220 кВ, слабое развитие генерации. Покрытие

потребления Кулундинского энергорайона осуществляется по ВЛ 110 кВ

Урываево - Коротоякская (ВЛ УК-15), ВЛ 110 кВ Велижановская - Урываево

(ВЛ ВУ-14), по транзиту 110 кВ Власиха - Корчинская - Завьяловская -

Благовещенская - Кулунда (протяженность 361 км) и по линиям связи с

Рубцовским энергорайоном Южная

- Благовещенская

(протяженность

337 км), Южная - Кулунда (протяженность 203 км). Вывод в ремонт или

отключение одной из ВЛ приводит к необходимости ограничения

потребления в районе, в том числе действиями автоматики. Для

Кулундинского энергорайона наибольший риск представляет отключение в

зимнее время линий ВЛ 110 кВ Урываево - Коротоякская (ВЛ УК-15), ВЛ

110 кВ Хабарская - Коротоякская (ВЛ ХК-196). Уровни напряжения на ПС

Славгородская, ПС Коротоякская снижаются до

85 кВ. Требуется ввод

ограничений в объеме ~ 31 МВт (27 % от потребления Кулундинского

энергорайона) для восстановления допустимых уровней напряжения;

3) ВЛ 110 кВ КМ-110 (Корчино - Мамонтово) тупиковая. В случае

аварийного отключения ВЛ

110 кВ, особенно в зимний период, два

административных района Алтайского края (Мамонтовский, Романовский)

будут обесточены, что может привести к нежелательным последствиям.

Для повышения надежности и бесперебойного электроснабжения

Романовского, Мамонтовского и Родинского районов Алтайского края,

потребляемая мощность которых составляет

12 МВт, необходимо

строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Сидоровская до ПС 110 кВ Родино. В

настоящее время электроснабжение Мамонтовского района осуществляется

от одной ВЛ 110 кВ КМ-110 Корчино - Мамонтово, Романовского района -

от одной ВЛ 110 кВ МР-20 Мамонтово - Романово. Для резервного питания

необходимо создание кольца по ВЛ-110 кВ.

3.3.3. Бийский энергорайон

1) «Узкими местами» в Бийском энергорайоне являются отсутствие

второго центра питания

220 кВ и отсутствие объектов генерации на

территории юго-восточных районов Алтайского края и Республики Алтай, а

также ограниченная пропускная способность питающих юго-восточные

районы Алтайского края ВЛ;

2) Наибольший риск для Бийского энергорайона представляет

отключение одной из линий 220 кВ или автотрансформатора ПС 220 кВ

Бийская. В создающейся схеме резко снижается максимально допустимый

переток в сечении ББУ-3, существенно понижаются уровни напряжения, что

связано с дефицитом реактивной мощности в часы максимальных нагрузок.

В ремонтной схеме сети

220 кВ Бийского энергорайона отключение

оставшейся в работе ВЛ

220 кВ или автотрансформатора приводит к

выделению Бийского энергорайона на изолированную работу;

По протяженным транзитам

110

кВ осуществляется

электроснабжение потребителей Республики Алтай и особых экономических

зон юго-восточных районов Алтайского края: Бийская

- Заречная

Майминская и Бийская ТЭЦ - Сосна - Смоленская - Чергинская. Большая

протяженность транзитов, загрузка головных участков и дефицит реактивной

мощности в часы максимальных нагрузок в настоящее время ограничивают

возможность технологического присоединения новых потребителей на

данных территориях;

4) При аварийном отключении и плановых ремонтах ВЛ

110 кВ

Петропавловская

- Солонешенская

(ВЛ ПС-134) происходит перерыв

электроснабжения 4 ПС 110 кВ (ПС 110 кВ Сибирячихинская, ПС 110 кВ

Солонешенская, ПС 110 кВ Совхозная, ПС 110 кВ Черно-Ануйская (ГАЭС)):

13 фидеров 10 кВ, питающих 32 населённых пункта Солонешенского района,

более 4,7 тыс. чел., 116 КТП, 2 больницы, 17 школ, 4 детсада, 8 котельных, 13

объектов водоснабжения.

Так же, согласно Предписания от

29.03.2010

№ 35/1-73 Южно-

Сибирского управления Ростехнадзора

«Алтайэнерго» предписано

обеспечить резервное питание ПС 110 кВ Солонешенская во исполнение п.

1.1.9 ПТЭСС.

3.3.4. Рубцовский энергорайон

1) В Рубцовском энергорайоне наибольшие риски сопряжены с

ремонтной компанией. К ремонтам, снижающим надежность

электроснабжения Рубцовского энергорайона относятся:

ремонт автотрансформаторов ПС 500 кВ Рубцовская;

ремонт систем шин 500 кВ ПС 500 кВ Рубцовская;

ремонт систем шин 220 кВ ПС 500 кВ Рубцовская;

ремонт секции шин 220 кВ ПС 220 Южная;

ремонт систем шин 110 кВ ПС 220 Южная.

При выводе в ремонт одного из автотрансформаторов ПС 500 кВ

Рубцовская

(СШ 500, СШ 220 кВ) и аварийном отключении второго

автотрансформатора (второй СШ 500, СШ 220 кВ) происходит практически

полное погашение энергорайона. Максимальная плановая мощность

Рубцовской ТЭЦ - незначительна. Наличие связей 110 кВ позволяет запитать

не более 30 % отключенной нагрузки. Причина - недопустимое снижение

напряжения из-за большой протяженности связей 110 кВ. То же самое

происходит при выводе в ремонт линий 220 кВ Рубцовская - Южная, секций

шин 220 кВ и систем шин 110 кВ ПС 220 кВ Южная.

С вводом ограничений

(20-30

% - от потребления Рубцовского

энергорайона в летнее время) сопряжен ремонт 1 секции шин 220 кВ ПС 220

кВ Южная, так как установленная мощность автотрансформатора,

остающегося в работе - 120 МВА (АТ-2), не позволяет покрыть потребление

энергорайона;

2) Отсутствует УШР на ПС 500 кВ Рубцовская. В летний период в

режиме минимальных нагрузок отключение реактора Р-2 ПС

500 кВ

Рубцовская (на шинах) при выведенном в ремонт Р-1 ПС 500 кВ Рубцовская

(в ВЛ

500 кВ ЕЭК - Рубцовская

(ВЛ-552)) приводит к превышению

наибольших рабочих уровней напряжения в сети 500 кВ (до 528 кВ) и в сети

110 кВ (до 127 кВ);

3) Устройства противоаварийной автоматики в сети 110-220 кВ (кроме

АЧР, ЧДА) в Рубцовском энергорайоне отсутствуют. Регулирование уровней

напряжения при коммутации одного из реакторов на ПС 500 кВ Рубцовская

происходит скачкообразно, диапазон регулирования составляет ± 20 кВ;

4) ПС 110 кВ Волчихинская введена в эксплуатацию в 1972 году.

Загрузка силового трансформатора Т-1 (ТМТН-6300/110/35/10) при выводе

Т-2 в ремонт составляет в летний период 101,2 %, в зимний - 131,4 %.

Планируется подключения нового потребителя по 10 кВ «Алтайский Лен».

Зафиксирована течь масла высоковольтных вводов 110 кВ из-под защитного

колпака ф. А, В, С. Основная цель реализации проекта

- повышение

надежности и качества электроснабжения потребителей, увеличение

мощности трансформатора из-за роста нагрузок и подключения нового

потребителя.

Планируемые результаты реализации

- повышение надежности

электроснабжения потребителей ПС 110 кВ Волчихинская, снижение затрат

на эксплуатацию и ремонт;

5) ПС

110 кВ Северная введена в эксплуатацию в

1952 году,

оборудование ПС морально и физически устарело, физический износ 100 %.

Необходима реконструкция ОРУ-110 с установкой

2-х трансформаторов

ТДН-10000 110/6 кВ с РПН, схема 110-5АН «Два блока с выключателями

110кВ в цепях силовых трансформаторов и автоматической перемычкой со

стороны линий»; замена выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели

110 кВ бакового исполнения, секции шин 6 кВ, ячеек 6 кВ с установкой

вакуумных выключателей типа BB/TEL-10-20/1000, в качестве вводных и

секционного выключателя применить BB/TEL-10-31,5/1600, 2-х секционные

разъединители 110 кВ с моторным приводом и полимерной изоляцией, 2-х

линейные разъединители

110 кВ с моторным приводом и полимерной

изоляцией, монтаж

2-х комплектов ОПН

110 кВ, монтаж заземлителя

нейтрали с установкой

2-х ОПН-110/56, монтаж электромагнитной

блокировки.

3.3.5. Частью энергосистемы Алтайского края являются объекты ОАО

«РЖД», на которых также имеются «узкие места».

Существующие схемы ПС 220 кВ Артышта (Кемеровская область) и

ПС 220 кВ Тягун не позволяют осуществить вывод в ремонт (ввод в работу)

ЛЭП без кратковременного (на время переключения) погашения ПС. Это

влечет снижение надежности электроснабжения потребителей и безопасного

производства работ на оборудовании подстанции и питающих ЛЭП 220 кВ,

служит причиной затягивания сроков ремонтов ЛЭП 220 кВ и по поездной

обстановке приводит к невозможности обеспечить ввод ЛЭП 220 кВ со

временем аварийной готовности.

Сложился низкий уровень наблюдаемости за режимом работы

оборудования ПС 220 кВ ОАО «РЖД» и межсистемных транзитов 220 кВ.

Отсутствуют прямые каналы связи между ПС и диспетчерским центром.

Отсутствуют каналы связи для передачи телемеханической информации с ПС

ОАО

«РЖД» до Алтайского РДУ. Несоответствие целевой модели

прохождения команд приводит к увеличению времени передачи

информации, ее возможному искажению или неправильному пониманию

команд диспетчера.

Отсутствуют регистраторы аварийных событий ПС ОАО «РЖД». На

транзите

220 кВ Барнаульская - Иртышская при включении ремонтных

перемычек на ПС

220 кВ не обеспечивается дальнее резервирование

релейной защиты (РЗ).

4. Противоаварийная автоматика

Технические решения, разработанные в «Предварительном технико-

экономическом обосновании реконструкции системы противоаварийной

автоматики в операционной зоне филиала ОАО «СО ЕЭС» - «Алтайское

РДУ», реализуются в соответствии с утвержденным планом-графиком. Без

реализации мероприятий по созданию систем противоаварийной и режимной

автоматики не обеспечиваются предъявленные требования к ПА Алтайской

энергосистемы.

5. Потери в электрических сетях

В Алтайском крае потери электроэнергии в сетях составляют 13 %.

Коммерческие потери (несовершенство системы учета, неточность снятия

показаний счетчиков, наличие неучтенных потребителей, несвоевременная

оплата услуг) в сетях Российской Федерации составляют 20-30 % суммарных

потерь. В Алтайском крае в отдельных районах этот показатель достигает

50 %. Потери филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго»: общие

потери - от 8 до 25 %; технологические потери - от 6 до 16 %.

6. Теплоснабжение

В сфере теплоснабжения Алтайского края

сложилась

неудовлетворительная ситуация, характеризующаяся низким техническим

уровнем и изношенностью оборудования ТЭЦ и котельных, отсутствием

систем

автоматического

регулирования,

гидравлической

разрегулированностью тепловых сетей, неудовлетворительным качеством

теплоснабжения потребителей и неэффективным использованием топлива.

В Алтайском крае на начало 2013 г. эксплуатировалось 2985,9 км

тепловых сетей (водяных и паровых) в двухтрубном исчислении. Из всего

объема тепловых сетей 30,1 % нуждаются в замене. Потери в тепловых сетях

в 2012 году составили 22,1 % в общем количестве поданного в сеть тепла⁶³.

4. Основные направления развития электроэнергетики Алтайского края на

2015-2019 годы

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Алтайского края

Одним из стратегических направлений Стратегии социально-

экономического развития Алтайского края до

2025 года, утвержденной

законом Алтайского края от

21.11.2012

№ 86-ЗС, является создание

инфраструктурной основы динамичного социально-экономического развития

региона. Вместе с тем, приведенный в Стратегии SWOT-анализ относит к

внутренним сдерживающим факторам (слабым сторонам) недостаточный

уровень развития энергетической инфраструктуры и энергозависимость

краевой экономики от поставок энергоносителей из других регионов страны.

Основной целью стратегического развития энергетики Алтайского края

Стратегия социально-экономического развития Алтайского края до 2025 года

называет обеспечение эффективности и сбалансированности ТЭК края,

преодоление дефицитности края по энергии и топливу, устойчивое развитие

экономики и поступательный рост уровня жизни населения региона при

безусловном соблюдении технологических стандартов и экологических

норм⁶⁴.

В целях обеспечения потребностей экономики и социальной сферы

Алтайского края в электроэнергии, к числу стратегических задач развития

энергетической системы Алтайского края отнесены⁶⁵:

обеспечение надежности и энергетической безопасности работы

системы электроснабжения Алтайского края в части преодоления

сложившейся дефицитности края по электроэнергии и обеспечению

топливно-энергетическими ресурсами в нормальных и чрезвычайных

ситуациях, а также удовлетворение потребностей экономики и населения в

электроэнергии

(мощности) по доступным конкурентоспособным ценам,

обеспечивающим окупаемость инвестиций в электроэнергетику, а также

усиление межрегиональных энергетических связей края с соседними

регионами;

повышение энергетической эффективности Алтайского края в части

формирования рациональной структуры генерирующих мощностей края;

⁶³ По данным Алтайкрайстат.

⁶⁴ Стратегия социально-экономического развития Алтайского края до 2025 года, стр. 66.

⁶⁵ То же.

повышения использования среднегодовой установленной мощности

электростанций; сокращения потерь в электросетевом хозяйстве до уровня

международной практики; улучшения использования топливных ресурсов, в

том числе путем использования собственной угольной базы при

производстве тепловой и электрической энергии.

Согласно энергетической стратегии Алтайского края на период до

2020 года, утвержденной постановлением Администрации Алтайского края

от

10.11.2008

№ 474, идеология стратегического развития топливно-

энергетического комплекса

(ТЭК) Алтайского края должна исходить из

реализации следующих стратегических целей:

повышение энергетической безопасности края;

повышение энергетической эффективности экономики края;

повышение бюджетной эффективности ТЭК края.

Главная стратегическая цель развития ТЭК Алтайского края

сформулирована следующим образом: к 2020 году топливно-энергетический

комплекс Алтайского края должен стать высокоэффективным,

сбалансированным инфраструктурным комплексом, способным обеспечить

устойчивое развитие экономики и поступательный рост уровня жизни

населения региона при безусловном соблюдении экологических норм и

технологических стандартов.

Для выбора наиболее эффективных путей достижения поставленных

целей Стратегии предусматривается шесть стратегических направлений:

1. Развитие газификации края.

2. Энергосбережение и повышение энергетической эффективности.

3. Наращивание генерирующих мощностей.

4. Развитие электрических сетей.

5. Создание собственной угледобывающей промышленности.

6. Использование возобновляемых источников энергии.

Стратегическое направление «Развитие газификации края» нацелено на

повышение энергетической эффективности экономики и бюджетной

эффективности ТЭК Алтайского края и связано с решением следующих

стратегических задач:

повышение эффективности топливоиспользующих установок;

снижение вредных выбросов от источников тепла и электроэнергии;

повышение качества жизни населения;

создание возможности строительства высокоэффективных мини-ТЭЦ

на природном газе;

создание возможности для перевода автотранспорта и сельхозтехники

на более дешевый и экологически чистый вид моторного топлива.

Главными приоритетами этого направления являются:

газификация южных районов Алтайского края

- в направлении

месторасположения особой экономической зоны туристско-рекреационного

типа «Бирюзовая Катунь» и игорной зоны «Сибирская монета»;

газификация юго-западных районов Алтайского края в направлении

Барнаул - Рубцовск;

газификация западных районов Алтайского края в направлении

Барнаул - Славгород.

Стратегическое направление

«Энергосбережение и повышение

энергетической эффективности» нацелено на повышение энергетической

эффективности экономики и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского

края и связано с решением следующих стратегических задач:

снижение удельного потребления топлива источниками тепла и

электроэнергии;

снижение потерь электрической и тепловой энергии в передающих

сетях;

снижение потерь ТЭР у потребителей;

снижение энергоемкости ВРП;

снижение расхода ТЭР в бюджетной сфере.

Главные приоритеты, определенные стратегией для реализации

данного направления:

применение энергоэффективного оборудования и материалов;

внедрение контрольно-измерительной и регулирующей аппаратуры;

создание системы массовой энергоэффективной реконструкции зданий

с целью достижения показателей удельного расхода тепловой энергии в

соответствии с ТСН 23-325-2001 «Энергетическая эффективность жилых и

общественных зданий. Энергосберегающая теплозащита зданий. Нормы

проектирования. Алтайский край»;

внедрение стимулов энергосбережения.

Краевая программа

«Повышение энергетической эффективности

экономики Алтайского края и сокращение издержек в бюджетном секторе»

на

2010-2014 годы и на перспективу до

2020 года

(с изменениями и

дополнениями) определяет, что повышение эффективности использования

топлива

(энергии) в электроэнергетике может быть реализовано путем

реализации

энергосберегающих

мероприятий,

применения

энергоэффективных технологий,

предложенных по результатам

обязательных энергетических обследований.

К направлениям использования энергоэффективных технологий

относятся:

внедрение усовершенствованных горелочных устройств;

внедрение энергосберегающей техники, повышение экономичности

оборудования;

модернизация систем теплоснабжения с применением эффективных

теплоизоляционных материалов и конструкций, с проведением режимных

эксплуатационно-наладочных мероприятий;

внедрение АСКУЭ и систем управления энергией на объектах;

комплексная оптимизация режимов работы всех действующих на

территории края теплоэлектрических станций.

Стратегическое

направление

«Наращивание

генерирующих

мощностей» нацелено на повышение энергетической безопасности

Алтайского края и связано с решением ряда стратегических задач:

повышение надежности энергоснабжения производственных,

коммунально-бытовых потребителей и населения;

снижение зависимости Алтайского края от поставок электроэнергии из

соседних энергосистем;

гарантированное обеспечение растущего спроса на электроэнергию,

как со стороны действующих потребителей, так и со стороны вновь

возникающих.

Главные приоритеты по направлениям реализации стратегии:

ввод новых энергоблоков на действующих ТЭЦ;

сооружение в газифицируемых городах ряда мини-ТЭЦ на природном

газе;

строительство конденсационной электростанции на базе Мунайского

буроугольного месторождения.

Стратегическое направление «Развитие электрических сетей» нацелено

на повышение энергетической безопасности Алтайского края и связано с

решением таких стратегических задач, как:

повышение надежности энергоснабжения производственных,

коммунально-бытовых потребителей и населения;

гарантированное обеспечение растущего спроса на электроэнергию как

со стороны действующих потребителей, так и со стороны вновь

возникающих;

усиление электрических связей с соседними энергосистемами;

обеспечение свободного доступа производителей и потребителей

электроэнергии на рынки мощности и электроэнергии.

Главными приоритетами данного стратегического направления

являются:

организация внешнего электроснабжения объектов особой

экономической зоны туристско-рекреационного типа «Бирюзовая Катунь» и

игорной зоны «Сибирская монета»;

сооружение линий электропередачи для выдачи в энергосистему края

мощности Алтайской КЭС;

сооружение линий электропередачи и подстанций для подключения к

сети новых потребителей электроэнергии.

Стратегическое направление «Создание собственной угледобывающей

промышленности» нацелено на повышение энергетической безопасности и

бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края и связано с решением

таких стратегических задач, как:

снижение зависимости электроэнергетики и теплового хозяйства

Алтайского края от поставок угля из других регионов

- Кузбасса,

Красноярского края, Республики Казахстан;

снижение себестоимости тепловой и электрической энергии за счет

использования более дешевого местного угля;

создание возможности строительства собственной крупной

электростанции.

Главными приоритетами направления обозначено:

развитие мощностей Мунайского угольного разреза;

доразведка запасов бурых углей Мунайского и близлежащих

месторождений с целью постановки на государственный баланс.

Стратегическое направление

«Использование возобновляемых

источников энергии», нацеленное на повышение энергетической

безопасности и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края, связано с

решением следующих стратегических задач:

снижение зависимости Алтайского края от поставок ТЭР из соседних

регионов;

повышение надежности энергоснабжения удаленных и изолированных

потребителей энергии;

внедрение новых технологий;

развитие инновационной составляющей экономики края.

Учитывая природно-климатические условия Алтайского края и степень

проработанности технологий использования ВИЭ, к главным приоритетам на

рассматриваемую перспективу можно отнести строительство малых ГЭС,

ВЭС, биогазовых установок.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии энергосистемы Алтайского

края на 2015-2019 годы

Прогноз потребления электроэнергии в энергосистеме Алтайского

края на период 2015-2019 годы представлен по двум вариантам.

Вариант 1: В таблице 4.1 представлен прогноз электропотребления

Алтайской энергосистемы, включая Алтайский край и Республику Алтай,

предусмотренный схемой и программой развития Единой энергетической

системы России на 2013-2019 годы, утвержденной приказом Минэнерго

России от 19.06.2013 г. № 309.

Таблица 4.1

Прогноз электропотребления Алтайской энергосистемы, предусмотренный

схемой и программой развития ЕЭС России на 2013-2019 годы⁶⁶

Годы

Показатель

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Электропотребление, млн кВтч

11474,0

11649,0

11810,0

12052,0

12177,0

12305,0

Абсолютный прирост, млн кВтч

175,0

161,0

242,0

125,0

128,0

Прогнозные темпы прироста, %

1,5

1,4

2,1

1,0

1,1

Вариант 2: Прогноз электропотребления энергосистемы Алтайского

края, представленный филиалом ОАО

«СО ЕЭС»

«Региональное

⁶⁶Приложение № 1 к схеме и программе развитие ЕЭС России на 2013-2019 годы, таблица - Прогноз спроса

на электрическую энергию по ОЭС Сибири, стр. 125 Схема и программа развития Единой энергетической

системы России на 2013-2019 годы.

диспетчерское управление Алтайского края и Республики Алтай». По

варианту

2 прогнозируется незначительное ежегодное увеличение

электропотребления Алтайского края с

10,4 млрд кВтч в 2015 году до 10,5

млрд кВтч в 2019 году.

Таблица 4.2

Прогноз электропотребления Алтайского края на 2015-2019 годы,

представленный филиалом ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское

управление энергосистемы Алтайского края и Республики Алтай»

Годы

Показатель

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Алтайская энергосистема

Электропотребление,

10885,0

10965,0

11009,0

11038,0

11067,0

11096,0

млн кВтч

Алтайский край

Электропотребление,

10319,0

10392,0

10428,0

10449,0

10474,0

10500,0

млн кВтч

Абсолютный прирост,

73,0

36,0

21,0

25,0

26,0

млн кВтч

Прогнозные темпы

0,7

0,3

0,2

прироста, %

Таким образом, вариант прогноза электропотребления Алтайской

энергосистемы, разработанный на федеральном уровне, предусматривает

более высокие темпы роста спроса на электроэнергию

- среднегодовой

прирост

1,1

%, в сравнении с прогнозом по варианту, разработанному

филиалом ОАО

«СО ЕЭС»

«Региональное диспетчерское управление

энергосистемы Алтайского края и Республики Алтай»

- среднегодовой

прирост 0,3 %.

4.3. Прогноз максимума нагрузки энергосистемы Алтайского края на

2015-2019 годы

Согласно прогнозу максимального потребления электроэнергии в

энергосистеме Алтайского края, разработанного ОАО «СО ЕЭС», величина

максимальной нагрузки в период 2015-2019 годов практически не изменится.

Прогнозируется, что прирост максимальной нагрузки в энергосистеме

Алтайского края за будущие пять лет составит 11 МВт или 0,6 %.

100

Таблица 4.3

Прогнозные величины максимального потребления Алтайского края

на 2015-2019 годы

Годы

Показатель

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Максимальное потребление,

1951

1966

1964

1968

1973

1977

МВт

Абсолютный прирост, МВт

-2

Прогнозные темпы прироста, %

0,8

-0,1

0,2

0,3

0,2

Таблица 4.4

Прогноз величины максимумов нагрузки с детализацией по энергорайонам

Алтайского края на 2015-2019 годы

МВт

Годы

Энергорайон

2014

2015

2016

2017

2018

2019

ББКУ

1710

1720

1774

1778

1782

1787

БКУ

1268

1277

1282

1285

1288

1291

Барнаул с пригородами

778

790

796

798

800

802

Бийский

481

490

502

503

504

506

Рубцовский

341

344

345

346

347

Детализация прогноза электропотребления и максимума нагрузки по

крупным потребителям энергосистемы Алтайского края представлена в

таблице 4.5.

Информация по заявкам на технологическое присоединение новых

потребителей представлена в Приложении Е.

101

Таблица 4.5

Прогноз электропотребления и максимума нагрузки крупных потребителей Алтайского края на 2015-2019 годы

Годовое электропотребление, млн кВт·ч

Максимум нагрузки, МВт

Потребитель

годы

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Западно-Сибирская железная

дорога - филиал ОАО

757,7

764,4

771,0

777,7

784,5

785,0

591,3

619,3

647,2

675,1

704,2

704,5

«РЖД»

ОАО «Алтай-Кокс»,

460,0

59,4

г. Заринск

ОАО «Кучуксульфат»,

21,4

9,4

Благовещенский район

ОАО ХК «Барнаульский

29,4

30,2

31,0

31,9

38,1

станкостроительный завод»

ЗАО «Станко-Цепь»,

2,6

5,0

г. Барнаул

ООО «Литейный завод»

9,1

10,0

ОАО «Авиапредприятие

6,8

5,7

Алтай», г. Барнаул

ООО «Барнаульский

22,1

10,7

Водоканал»

ООО «Алтайский комбинат

8,7

54,1

химических волокон»

МУП «Горэлектротранс»,

6,3

6,4

г. Барнаул

ОАО «Цемент», Заринский

40,6

40,3

8,3

район

МУП «Водоканал»,

11,1

1,5

г. Бийск

102

4.4. Прогноз потребления тепловой энергии в Алтайском крае на

2015-2019 годы

Прогноз потребности в тепловой энергии выполнен на основании

существующих прогнозов теплопотребления по промышленным

предприятиям и зонам централизованного теплоснабжения городских

округов Алтайского края, отнесенных к крупным потребителям тепловой

энергии.

Таблица 4.6

Прогноз теплопотребления крупных потребителей Алтайского края на

2014-2019 годы

тыс. Гкал

Годы

Наименование потребителя,

2013

источники покрытия⁶⁷

2014

2015

2016

2017

2018

2019

(факт)

ОАО «Алтай-Кокс»

494,6

546,6

Покрытие - собств. ТЭЦ

494,6

546,6

(собств. потреб.)

ОАО «Кучуксульфат»

427,4

462,7

453,3

Покрытие - собств. ТЭЦ

427,4

462,7

453,3

Зона централизованного

теплоснабжения

5133,4

5409,3

5473,4

5630

5690

5710

5715,8

г. Барнаула⁶⁸

Покрытие:

Барнаульская ТЭЦ-3

2590,4

2836,3

2709,5

Барнаульская ТЭЦ-2

2123,4

2158,3

2082,8

2163,1

ГТ ТЭЦ

130

150

РВК

6,0

1,2

127,4

Муниц. котельные

413,5

Зона централизованного

67,4

теплоснабжения г. Алейска

Покрытие:

Муниц. котельные

52,4

Ведомств. котельные

Зона централизованного

теплоснабжения г.

139,1

145,0

Белокуриха

Покрытие:

ГП ТЭЦ

Котельная ЗАО «Т/ц

139,1

145,0

Белокуриха»

Зона централизованного

1730,3

1782,3

1899,3

1934,3

теплоснабжения г. Бийска

Покрытие:

Бийская ТЭЦ

1623

1675

1792

1827

⁶⁷ Полезный отпуск теплоэнергии.

Здесь и далее, если не указано иное,

по городам, являющимся административными

центрами

соответствующих городских округов, рассматриваются городские поселения.

103

Муниц. котельные

107,3

Зона централизованного

322,1

теплоснабжения г. Заринска

Покрытие:

ТЭЦ ОАО «Алтай-

310,7

Кокс»

Муниц. котельные

11,4

Зона централизованного

теплоснабжения г. Камень-

156

на-Оби

Покрытие - муницип.

156

котельные

Зона централизованного

теплоснабжения г.

268

Новоалтайска

Покрытие:

Муниц. котельные

182,2

Ведомств. котельные

82,8

Зона централизованного

теплоснабжения г.

568,7

Рубцовска

Покрытие:

Арендованное оборуд.

432

Рубцовской ТЭЦ

Южная тепловая

115,9

станция

Мун. котельные

20,8

Зона централизованного

теплоснабжения г.

120,6

Славгорода

Покрытие - муницип.

120,6

котельные

Зона централизованного

теплоснабжения ЗАТО

102,7

105,6

Сибирский

Покрытие - муницип.

102,7

105,6

котельная

Зона централизованного

249,3

263,5

267,2

теплоснабжения г. Яровое

Покрытие - ТЭЦ

249,3

263,5

267,2

г. Яровое⁶⁹

Как прогнозируют основные производители тепла края, в 2014-2019

годах планируется увеличение теплопотребления в Алтайском крае, в

среднесрочном периоде (2014-2016 гг.) в среднем на 242 тыс. Гкал в год, в

долгосрочном периоде (2017-2019 гг.) - в среднем на 28 тыс. Гкал в год.

⁶⁹ По данным МУП «ЯТЭК» от 20.03.14.

104

Прогноз потребности в тепловой энергии выполнен на основании

существующих прогнозов теплопотребления, анализа тенденций в

потреблении тепловой энергии, с учетом взаимозаменяемости

энергоносителей в сфере теплоснабжения, информации администраций

муниципальных образований Алтайского края и потребителей теплоэнергии.

Таблица 4.7

Прогноз потребления тепловой энергии в Алтайском крае в 2014-2019 годах

Годы

Показатель

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

факт

Потребле-

ние тепло-

18966,1⁷⁰

17969,6⁷¹

18318

18503

18695

18755

18775

18780

энергии,

тыс. Гкал

Абсолют-

ный

прирост

-996,5

348,4

185

192

теплопот-

ребления,

тыс. Гкал

Среднего-

довые

-5,3

1,9

1,0

0,3

0,1

0,0

темпы

прироста, %

Таблица 4.8

Прогноз отпуска теплоэнергии от ТЭС (включая котельные генерирующих

компаний) на период 2014-2019 годов

тыс. Гкал

Годы

Отпуск теплоэнергии

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

факт

От электростанций

4713,8

4994,6

4792,3

4872,6

ТГК

От прочих

2304,3

2370,5

2491,2

2596,2

2656,2

2676,2

электростанций⁷²

От котельных

генерирующих

261

262,1

388,3

компаний

От блок-станций

805,3

892,6

882,9

⁷⁰ Данные «Алтайкрайстат». Статистический сборник «Энергетика в Алтайском крае 2007-2012». Декабрь

2013.

⁷¹ Данные «Алтайкрайстат». Краткие итоги работы предприятий январь-декабрь 2013 г.

⁷² Без учета Алтайской КЭС (проектная тепловая мощность - 150 Гкал/ч), ГП ТЭС ООО «Алтаймясопром».

105

4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации

генерирующих мощностей на электростанциях Алтайского края мощностью

свыше 5 МВт на период 2014-2019 годов

Учитывая большой физический износ существующего оборудования, к

2014 году сложилась тенденция к снижению совокупной установленной

электрической мощности в Алтайском крае. В этих условиях увеличение

размера инвестиций в электроэнергетику региона становится одной из

важнейших задач. На территории Алтайского края инвестиционные

программы генерирующих компаний предусматривают реконструкцию или

замену существующего оборудования.

В рамках программы технического перевооружения энергообъектов

ООО «Сибирская генерирующая компания» на Барнаульской ТЭЦ-2 в период

2013-2015 годов будут продолжены работы по реконструкции турбоагрегатов

ТГ 8 и ТГ 9 и техническое перевооружение восьми котлоагрегатов.

На других действующих электростанциях централизованной

энергосистемы Алтайского края изменений установленной мощности в

период 2014-2019 годов не планируется.

Таблица 4.9

Перечень демонтируемых энергоблоков (электростанций) централизованной

энергосистемы Алтайского края в 2014-2019 годах

Ст.

Год

Выводимая

Место

Наименование

Принадлежность

Вид

№

демон-

мощность

располо-

электростанции

к компании

топлива

блока

тажа

МВт

Гкал/ч

жения

ОАО

Барнаульская

«Барнаульская

ТГ 9

2014

уголь

г. Барнаул

ТЭЦ-2⁷³

генерация»

Планируется замена котлоагрегата на ТЭЦ ОАО

«Черемновский

сахарный завод» и строительство второй очереди ГП ТЭС ООО

«Алтаймясопром» - в 2013 году была введена в эксплуатацию первая очередь

мощностью

1,27 МВт, к

2018 году планируется ввод второй очереди

мощностью 7,68 МВт.

Таблица 4.10

Перечень вводов/выводов энергоблоков на электростанциях, не входящих в

централизованную энергосистему Алтайского края в 2014-2019 годах

Наименование

Оборудование

Изменение

Год

Вид

Выводимая

Место

электростанции

топлива

мощность

располо-

МВт

Гкал/ч

жения

ТЭЦ ОАО

Котел ДЕ 25-

Павловский

вывод

2015

газ

18,6

«Черемновский

24-380 ГМ

район,

⁷³ Модернизация турбины предусмотрена Схемой и программой развития ЕЭС России на 2012-2018 годы.

106

сахарный завод»

Котел ДЕ 40-

с.Черемное

ввод

2015

газ

29,7

25,6

24-380 ГМ

Тальменский

ГП ТЭС ООО

ГПА GE

район, п.

ввод

2018

газ

7,68

«Алтаймясопром»

Jenbacher

Среднеси-

бирский

Дальнейшее развитие генерирующих мощностей в Алтайском крае

планируется осуществить за счет строительства новых электростанций. Из

проектов, которые имеют наибольшую степень вероятности быть

реализованными в 2014-2019 годах или в более поздний период, являются:

строительство в период 2014-2017 годов 4-х ветровых агрегатов в

г. Яровое суммарной установленной мощностью 92 МВт;

строительство биоэнергетического комплекса

(БЭК), возможность

ввода которого в 2014 году очень вероятна - биоэнергетический комплекс с

использованием органических отходов птицефабрики ЗАО

«Алтайский

Бройлер» (г. Бийск) мощностью 6 МВт;

строительство к 2018 году ветрового агрегата в г. Кулунде мощностью

23 МВт.

Актуальным остается проект строительства Алтайской КЭС на базе

Мунайского буроугольного месторождения в Солтонском районе.

Первоначально планируется к

2016 году ввести в эксплуатацию КЭС

мощностью 330 МВт, с перспективой увеличения мощности к 2019 году до

660 МВт. Тепловая мощность Алтайской КЭС - 150 Гкал/ч. Данные сроки

предусмотрены Схемой и программой развития Единой энергетической

системы России на 2013-2019 годы, утвержденной приказом Минэнерго РФ

от

19.06.2013

№ 309. Однако согласно письму ООО

«Алтайская

конденсационная электрическая станция» № 206 от 15.04.2014 в Управление

Алтайского края по промышленности и энергетики, планируется ввод

первого энергоблока Алтайской КЭС в четвертом квартале 2019 года,

второго энергоблока

- четвертый квартал

2021 года. При различных

сценариях развития событий завершить строительство станции планируется

до 2021 года. КЭС рассчитана на производство электроэнергии в объеме

более 4,5 млрд кВтч в год. Стоимость инвестпроекта составляет 28,4 млрд

рублей. Ввод КЭС в Солтонском районе позволит решить проблему

энергозависимости Алтайского края от смежных регионов.

Пересмотрены сроки реализации проектов по строительству малых

ГЭС мощностью 31,6 МВт. Реализация проектов была перенесена на 2019

год и возможно, более поздний период.

107

Таблица 4.11

Перечень вводимых генерирующих объектов (электростанций) в Алтайском крае в 2014-2019 годах

Обоснование

Вводимая

Площадь

Наименование

Ст. №

Принадлежность

Год

Вид

Тип

Место

необходимости

мощность

резервирования

электростанции

блока

к компании

ввода

топлива

ввода

расположения

ввода

МВт

Гкал/ч

земель, га

Вводы генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования, предусмотренные Схемой и программой ЕЭС России на 2013-2019 годы⁷⁴

ООО

электроснабжение

1-я

новое

Солтонский

Алтайская КЭС⁷⁵

«Алтайская

2016

туристско-рек-

уголь

330

очередь

стр-во

район

КЭС»

реационной зоны

ООО

электроснабжение

2-я

новое

Солтонский

Алтайская КЭС

«Алтайская

2019

туристско-рек-

уголь

330

очередь

стр-во

район

КЭС»

реационной зоны

ВЭС Яровое,

альтернативное

новое

ООО «Вен Рус»

г. Яровое

всего, в т. ч.:

электроснабжение

стр-во

ветроагрегаты

№ 1

2014

НВИЭ

ветроагрегаты

№ 2

2015

НВИЭ

ветроагрегаты

№ 3

2016

НВИЭ

ветроагрегаты

№ 4

2017

НВИЭ

замена физически

на

Барнаульская

модер-

ТГ 8

ООО «СГК»

2014

изношенного

уголь

103

г. Барнаул

существующих

ТЭЦ-2

низация

оборудования

площадях

⁷⁴ Приложение № 8 к Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы «Дополнительные объемы и структура вводов

генерирующих объемов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2013-2019 годы», стр. 183.

⁷⁵ Согласно письму ООО «Алтайская конденсационная электрическая станция» № 206 от 15.04.2014 в Управление Алтайского края по промышленности и энергетики,

планируется ввод первого энергоблока Алтайской КЭС в IV квартале 2019 года, второго энергоблока - IV квартал 2021 года.

108

на

замена физически

Барнаульская

модер-

существующих

ТГ 9

ООО «СГК»

2015

изношенного

уголь

103

г. Барнаул

ТЭЦ-2

низация

площадях

оборудования

Вводы генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по инвестиционным проектам Алтайского края в рамках государственно-

частного партнерства

Частный

альтернативное

ветро-

ВЭС

2018

г. Кулунда

инвестор

электроснабжение

энергия

энергетическая

площади ЗАО

БЭК «Алтайский

ООО «Биофонд-

обеспеченность

био-

новое

Зональный

2014

6,0

«Алтайский

Бройлер»

Алтай»

производствен-

энергия

стр-во

район

Бройлер»

ных мощностей

энергетическая

п. Среднеси-

на

ГП ТЭС ООО

ООО «Алтай-

обеспеченность

природ-

новое

бирский,

1-7

2018

7,68

….

существующих

«Алтаймясопром»

мясопром»

производствен-

ный газ

стр-во

Тальменский

площадях

ных мощностей

район

Малые ГЭС,

ООО ИК

альтернативное

новое

31,6

всего, в т. ч.:

«Энергия»

электроснабжение

стр-во

Солонешенская

гидро-

Солонешен-

2019

1,2

р. Ануй

МГЭС

энергия

ский район

гидро-

Локтевский

Гилевское

Гилевская МГЭС

2019

2,4

энергия

район

водохранилище

Чарышская

гидро-

Чарышенский

2019

15,0

р. Чарыш

МГЭС

энергия

район

Красногородская

гидро-

Смоленский

2019

8,0

р. Песчаная

МГЭС

энергия

район

р. Ануй,

Сибирячихинская

гидро-

Солонешен-

2019

5,0

в 9 км выше

МГЭС

энергия

ский район

п. Сибирячиха

109

Составлено два варианта прогноза остающейся мощности

действующих и новых электростанций Алтайского края. Вариант

1 (оптимистичный) учитывает все проекты по вводу генерирующих объектов,

перечисленных выше. Вариант 2 (пессимистичный) учитывает проекты с

высокой степенью вероятности реализации в период 2014-2019 годов, такие

как завершение реконструкции Барнаульской ТЭЦ-2 и пуск второй очереди

ГП ТЭС ООО «Алтаймясопром».

Вариант 1.

Таблица 4.12

Прогноз остающейся в эксплуатации мощности действующих и новых

электростанций Алтайского края в 2015-2019 годах (оптимистичный)

МВт

Годы

Электростанции

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Всего,

1527,1

1621,1

1709,1

2062,1

2085,1

2115,8

2477,4

в том числе:

ГЭС и ГАЭС

0,0

АЭС

0,0

ТЭС, в том числе:

1527,1

1592,1

1657,1

1987,1

1994,8

2324,8

КЭС

0,0

330,0

660,0

ТЭЦ

1527,1

1592,1

1657,1

1664,8

НВИЭ, в том числе:

0,0

29,0

52,0

75,0

98,0

121,0

152,6

Ветровые ЭС

0,0

23,0

46,0

69,0

92,0

115,0

Мини ГЭС

0,0

31,6

Био ЭС

0,0

6,0

Гео ТЭС

0,0

Солнечные ЭС

0,0

Прочие

0,0

Вариант 2

Таблица 4.13

Прогноз остающейся в эксплуатации мощности действующих и новых

электростанций Алтайского края в 2015-2019 годах (пессимистичный)

МВт

Годы

Электростанции

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Всего,

1527,1

1592,1

1657,1

1664,8

в том числе:

110

ГЭС и ГАЭС

0,0

АЭС

0,0

ТЭС, в том числе:

1527,1

1592,1

1657,1

1664,8

КЭС

0,0

ТЭЦ

1527,1

1592,1

1657,1

1664,8

НВИЭ, в том числе:

0,0

Ветровые ЭС

0,0

Мини ГЭС

0,0

Био ЭС

0,0

Гео ТЭС

0,0

Солнечные ЭС

0,0

Прочие

0,0

Рисунок 4.1. Прогноз остающейся мощности энергосистемы Алтайского

края в 2014-2019 годах

4.6. Прогноз развития энергетики Алтайского края на основе ВИЭ и

местных видов топлива

В настоящее время энергетика Алтайского края на 99 % зависит от

поставок угля из других регионов - Кемеровской области, Красноярского

края и Республики Казахстан. Удаленность потребителей угля от

угледобывающих предприятий предопределяет риски, связанные со

своевременной доставкой необходимых объемов угля, а также его

относительно высокую стоимость за счет транспортной составляющей.

СХЕМА И ПРОГРАММА «РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ АЛТАЙСКОГО КРАЯ» НА 2015-2019 ГОДЫ - часть 3