Transcript ОАО «ФСК ЕЭС - BigpowerNews

Федеральная сетевая компания
Единой энергетической системы
Актуальное состояние процесса планирования развития
электроэнергетической отрасли на региональном уровне
Роман Бердников
Заместитель Председателя Правления ОАО «ФСК ЕЭС»
19.06.2012
Перспективное развитие электроэнергетики
Корректировка Генеральной Схемы
размещения объектов электроэнергетики
до 2020 года с учетом перспективы до 2030
года. Одобрена Правительством РФ
(выписка из протокола заседания
Правительства РФ от 03.06.2010 №24)
Минэнерго РФ
ОАО «СО ЕЭС» ОАО «ФСК ЕЭС»
ОАО «ФСК ЕЭС»
ОАО «СО ЕЭС»
Схема развития ЕЭС
(включая Схему развития ЕНЭС)
на 7-летний период
(ежегодно, до 1 марта)
Администрации
субъектов РФ
Схема развития электроэнергетики
субъекта РФ
на 5-летний период
(ежегодно, до 1 мая)
Схема и программа развития Единой
энергетической системы (ЕЭС) России,
включая развитие единой национальной
(общероссийской) электрической сети
(ЕНЭС) напряжением 220 кВ и выше, на
период 2011–2017 годов.
(Утверждена приказом Минэнерго России
от 29.08.2011 №380)
Инвестиционные программы субъектов электроэнергетики
В Минэнерго России при участии
ОАО «ФСК ЕЭС» разработаны
Требования к содержанию схем и
программ развития электроэнергетики
субъектов РФ.
Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.03.2010 № 144 «Об исполнении ОАО «ФСК ЕЭС»
постановления Правительства РФ от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах
перспективного развития электроэнергетики»
Page 1
Письмом от 13.03.2010 № АШ-2074/09
Требования направлены в регионы
Нормативно-правовые документы, регламентирующие перспективное развитие
электроэнергетики
Постановление Правительства РФ от 17 октября 009 г. N 823 «О схемах и программах
перспективного развития электроэнергетики»
Министерство
энергетики РФ
ОАО «ФСК ЕЭС»,
ОАО «СО ЕЭС»
Органы
исполнительной
власти
субъектов РФ
Page 2
Генеральная схема развития электроэнергетики России на период 15 лет с
(корректировка по мере необходимости, но не реже 1 раза в 3 года)
Схема и программа развития Единой энергетической системы России
на период 7 лет (корректировка ежегодная)
Программы развития электроэнергетики субъектов Российской
Федерации, на период 5 лет (корректировка ежегодная)
Взаимодействие при разработке схем и программ развития
электроэнергетики субъектов РФ
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность,
разрабатываемый по региональным энергосистемам, и
основным крупным узлам нагрузки, расположенным на
территории субъекта РФ
Схема и программа развития ЕЭС
России
Схемы и программы
развития
электроэнергетики субъектов
РФ
Органы исполнительной
власти субъектов РФ
ОАО «СО ЕЭС»,
ОАО «ФСК ЕЭС»,
ОАО «Холдинг
МРСК»»
Ежегодный отчет о функционировании ЕЭС и данные о
мониторинге исполнения схем и программ
развития электроэнергетики
Сведения о заявках на технологическое присоединение
энергопринимающих устройств потребителей
Предложения системного оператора по развитию
распределительных сетей, а также предложения сетевых
компаний и органов исполнительной власти субъектов РФ
по развитию сетей и объектов генерации на территории
субъекта РФ
Цель :
Обеспечение сбалансированного развития электроэнергетики на период 5 лет, формируемого на основе планов социальноэкономического развития регионов.
Задачами формирования Схем и программ развития электроэнергетики субъектов РФ являются:
1.
2.
3.
Информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики
в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов
электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов;
Обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ
(схем) территориального планирования и схем и программ перспективного развития электроэнергетики;
Скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры .
Page 3
Согласование с ОАО «ФСК ЕЭС» Схем и программ развития электроэнергетики
субъектов Российской Федерации
п. 25. Схемы и программы развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации (далее - схемы и
Южный
программы развития электроэнергетики регионов) разрабатываются органами исполнительной власти субъектов
регион
Российской Федерации при участии системного оператора и сетевых организаций на 5-летний период с учетом
схемы и программы развития Единой энергетической системы России (постановление Правительства Российской
Федерации от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»)
4
Не согласованы с ОАО «ФСК ЕЭС»:
В настоящее время
рассмотрены и согласованы
49 Программ развития
электроэнергетики Республик,
краёв и областей,
утверждённых органами
исполнительной власти
субъектов Российской
Федерации
1. Курская область;
2. Белгородская область;
3. Архангельская область;
4. Новгородская область;
5. Свердловская область;
6. Красноярский край;
7. Кемеровская область;
8. Республика Тыва;
9. Республика Саха (Якутия);
10.Иркутская область;
11.Республика Башкирия;
12.Республика Татарстан;
13.Еврейская автономная область;
14.Волгоградская область;
15.Тамбовская область;
16.Тверская область;
17.Ленинградская область;
18.Республика Карачаево-Черкессия;
19.Республика Северная ОсетияАлания.
Активно привлекать ОАО «ФСК ЕЭС» к процессам: согласования технического задания на
разработку схемы развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, их
обсуждения и согласования Схем
Page 4
Отсутствие согласования с ОАО «ФСК ЕЭС» и недочёты в выполнении Схем
регионального развития приводит к рассинхронизации технологически
взаимосвязанных электросетевых объектов в инвестиционных программах
сетевых компаний
Северо-Западный Федеральный округ
Организация заходов на новые ПС 330 кВ Парнас, ПС 330 Лужская, ПС
330 Зеленогорская, ПС 330 Заневская, ПС 330 Василеостровская, ПС 330
Усть-Луга.
Южный и Северо-Кавказский ФО
ПС 220 Бужора, ПС 220 Западный Обход, ПС 220 Восточная Промзона,
ПС 220 Курганная (Проект ИП 2013-2017 по результатам синхронизации
в июне 2012)
Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2012-2014гг.,
утверждена приказом Минэнерго РФ от 11.05.2012 №247 «Об
утверждении инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС»
Годы
строительства
Из 100 % объектов предназначенных к
строительству в соответствии с инвестиционной
программой ОАО «ФСК ЕЭС» 75 % не
представлены в инвестиционных программах
региональных сетевых компаний, т.е. отсутствуют в
утверждённых региональных программах
Приволжский ФО
ПС 220 Сенная
Центральный ФО
ПС 330 Тверь
Сибирский ФО
ПС 220 Новобыстринская, ПС 220 Дунаевская, ПС 220 Амулет, ПС 220
Ямская, ПС 220 Исконная
Инвестиционная программа ОАО «МРСК Сибири»,
утверждена приказом Минэнерго РФ от 05.05.2012 № 237
«Об утверждении инвестиционной программы ОАО
«МРСК Сибири»
Годы ПИР и
строительства
Проектирование и строительство 2-х цепной ВЛ 220 кВ "Татаурово - Горячинская ПС ПИР Строительство ВЛ-110 кВ до планируемой ПС 220 кВ
Проектирование и строительство 2-х цепной
ВЛ 220 кВ
Баргузин"
"Татаурово - Горячинская - Баргузинская"
2010-2015
ВЛ-220 кВ Чита-РП Макавеево-Харанорская ГРЭС
2010-2015
ПС 220 кВ Хоринск
2014-2016
ПС 220 кВ Еравна
2014-2016
2014
Горячинская
ПИР Строительство ВЛ-110 кВ до планируемой ПС 220 кВ
Баргузинская
ПИР Строительство ВЛ-110 кВ ПС Багульник - ПС Заречная на
многогранных опорах, 5 км.
2014
2015
Отсутствует
ПС 220 кВ Жарки с ВЛ 220 кВ и реконструкцией ПС НовоКрасноярская-220 кВ с последующим переименованием ПС НовоКрасноярская-220 кВ в ПС 220 Жарки
2010-2015
ПС 220 кВ Левобережная с заходами одной цепи ВЛ 220 кВ Омская
ТЭЦ-4 - Лузино
2014-2015
Отсутствует
ВЛ 220 кВ Означенное – Степная (участок от опоры 64 до ПС 220 кВ
Степная) и ПС 220 кВ Степная с заходами 220 кВ
2010-2015
Отсутствует
Строительство заходов двух ВЛ 110 кВ Центр - Емельяново на
новую ПС 220/110/10 кВ "Жарки"
2014-2015
Привлечение к разработке схем регионального развития электроэнергетики проектные организации
Page 5
Недозагрузка электросетевых объектов магистральной сети
Дальневосточный ФО
ВЛ 220 кВ Ключевая - Магдагачи с расширением ПС 220 кВ Ключевая и Магдагачи, строительство выполнено с
соответствии с договором № 397/ТП от 29.12.2008 (18,205 МВт) фактическая загрузка 13 %
Уральский ФО
ВЛ 220 кВ Среднеуральская ГРЭС Песчаная №1 и ВЛ 220 Среднеуральская ГРЭС Калининская №1 по титулу
Восстановление подключения ВЛ 220 кВ СУГРЭС Калининская 1 с отпайкой от ВЛ 220 кВ ВТГРЭС - СУГРЭС
фактическая загрузка 54%
ВЛ 220 кВ Емелино-Трубная, заходы первой цепи ВЛ 220 кВ СУГРЭС-Первоуральская 1,2 на ПС 220 кВ Трубная
фактическая загрузка 54 %
Центральный ФО
ВЛ 220 кВ Ивановская ГРЭС- ПС Неро (перевод на 220кВ) фактическая загрузка 0 %
ВЛ220кВИвановскаяГРЭС-Неро фактическая загрузка 0 %
Сибирский ФО
Строительство двух цепей ВЛ 220 кВ Богучанская ГЭС- ПС Раздолинская с ПС 220кВ Приангарская с
расширением и реконструкцией ПС 220/110/6 кВ Раздолинская , строительство выполнено с соответствии с
договором ТП от 13.11.2009 №500/ТП фактическая загрузка 0 %
ВЛ 220 кВ Тобольская ТЭЦ-Иртыш I,II цепь фактическая загрузка 25%
Приволжский ФО
Расширение ПС 220 кВ Нагорная (установка АТ № 3) строительство выполнено с соответствии с договором от
07.02.2008 № 339/ТП фактическая загрузка 74 %
Южный ФО
ПС 220кВ Яблоновская с заходами ВЛ 220кВ фактическая загрузка ВЛ КрТЭЦ-Яблоновская- 29%, загрузка ВЛ
Яблоновская-Афипская- 9% загрузка АТ - 36%
В Инвестиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС» обследовано 60 электросетевых объектов нового
строительства, стоимостью 222609,72 млн.руб. при этом фактическая загрузка в среднем
составляет 53 %
Ответственность за включение в схем регионального развития электроэнергетики необоснованных объектов
Page 6
Пример обоснования объекта, выполненный в Схеме развития ЕЭС России 20122018
«Технико-экономические обоснования необходимости (или отсутствия целесообразности) сооружения
электросетевых объектов, сооружение которых предполагается за счет ОАО «ФСК ЕЭС»
Алгоритм обоснования необходимости:
Базовый вариант – отказ от сооружения
Альтернативный вариант – Сооружение электросетевых объектов
Альтернативный вариант – Сооружение объекта генерации
Критерии
обоснования
необходимости
сооружения
50
электросетевых объектов: выполнены на основании результатов
расчетов режимов работы электрической сети напряжением 220 кВ и
выше (при необходимости 110 кВ и выше) в нормальных и
послеаварийных
схемах
в
зоне
влияния
обосновываемого
электросетевого объекта, которые показывают необходимость (или
отсутствие необходимости) его ввода.
Сооружение ПС 330/110 кВ Усть-Луга :
Проблема: Обеспечение надежного электроснабжения портовых комплексов Усть-Луга, Вистино, Горки в Ленинградской области;
Техническое состояние: Сооружение ПС 330/110 кВ Усть-Луга с установкой двух АТ мощностью 200 МВА;
Результаты расчетов : потокораспределения и уровней напряжения в электрической сети 110 кВ и выше района торгового порта Усть-Луга на расчётную
перспективу до 2018 г., показали, что в послеаварийном режиме при отсутствии этой подстанции необходимо ограничивать нагрузку потребителей в
размере порядка 70 МВт;
Техническая эффективность: ПС 330/110 кВ Усть-Луга позволит обеспечить в полной мере электроснабжение таких потребителей, как ОАО «Балтийский
контейнерный терминал», ОАО «Компания Усть-Луга», ОАО «Северо-Западный альянс», ОАО «Роснефтьбункер» и других;
Экономическая эффективность определена для трёх вариантов:
1. Отказ от сооружения – компенсация ущерба потребителям с 2018 г., 70 мВт, при стоимости ущерба 120 руб./кВт.ч ;
2. Сетевой вариант - стоимость 1724 млн. руб.
3. Сооружение собственной резервной генерации установленной мощностью 70 МВт – 2996 млн.руб.
При сравнении 2 и 3 вариантов определено преимущество 2-го варианта – Сетевое строительство:
•
При удельной стоимости ущерба 246 руб./кВт.ч сетевой и базовый
Ед. изм.
DR, % 5
вариант являются равноэкономичными;
ЧДД
млн.
руб.
2276,2
•
При равных сроках окупаемости более 20 лет, стоимость строительства
ВНД
%
и стоимость последующей эксплуатации меньше;
Ток*
лет
<1
•
При принятых ставках дисконтирования 5 и 7 % .
DR, % 7
2082,6
<1
Вывод : Для обеспечения надежного электроснабжения района портовых комплексов Усть-Луга рекомендуется сооружение ПС 330/110
кВ Усть-Луга на уровне 2017 г.
Page
7
Карта-схема электрических сетей 220 кВ и выше Ленинградской энергосистемы
на период до 2018 года
Page 8
Предложения по совершенствованию процесса планирования
регионального развития электроэнергетики
1. Новое название программ развития электроэнергетики – Схема развития ЕЭС России и
Схемы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации.
2. Изменить срок формирования Схем перспективного развития электроэнергетики 1 раз
в 3 года с ежегодной корректировкой.
3. Требования к содержанию схем развития электроэнергетики субъектов РФ.
4. Обязательность
использования
для
проектирования
Прогноза
спроса
на
электрическую энергию и мощность, утвержденного приказом Минэнерго России в
Схеме и программе развития ЕЭС России на 7-ми летний период.
5. Обязательность использования Методических рекомендаций по проектированию
развития энергосистем (СО153-34.20.118-2003), утвержденных приказом Минэнерго
России от 30.06.2003 № 281, Методических рекомендаций по устойчивости
энергосистем (СО 153-34.20.576-2003), утвержденных приказом Минэнерго России от
30.06.2003 № 277 при проектировании схем развития электроэнергетики.
6. Обязательность привлечения специализированной проектной
проектирования Схем перспективного развития электроэнергетики.
организации
для
7. Обязательность предоставления обоснования спроса на электрическую энергию и
мощность потребителей (заключенные договора, заявки на технологическое
присоединение потребителей, документацию бизнес-программ и проектов и итоги их
реализации).
Внести изменения в Федеральный закон № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» и постановление
Правительства РФ от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития
электроэнергетики»
Page 9
Спасибо за
внимание!
ОАО «ФСК ЕЭС»
117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Телефоны:
Единый информационный центр: 8-800-200-18-81
Для звонков из стран
ближнего и дальнего зарубежья: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Е-mail: [email protected]
Page
Взаимодействие при разработке схем и
программ развития электроэнергетики субъектов РФ
Недостатки рассмотренных Программ перспективного развития электроэнергетики
субъектов Российской Федерации
1. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность используемый для формирования работ как правило
не соответствует данным последней утвержденной приказом Минэнерго России Схемы и программы
развития ЕЭС России на 7-ми летний период.
2. Региональные Схемы и программы развития как правило не соответствуют Методическим рекомендациям
по проектированию развития энергосистем (СО153-34.20.118-2003), утвержденным приказом Минжнерго
России от 30.06.2003 № 281, а также Методическим рекомендациям по устойчивости энергосистем (СО 15334.20.576-2003), утвержденным приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277 (Плохо проработаны или
отсутствуют обоснования необходимости планируемых к реализации электросетевых объектов и отсутствуют
необходимые расчёты электрических режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше, не
проводится оценка балансовой ситуации и не корректно определяется наличие «узких мест» в региональной
энергосистеме, отсутствуют карты-схемы и принципиальные схемы развития энергосистем).
3. К участию в разработке и формировании программ регионального развития электроэнергетики не
привлекаются
специализированные проектные организации (Оптимальные предложения по развитию
распределительной сети региона, присоединению новых потребителей, месторасположению,
техническим
характеристикам новых центров питания могут быть разработаны только на основании информации, обладает
которой специализированная проектная организация (о перспективах развития сетевых, генерирующих и др.
компаний, действующих в электроэнергетическом секторе региона, Программы развития ЕНЭС, разрабатываемой
ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО ЕЭС»).
4. Предложения по развитию электрической сети 110 кВ и выше в разрезе региональных энергетических
систем по электросетевым объектам и их размещению не соответствуют реальным потребностям
территорий. Для оценки перспективного спроса на электроэнергию и уровня электрических нагрузок в качестве
исходной информации принимаются неподтверждённые планы потребителей и бизнес-проекты (отсутствие заявок,
договоров и т.п.).
Page 11