21 ноября 2013 г.Москва

Международный форум по энергоэффективности

и энергосбережению ENES 2013

Круглый стол «Модернизация как необходимое условие

развития российской электроэнергетики»

Заместитель Генерального директора ФГБУ «РЭА» И.С. Кожуховский

Демонтаж и модернизация устаревшего генерирующего оборудования - важнейшее направление повышения эффективности работы электростанций

Проблемы, стоящие перед электроэнергетикой

2

Неэффективное использование энергетического оборудования (низкая загрузка электростанций и трансформаторов на ПС)

Нарастающее старение оборудования (особенно в распределительных сетях) Технологическое отставание отрасли Масштабное создание потребителями (особенно промышленными

предприятиями) собственных объектов генерации Снижение доли ТЭЦ (когенерации) в общем объеме производства тепла.

Продолжается «котельнизация» России. В производстве э/э растет доля конденсационной и снижается доля теплофикационной выработки

Завышение темпов роста электропотребления на перспективу приведет к завышению вводов генерирующих мощностей и электросетевых объектов

Резкий рост тарифов на электроэнергию и их ограничениенерыночными методами

Ниже будет рассмотрены вопросы неэффективного использования энергетического оборудования

Потребление электроэнергии, динамика установленной мощности и максимума нагрузки

в РФ за период 1990-2020 гг.

Переход к рыночной экономике изменил структуру электропотребления. Генерирующие мощности в период экономического спада не выводились, а в период подъема в новых точках роста стали строиться новые станции. Эффективность использования мощности снизилась, надежность при этом не выросла.Увеличивая нормируемый резерв (1990 – 13%, 2003 – 17% 2013 – 20,5% ), Минэнерго, вместо того, чтобы оптимизировать состав мощностей, легализует огромное превышение мощностей над реальной потребностью и консервирует такую ситуацию на будущее. Не решены в полном объеме вопросы демонтажа неэффективных электростанций и отдельных блоков.

199,8 203,1219,2

260,1

159,8

133,6152,3

182,0

1074

864

1021

1168

100

150

200

250

300

350

400

1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025

ГВт

0

400

800

1200

1600млн кВт.ч

Уст. мощность Максимум нагрузки Электропотребление 2013

1056

159.5

232.5

3

Загрузка ТЭС

В 1990 году КИУМ – 65 %

В 2012 году КИУМ – 52,5 %

32,7 ГВт

Превышение устан. мощности над максимумом нагрузки: 1990 - 1,25 (+40 ГВт) 2013 – 1,46 (+73 ГВт)

В 2013 г. то же электропотребление, что и в 1990 г. , обеспечивалось мощностью электростанций, большей на 32,7 ГВт

4

Вариант спроса на эл.-энергию по ЕЭС России на период 2013–2019 годов подготовлен ОАО «СО ЕЭС» (Схема ЕЭС) в рамках умеренно-оптимистичного варианта социально-экономического развития России (МЭР, ноябрь 2012 г.);

Долгосрочный вариант спроса на эл.-энергию по ЕЭС России ЗАО «АПБЭ» сформирован с на основе консервативного варианта социально-экономического развития России (подготовлен МЭР в марте 2013 г., в настоящее время МЭРом рассматривается как базовый ).

Прогноз спроса на электроэнергию

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1,019

1,0331,055

1,0711,085 1,096

1,109

1,164

1,201

989

946

989

1,000

1,0161,031

1,0541,077

1,1011,121

1,1371,151

Варианты прогноза потребления электроэнергии по ЕЭС России

Вариант АПБЭ

Вариант ОАО "СО ЕЭС" (Схема ЕЭС)

млр

д кВ

т.ч

Среднегодовой темп прироста потребления электроэнергии в-по вар-ту Схемы ЕЭС в период 2013-2019 гг. – 1,79% (в 2013 г. – 1,46%);- по вар-ту АПБЭ в период 2013-2019 гг. – 1,25%, в период 2013-2030 гг. – 0,92% (в 2013 г. – 0,24%).

5

Вводы и демонтаж генерирующих мощностей на электростанциях

в 2005-2019 годы

-1,1 -0,8-1,5

-2,6-2,2

-1,3

2,9

1,32,1

1,3 1,3

2,9

4,7

6,37

9,1 8,9

3,42,9

1,81,2

-0,4 -0,6-0,6-0,4-0,4-1,9

-1,5-2,5

-0,3

0,2 0,60,5

2,31,2

6,36,65,5

4,43,2

2,10,9

1,70,9

2,6

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

демотажвводыприрост

ГВт

Прирост установленной мощности превышает прирост нагрузки

* Без учета перемаркировки оборудования, присоединения и прочих изменений

Масштабное создание потребителями собственных

объектов генерацииНетурбинные электростанций (газопоршневые установки у потребителей)

Турбинные электростанции общего пользования без АЭС(традиционная энергетика)

Турбинные электростанций, кроме станций общего пользования (собственная генерация у потребителей

*по данным Росстата Установленная мощность ТЭС по типам, ГВт

Годовой прирост установленной мощности ТЭС по типам, %*

Прирост генерирующей мощности у потребителей за 2010-2012 гг.

составил 36 % от прироста мощности в «большой» энергетике

2010 2011 2012

Прирост за 2010-2012 гг., ГВт

Малая энергетика (нетурбинные электростанции) 1,47

Крупные электростанции промпредприятий (турбинные электростанций, кроме станций общего пользования) 1,18

«Большая» энергетика (турбинные электростанции общего пользования) 7,4

6

7СиПР 2013-2019 - Балансы

мощности, ГВт

Минэнерго России отказало в согласовании вывода из эксплуатации в период 2013-2019 годы 3,2 ГВт, в связи с чем избытки мощности будут увеличены и составят:

Наименование 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

СПРОС

Спрос на мощность – всего, из них: 194,8 198,9 203,2 206,8 209,8 212,7 215,2

максимум нагрузки 158,7 162,1 165,7 168,6 171,1 173,2 175,3

нормируемый резерв (20,5 %) 32,4 33,2 33,9 34,5 35,0 35,5 35,9

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность электростанций - всего, из них:

227,6 232,4 237,4 238,3 239,3 238,3 237,4

ТЭС 154,9 158,0 161,5 161,0 160,7 159,9 159,4

Мощность, не участвующая в покрытии баланса

19,9 24,0 19,8 16,5 16,6 16,1 16,6

ИТОГО покрытие спроса 207,7 208,4 217,6 221,8 222,7 222,2 220,8

Собственный избыток (+)/дефицит (-) резервов

12,9 9,5 14,4 15,0 12,9 9,5 5,6

Наименование 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Собственный избыток (+)/дефицит (-) резервов

13,5 11,5 17,0 18,1 16,0 12,6 8,7

Модернизацию старого парка генерирующих мощностей необходимо осуществлять в следующих направлениях:

- Модернизация газовых ПСУ с переводом в ПГУ на КЭС - при том же потреблении топлива на ТЭЦ - на том же тепловом потреблении, в том числе с крупномасштабным использованием энергоэффективных теплонасосных установок

- Модернизация угольных блоков 300 МВт с увеличением параметров пара и КПД установок

- Модернизация угольных блоков под использование низкосортного топлива (внедрение ЦКС)

Необходим программный подход, типовые проекты, приоритет отечественного оборудования

Все это приведет к существенному росту установленной мощности на действующих площадках (при условии, что будут приняты правила оплаты модернизируемой мощности) и ограничит потребность в новых вводах.

8

Необходимость модернизации старого парка оборудования

В создавшихся условиях: - Существенного превышения установленной мощности над максимумом

нагрузки- Замедления роста электропотребления- Масштабного создания потребителями собственных объектов

генерации- Рекордных вводов в генерирующих компанияхНеобходимо: - Сдвинуть вводы ДПМ вправо- Основной прирост генерирующих мощностей после 2020 г.

обеспечивать за счет модернизации старых мощностей с повышением их эффективности и ввода распределенной генерации

- Принять комплекс системных мер по увеличению объемов демонтажа

Более детально вопрос модернизации необходимо проработать при выполнении корректировки Генеральной схемы в 2014 г.

9

Необходимо увеличение объема демонтажа устаревшего оборудования

Спасибо за внимание!

10