Стратегический планразвития электроэнергетического комплекса Тюменской области, ХМАО – Югра, ЯНАО

1
Стратегический план определяет необходимость развития электроэнергетического комплекса Тюменской области (с учетом входящих в нее Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого АО) темпами, опережающими рост экономики на принципах обеспечения энергетической независимости региона
Цель
- обеспечение энергобезопасности Тюменской области
обеспечение электрической и тепловой энергией конечного потребителя без технических ограничений
обеспечение социальной направленности и прозрачности энергетической политики
Средство
Разработка и реализация инвестиционных проектов для развития электроэнергетического комплекса

Краткая характеристика ХМАО-Югра
2
Общая площадь 534,8 тыс. кв.км.
Население более 1,469 тыс.человек
Структура потребления электроэнергии по отраслям:

Краткая характеристика ЯНАО
Общая площадь 769 тыс. кв.км.
Население более 520 тыс.человек
3
Структура потребления электроэнергии по отраслям:

Краткая характеристика Тюменской области (без Автономных Округов)
4
Общая площадь 161,8 тыс. кв.км.
Население более 1,315 тыс.человек
Структура потребления электроэнергии по отраслям:

Краткая характеристика энергосистемы Тюменской области, ХМАО – Югра, ЯНАО
5
Установленная мощность электростанций на территории региона –
11 411 МВт
Общая протяжённость линий электропередач напряжением 6 – 500кВ –
40 903 км
Из них принадлежит РСК –
30 317 км
Общая количество подстанций напряжением 35кВ и выше –
682 шт.
Из них принадлежит РСК –
601 шт.
Потребляемая мощность региона (11.01.06)–
10 068 МВт

Структура электроэнергетики Тюменского региона
6
Электростанции ОАО «РАО ЕЭС России»
Блок станции
Электрические сети ОАО «ФСК» (филиал МЭС Зап.Сибири)
ОАО «ТМСК»
ОАО «СГРЭС-1» ОГК-2
ОАО «СГРЭС-2» ОГК-4
ОАО «НВГРЭС» ОГК-1
ОАО «ТРГК» ТГК-10
ОАО «УрГРЭС» ОГК-1
Электрические сети ОАО «Тюменьэнерго»
Энергосбытовые компании:
_______________
ОАО «ТЭК»,
Тюменьэнергосбыт, ЮТЭК и др
Потребители
Системный оператор
Филиал ОАО «СО-ЦДУ» – Тюменское РДУ
ОАО «ТРГК» ТГК-10
Связывающее и объединяющее звено

Потребление и выработка ХМАО-Югра
7
Сургутский энергорайон:
Мощность потребления энергорайона в 2005 году – 1550МВт.
Величина мощности, передаваемой в другие энергорайоны ОАО «Тюменьэнерго» - 5859 МВт.
Генерация энергорайона:
Сургутская ГРЭС-1; Сургутская ГРЭС-2;
Тянская ГТЭС; Канитлорская ГТЭС;
Лукьявинская ГТЭС; Лянторская ГТЭС-1;
Лянторская ГТЭС-2; Биттемская ГТЭС;
Руссинская ГТЭС.
Нижневартовский энергорайон:
Мощность потребления энергорайона в 2005 году – 2009МВт.
Величина мощности, передаваемой из других энергорайонов ОАО «Тюменьэнерго» - 443 МВт.
Генерация энергорайона:
Нижневартовская ГРЭС;
Нефтеюганский энергорайон:
Мощность потребления энергорайона в 2005 году – 1341МВт.
Величина мощности, передаваемой из других энергорайонов ОАО «Тюменьэнерго» - 1341 МВт.
Няганьский энергорайон:
Мощность потребления энергорайона в 2005 году 273– МВт.
Величина мощности, передаваемой из других энергорайонов ОАО «Тюменьэнерго» - 243МВт.
Генерация энергорайона:
Казымская ГТЭС-72;
Когалымский энергорайон:
Мощность потребления энергорайона в 2005 году – 940МВт.
Величина мощности, передаваемой из других энергорайонов ОАО «Тюменьэнерго» - 940МВт.
Нижневартовский энергорайон
Когалымский
энергорайон
Нефтеюганский энергорайон
Сургутский энергорайон
Няганьский энергорайон
Потребление ХМАО-Югра - 6 113 МВт
Уст мощность электростанций – 9 600 МВт (без ГТС)

Потребление и выработка ЯНАО
8
Северный энергорайон:
(Северные ЭС, Ноябрьские ЭС)
Мощность потребления энергорайона
в 2005 году – 1269МВт
Величина мощности,передаваемая из других
энергорайонов ОАО «Тюменьэнерго» - 1209МВт
Генерация энергорайона:
Уренгойская ГРЭС
Уренгойская ГТЭС
Ямбургская ГТЭС
ПЛЭС 0,4; 0,5; ПО «Энерго-Т»
ВЛ питающие энергорайон:
ВЛ-500кВ «СГРЭС-2-Холмогорская»
ВЛ-500кВ «СГРЭС-1-Холмогорская»
ВЛ-220кВ «Восточно-Моховая – Когалым - Холмогорская»
ВЛ-220кВ «Имилор-Кирилловская - Холмогорская»
ВЛ-220кВ «Вынгапур – Северный Варьёган»
ВЛ-220кВ «Вынгапур – Зима»
ВЛ-110кВ «Сова – Сарымская»
ВЛ-110кВ «Восточно-Моховая – Слава»
Северный энергорайон
Потребление ЯНАО – 1 269 МВт
Уст мощность электростанций – 24 МВт (+192МВт ГТС)

9
Мощность потребления Тюменской области в 2005 году – 1550 МВт.
Генерация Тюменской области:
Тюменская ТЭЦ-1 – мощность 528 МВт;
Тюменская ТЭЦ-2 – мощность 755 МВт;
Тобольская ТЭЦ – мощность 452 МВт.
ВСЕГО – 1735 МВт
Центр потребления – Тюменский энергорайон
Выработка и потребление электроэнергии
в Тюменской области

10
Перспектива развития Тюменской области, ХМАО – Югра, ЯНАО
В регионе идет интенсивное развитие промышленности и жилищного строительства.
Основной рост электрических нагрузок в промышленности обусловлен развитием нефтегазового комплекса, который составляет ~90 % промышленности региона и на который приходиться ~80% общего потребления ( с 2001 по 2006 год рост нагрузок составил 2607 МВт; (2001- 7,2%, 2002 - 4,1%, 2003 – 8,3%, 2004 – 4%, 2005 – 6,8%) Основываясь на том что рост цен на нефть и газ имеет устойчивую тенденцию, а также на основании заявок от потребителей(нефтяных и газовых компаний) ожидаемый ежегодный рост энергопотребления до 2015 г. принимается в среднем – 4%.
Жилищное строительство и развитие сферы обслуживания населения в основном сосредоточено в крупных городах области, особенно в городах Сургут, Нижневартовск, Тобольск, Нефтеюганск, Тюмень.

Динамика роста электрической нагрузки по Тюменской области, ХМАО – Югра, ЯНАО в 2001 – 2015 гг.
11
Фактический рост нагрузки
Прогнозируемый рост нагрузки

Уточненный прогноз электропотребления по Тюменской области без автономных округов
12
От правительства Тюменской области получены следующие данные по развитию экономики и ЖКХ:
1. Реализация программ жилищного строительства
Ежегодный ввод жилья - 747 тыс.м²;
Ежегодный прирост необходимой мощности – 747х0,021 = 15,68 МВт.
2. Обеспечение ввода молочных комплексов.
Ежегодный прирост голов – 4800;
Ежегодный прирост необходимой мощности – 4800х0,383/1000 = 1,841 МВт.
3. Развитие промышленности (без нефтегазовой)
ОАО «ЮграФарм» - 2,5Мвт; ООО «Очаково» - 5,1мВт; Фанерный комбинат(г.Тюмень) – 7,2МВт;
Фанерное производство(с.Омутинское) 1,2-1,5 МВт; 2-я линия завода ООО «Юнион-Тюмень» -1 Мвт;
Производство по изготовлению ДСП – 17Мвт; Металлургический завод по производству
стального проката – 120МВт; Целлюлозно-бумажный комбинат – 200МВт.
ВСЕГО рост нагрузки – 352,8Мвт;
Средний ежегодный прирост – 35,3 МВт.
4. Развитие нефтегазового комплекса
Ежегодный прирост нагрузок:

Динамика роста электрической нагрузки по Тюменской области в 2001 – 2015 гг.
13
Фактический рост нагрузки
Прогнозируемый рост нагрузки
Средний годовой прирост нагрузки: 5%

Оценка состояния энергетического оборудования электростанций
Значительная часть оборудования тепловых электростанций Тюменской энергосистемы выработала свой парковый ресурс. На основании годового отчета 2004 г. превышение паркового ресурса турбогенераторов к 2010 г. составит ~ 20%.
14
Учитывая высокий износ, на части генерирующих мощностей энергосистемы в период 2010-2015 гг. (~ 2500 МВт) будет проводится длительная реконструкция или производиться демонтаж.

15
Установленная мощность электростанций по Тюменской области, ХМАО – Югра, ЯНАО в 2001 – 2015 гг.
Установленная мощность демонтируемых блоков электростанций

Баланс мощности по Тюменской области,
ХМАО – Югра, ЯНАО в 2001 – 2015 гг.
16

17
Баланс мощности по Тюменской области без автономных округов в 2001 – 2015 гг.

18
Необходимость ввода новых генерирующих мощностей
Для покрытия предполагаемого с 2008 года дефицита электроэнергии в районах максимальных нагрузок необходимо уже сейчас начинать проектирование и строительство следующих электростанций:

Возможное размещение новой энергогенерации в ХМАО-Югра
Перспективные районы размещения электростанций в Сургутском энергорайоне:
г. Сургут район Сургутского газоперерабатывающего завода
N уст - 330 МВт, ГРЭС ориентировочный срок ввода 2008 год, инвестиции 9-11 млрд.руб.
Перспективные районы размещения электростанций в Нефтеюганском энергорайоне:
Южно-Приобское месторождение
N уст - 100 МВт, ГРЭС ориентировочный срок ввода 2008 год, инвестиции 2-3 млрд.руб.
Для ввода новых генерирующих мощностей в объеме 430 МВт
требуются инвестиции 11-14 млрд.руб.
19

Возможное размещение новой энергогенерации в ЯНАО
Перспективные районы размещения электростанций в Северном энергорайоне:
г. Надым
N уст - 74 МВт, ТЭЦ ориентировочный срок ввода 2008 год, инвестиции 2-3 млрд.руб.
г. Тарко-Сале
N уст - 747 МВт, ТЭЦ или ГРЭС ориентировочный срок ввода 2009 год, инвестиции 19-23 млрд.руб.
г. Муравленко
N уст - 122 МВт, ТЭЦ или ГРЭС ориентировочный срок ввода 2010 год, инвестиции 3-4 млрд.руб.
г. Ноябрьск
N уст - 122 МВт, ТЭЦ или ГРЭС ориентировочный срок ввода 2009 год, инвестиции 3-4 млрд.руб.
г. Вынгапур
N уст - 122 МВт, ГРЭС ориентировочный срок ввода 2011 год, инвестиции 3-4 млрд.руб.
Для ввода новых генерирующих мощностей в объеме 1 187 МВт
требуются инвестиции 30-38 млрд.руб.
20

Возможное размещение новой энергогенерации в Тюменской области
Перспективные районы размещения электростанций в Тюменском энергорайоне:
г. Тюмень (Западная часть)
N уст - 324 МВт, ТЭЦ ориентировочный срок ввода 2010 год, инвестиции 8-10 млрд.руб.
г. Тюмень (Заречная часть)
N уст - 78 МВт, ТЭЦ ориентировочный срок ввода 2012 год, инвестиции 2-3 млрд.руб.
Для ввода новых генерирующих мощностей в объеме 400 МВт
требуются инвестиции порядка 10-13 млрд.руб.
21

22
22
Развитие, техническое перевооружение и реконструкция существующих электростанций Тюменской энергосистемы
Генерирующими компаниями запланировано расширение действующих электростанций Тюменской энергосистемы:

Покрытие нагрузок потребителей Тюменской энергосистемы при вводе новых генерирующих мощностей
23

Баланс нагрузок Тюменской области (без АО) при вводе новых генерирующих мощностей
24

Развитие электросетевого хозяйства
25
необходимо электросетевое строительство на всех уровнях напряжения!
Существующая схема системообразующих электрических сетей с трудом обеспечивает надёжное электроснабжение в аварийных и ряде ремонтных режимов без существенного ограничения потребителей (на большинстве подстанций загрузка автотрансформаторов, трансформаторов и питающих воздушных линий близка к номинальной в нормальном режиме работы сети)
Объем необходимого электросетевого строительства Тюменской энергосистемы – 40-42 млрд.руб
Перечень мероприятий по вводу новых электросетевых объектов указан в приложении

Всего за 2006-2015 гг. необходимые инвестиции составляют:
91-107 млрд. руб.
В том числе: На строительство новых электростанций - 51-65 млрд. руб.
На развитие и усиление сетей ЕНЭС - 17-18
220, 500 кВ (ОАО «ФСК») млрд. руб.
На развитие и усиление сетей ОАО «Тюменьэнерго» 23-24
млрд. руб.
Необходимое привлечение инвестиций на развитие энергетики Тюменского региона.
26

Финансирование развития электросетевого комплекса на период
с 2006 по 2015 год.
27
Сети ЕНЭС
Сети ОАО «Тюменьэнерго»
Инвестиционная составляющая тарифа ФСК ЕЭС
Плата за технологическое присоединение
Инвестиционная составляющая тарифа
17-18 млрд.руб.
3-4 млрд.руб.
20 млрд.руб.
Строительство новых электростанций
Внешние инвестиции:
Создание инвестиционной
привлекательности
Гарантии возврата средств
Налоговые льготы на
период строительства
и окупаемости
51-65 млрд.руб.

Средние тарифы на электрическую энергию для конечного потребителя
28

29
Внешние инвестиции
Правительство Тюменской области, ХМАО-Югры и администрация ЯНАО являются ключевыми звеньями в поддержке инвестиционного климата
Объекты инвестирования и новая генерация
Энергобезопасность и энергонезависимость области
Решение социальных проблем
Внутриобластная кооперация
Участники инвестиционного процесса
Правительство области
МРСК Урала и Волги
ОАО «Тюменьэнерго»
ТГК-10
Интертехэлектро-Новая Генерация
Создание условий для привлечения инвестиций
Поддержка инвестиционного проекта Правительством области
Заключение долгосрочного контракта на поставку топлива - покупку электроэнергии
Возможность участия в акционерном капитале
Разделение инвестиционного проекта на этапы реализации
Совместный контроль исполнения обязательств
Согласованная техническая политика с генерацией РАО ЕЭС России

30
1. Инвестиционная составляющая в тарифе ОАО «Тюменьэнерго»
Предлагается использовать в первую очередь для повышения надежности электроснабжения социально значимых и особо важных объектов путем финансирования целевых программ, согласованных с правительствами области и округов
Всего требуется 20 млрд.руб.
включение в тариф инвестиционной составляющей в размере 2000 млн. руб. в год
(3,5 коп в тарифе для конечного потребителя)
2. Плата за технологическое присоединение к сети ОАО «Тюменьэнерго»
Предлагается использовать для подключения новых объектов потребителей
По расчётам, размер платы за технологическое присоединение должен составить порядка 4-6 тыс.руб. за 1 кВт.
Прогноз прироста нагрузки за счет присоединения новых объектов потребителей в период с 2006 по 2015 г составляет 750-1000 МВт.
Таким образом, плата за технологическое присоединение даст порядка 3000-4000 млн.руб.
Пример: Для 120-ти квартирного дома плата за технологическое присоединение составит 1,2-1,5 млн.руб. или 350-400 руб. за 1 кв.м. Сегодня расходы на строительство внутриквартальных распредсетей уже включены застройщиками в стоимость квадратного метра
3. Строительство сетей ЕНЭС планируется за счёт средств ФСК
17-18 млрд.руб.
Источники финансирования развития сетевого комплекса

31
Формирование тарифов по принципу «не ниже инфляции»
Включение в состав тарифа инвестиционной составляющей для обеспечения реализации целевых программ, утвержденных Правительством Тюменской области
Включение в состав тарифа расходов, связанных с привлечением заемных банковских средств с целью развития электроэнергетического комплекса области (проценты за кредиты)
Поэтапное снижение перекрестного субсидирования как между группами потребителей, так и между уровнями напряжения
Установление долгосрочного норматива потерь для обеспечения дополнительного источника развития сетевого комплекса
Тарифная модель

Для реализации стратегического плана необходимо:
1. Обеспечить привлечение внешних инвестиций через поддержание благоприятного инвестиционного климата на законодательном и исполнительном уровне
2. Ввести на территории Тюменской области, ХМАО-Югры и ЯНАО плату за технологическое присоединение к сетям ОАО Тюменьэнерго
- ОАО Тюменьэнерго представить в РЭК Тюменской области, ХМАО и ЯНАО расчёт платы за технологическое присоединение
- РЭК Тюменской области, ХМАО и ЯНАО совместно с ОАО Тюменьэнерго подготовить Постановление о введении платы за технологическое присоединение и представить его на утверждение в Правительства области и округов
32

Для реализации стратегического плана необходимо:
3. Ввести с 2007 года фиксированную инвестиционную составляющую в тариф на транспорт электроэнергии для развития распределительного комплекса
- ОАО Тюменьэнерго представить в Правительства области и округов целевые инвестиционные проекты на энергоснабжение социально значимых и особо важных объектов
- РЭК Тюменской области, ХМАО и ЯНАО включить затраты по утвержденным целевым проектам на 2007 год в тариф на транспорт электроэнергии ОАО Тюменьэнерго
33

Приложение
34

Электроэнергетическая инфраструктура проекта
«Урал Полярный – Урал Промышленный»
35
Цель:
Обеспечение централизованного, надёжного и бесперебойного электроснабжения потребителей Северо-Западной части ЯНАО и месторождений Приполярного и Полярного Урала
Необходимые мероприятия для выполнения цели:
На начальном этапе проектирование и строительство двухцепной ВЛ-220кВ «Надым – Салехард» с ПС-220кВ в г. Салехард и расширением ОРУ-220кВ на ПС Надым для подключения воздушных линий.
На следующих этапах, используя ПС-220кВ в г. Салехард как центр электроснабжения, строительство распределительной сети – подстанций и линий 220 и 110кВ непосредственно питающих потребителей в населённых пунктах и на месторождениях полезных ископаемых.
В дальнейшем проектирование и строительство генерирующих электростанций в районе Приполярного и Полярного Урала и использование существующей сети 220 и 110кВ для передачи электроэнергии внутри региона, с резервированием от Тюменской энергосистемы по ВЛ-220кВ «Надым – Салехард», а также возможное использование избытка вырабатываемой электроэнергии для электроснабжения Северо-Восточной части ЯНАО.

Необходимое электросетевое строительство для развития Нефтеюганского энергорайона.
36

Необходимое электросетевое строительство для развития Нефтеюганского энергорайона.
37

Необходимое электросетевое строительство для развития Нижневартовского энергорайона.
38

Необходимое электросетевое строительство для развития Нижневартовского энергорайона.
39

Необходимое электросетевое строительство для развития Сургутского энергорайона.
40

Необходимое электросетевое строительство для развития Сургутского энергорайона.
41

42
Необходимое электросетевое строительство для развития Няганьского энергорайона.

43
Необходимое электросетевое строительство для развития Когалымского энергорайона.

44
Необходимое электросетевое строительство для развития Северного энергорайона.

Необходимое электросетевое строительство для развития Северного энергорайона.
45

Необходимое электросетевое строительство для развития Тюменской области
46