Указ Губернатора Алтайского края от 25.06.2015 № 63

* Предварительная оценка.

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                   741 МВт до 320 МВт (более чем в 2 раза) при общем снижении потребления Алтайского края с 1708 МВт до 1200 МВт (в 1,4 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 ПС;

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 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 энергорайоны[1][57] являются проблематичными по обеспечению надежности электроснабжения.

3.3.1. Барнаульский энергорайон

1) В период ремонтной кампании наибольшие риски сопряжены с выводом в ремонт:

АТ 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 АТ 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;

2) В г. Барнауле с увеличением строительства жилья и объектов административно-торгового и 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 -               поселки Спутник, Авиатор, Октябрьский, Лесной, с. Власиха. 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 2014 года составила 7,91 МВА при допустимой максимальной загрузке (в режиме № 1) 6,3 МВА. По контрольным  замерам загрузка ПС 110 кВ КМК в зимний максимум 2014 года составила 19,73 МВА при допустимой максимальной загрузке (в режиме № 1) 15 МВА. По состоянию на 31.12.2014  загрузка ПС 110 кВ КМК, с учетом выданных ТУ составляет 32,01 МВА, а загрузка ПС 110 кВ Комсомольская, с учетом выданных ТУ, составляет  14,01 МВА».

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. Данное решение согласованно 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;

3) 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 правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей 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;

4) 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;

5) ПС 110 кВ Предгорная сдана в эксплуатацию в 1987 году 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) 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) останутся без электроэнергии, что может привести к нежелательным последствиям.

Для повышения надежности и бесперебойного электроснабжения Романовского, Мамонтовского Алтайского края, потребляемая мощность которых составляет 12 МВт, необходимо строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110кВ Сидоровская и Завьяловская с организацией реконструкции ОРУ ПС 110кВ Завьяловская. 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, 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 АТ ПС 220 кВ Бийская. Отключение любого из этих элементов не приведет к отключению потребителей, а только снизит надежность их электроснабжения. В создающейся схеме резко снижается максимально допустимый переток в сечении «Бийск - Барнаул», 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 АТ приводит к выделению Бийского энергорайона на изолированную работу.

3.3.4. Рубцовский энергорайон

1) В Рубцовском энергорайоне наибольшие риски сопряжены с ремонтной компанией. К ремонтам, снижающим надежность электроснабжения Рубцовского энергорайона относятся:

ремонт АТ 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 АТ 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. То же самое происходит при выводе в ремонт ВЛ 220 кВ «Рубцовская - Южная», секций шин 220 кВ и систем шин 110 кВ ПС 220 кВ Южная.

С возможным 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) ПС 110 кВ Волчихинская введена в эксплуатацию в 1972 году. Загрузка силового трансформатора Т-1 (тип ТМТН-6300/110/35/10) при выводе Т-2 в ремонт составляет в летний период 101,2 %, в зимний - 131,4 %. С целью повышения надежности и качества электроснабжения потребителей, увеличения мощности трансформатора и подключения нового потребителя в настоящее время планируются мероприятия по реконструкции ПС.

Планируемые результаты реконструкции - повышение надежности электроснабжения потребителей ПС 110 кВ Волчихинская, снижение затрат на ее эксплуатацию и ремонт.

3) 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 типа ТДН-10000 110/6 кВ с регулированием нагрузки под напряжением, 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 выключатели типа BB/TEL-10-31,5/1600,                          2-х секционные разъединители 110 кВ с моторным приводом и полимерной изоляцией, линейные разъединители 110 кВ.

4) ВЛ 110 кВ Южная - Горняцкая. В соответствии с расчетами электроэнергетических режимов в период летнего максимума потребления в схеме ремонта одной цепи ВЛ 220 кВ «Рубцовская - Южная» в послеаварийном режиме при отключении второй цепи ВЛ 220 кВ «Рубцовская - Южная» имеет место перегрузка ВЛ связей Рубцовского энергорайона с энергосистемой с выделением части Рубцовского энергорайона с нагрузкой до 150 МВт. Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений требуется ввод графиков аварийного ограничения режима потребления в объеме 25 МВт. Для минимизации рисков ввода графиков аварийного ограничения потребления необходима реконструкция ВЛ 110 кВ «Южная - Горняцкая» с отпайками с увеличением пропускной способности до величины не менее 520 А.

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 ПС 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.

4. Противоаварийная автоматика

Технические решения, разработанные в «Предварительном технико-экономическом обосновании реконструкции системы противоаварийной автоматики в операционной зоне Алтайского РДУ», реализуются в соответствии с утвержденным планом-графиком. До завершения реализации мероприятий по созданию систем противоаварийной и режимной автоматики Алтайской энергосистемы не могу быть обеспечены требования, предъявленные к ПА

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

6. Теплоснабжение

В сфере теплоснабжения Алтайского края сложилась сложная ситуация, характеризующаяся низким техническим уровнем и изношенностью оборудования ТЭЦ и котельных, отсутствием систем автоматического регулирования. Имеются случаи гидравлической разрегулированности тепловых сетей, неудовлетворительного качества теплоснабжения потребителей и неэффективного использованием топлива.

В Алтайском крае на начало 2015 года эксплуатировалось 2985,9 км тепловых сетей (водяных и паровых) в двухтрубном исчислении. Из всего объема тепловых сетей 29,8 % нуждаются в замене. Потери в тепловых сетях в 2014 году составили 21,8 % в общем количестве поданного в сеть тепла[1][58].

4. Основные направления развития электроэнергетики Алтайского края на 2016-2020 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 социально-экономического развития Алтайского края до 2025 года 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 норм[1][59].

В целях обеспечения потребностей экономики и социальной сферы Алтайского края в электроэнергии, к числу стратегических задач развития энергетической системы Алтайского края отнесены[1][60]:

обеспечение надежности и энергетической безопасности работы системы электроснабжения Алтайского края в части преодоления сложившейся дефицитности края по электроэнергии и обеспечению ТЭР 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; 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 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 ТЭК 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 ВИЭ.

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 установок использующих топливо;

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.

Государственная программа Алтайского края «Энергоэффективность и развитие электроэнергетики» на 2015-2020 годы, утвержденная постановлением Администрации Алтайского края от 13.10.2014 № 468, 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;

строительство новых энергоблоков Рубцовской ТЭЦ с установленной мощностью 120 МВт на каменном угле.

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 ПС 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 2015-2020 годы

Прогноз потребления электроэнергии в энергосистеме Алтайского края на период 2015-2020 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 2015-2021 годы.

Таблица 4.1

Прогноз электропотребления Алтайской энергосистемы, предусмотренный схемой и программой развития ЕЭС России на 2015-2020 годы[1][61]

Показатель	Годы
	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Электропотребление, млн. кВт'ч	10,947	10,991	10,989	11,000	11,010	11,048
Прогнозные темпы прироста, %	0,1	0,4	-0,01	0,1	0,09	0,34

Вариант 2: Прогноз электропотребления энергосистемы Алтайского края, представленный Алтайским РДУ. 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 2020 году.

Таблица 4.2

Прогноз электропотребления Алтайского края на 2015-2020 годы, представленный Алтайским РДУ

Показатель	Годы
	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Алтайская энергосистема
Электропотребление, млн. кВт'ч	10947,0	10991,0	10989,0	11000,0	11010,0	11048,0
Алтайский край
Электропотребление, млн. кВт'ч	10396,0	10434,0	10426,0	10432,0	10437,0	10471,0
Прогнозные темпы прироста, %	0,7	0,3	0,2	0,2	0,2	0,2

Таким образом, оба варианта прогноза электропотребления Алтайской энергосистемы предусматривают относительно одинаковые темпы роста спроса на электроэнергию - среднегодовой прирост 0,2 %.

4.3. Прогноз максимума нагрузки энергосистемы Алтайского края на 2015-2020 годы

Согласно прогнозу максимального потребления электроэнергии в энергосистеме Алтайского края, разработанного ОАО «СО ЕЭС», величина максимальной нагрузки в период 2015-2020 годов практически не изменится. Прогнозируется, что прирост максимальной нагрузки в энергосистеме Алтайского края за будущие пять лет составит 11 МВт или 0,6 %.

Таблица 4.3

Прогнозные величины максимального потребления Алтайского края

 на 2015-2020 годы

Показатель	Годы
	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Максимальное потребление, МВт	1874	1873	1875	1876	1877	1878

Таблица 4.4

Прогноз величины максимумов нагрузки с детализацией по энергорайонам Алтайского края на 2015-2020 годы

 МВт

Энергорайон	Годы
	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Барнаульско-Бийско-Кулундинский узел	1720	1774	1778	1782	1787	1792
Барнаульско-Кулундинский узел	1277	1282	1285	1288	1291	1294
Барнаул с пригородами	790	796	798	800	802	804
Бийский	490	502	503	504	506	507
Рубцовский	344	345	346	347	347	348

Детализация прогноза электропотребления и максимума нагрузки по крупным потребителям энергосистемы Алтайского края представлена в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Прогноз электропотребления и максимума нагрузки крупных потребителей Алтайского края на 2015-2020 годы

Потребитель	Годовое электропотребление, млн. кВтч						Максимум нагрузки, МВт
	годы						годы
	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Западно-Сибирская железная дорога - филиал ОАО «РЖД»	764,4	764,4	764,4	764,4	764,4	764,4	619,3	619,3	619,3	619,3	619,3	619,3
ОАО «Алтай-Кокс», г. Заринск	460,0	460,0	460,0	460,0	460,0	460,0	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4
ОАО «Кучуксульфат», Благовещенский район	21,4	21,4	21,4	21,4	21,4	21,4	9,4	9,4	9,4	9,4	9,4	9,4
ОАО ХК «Барнаульский станкостроительный завод», г. Барнаул	30,2	31,0	31,9	31,9	31,9	31,9	38,1	38,1	38,1	38,1	38,1	38,1
ЗАО «Станко-Цепь», г. Барнаул	2,6	2,6	2,6	2,6	2,6	2,6	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0
ООО «Литейный завод»	9,1	9,1	9,1	9,1	9,1	9,1	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
ОАО «Авиапредприятие Алтай», г. Барнаул	6,8	6,8	6,8	6,8	6,8	6,8	5,7	5,7	5,7	5,7	5,7	5,7
ООО «Барнаульский Водоканал», г. Барнаул	22,1	22,1	22,1	22,1	22,1	22,1	10,7	10,7	10,7	10,7	10,7	10,7
ООО «Алтайский комбинат химических волокон»	8,7	8,7	8,7	8,7	8,7	8,7	54,1	54,1	54,1	54,1	54,1	54,1
МУП «Горэлектротранс»,     г. Барнаул	6,3	6,3	6,3	6,3	6,3	6,3	6,4	6,4	6,4	6,4	6,4	6,4
ОАО «Цемент», Заринский район	40,6	40,6	40,6	40,6	40,3	40,3	8,3	8,3	8,3	8,3	8,3	8,3
МУП «Водоканал»,                г. Бийск	11,1	11,1	11,1	11,1	11,1	11,1	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5