УКАЗ Губернатора Иркутской области от 23.07.2015 № 179-уг

Примечания: *поэтапный ввод в эксплуатацию; **для передачи тепловой нагрузки в горячей воде с уч. №1 ТЭЦ-9 на ТЭЦ-9

На период реализации СиПР предусматривается подключение новых потребителей со строительством тепловых сетей от точек подключения до границ земельных участков в г. Иркутске, Ангарске и Братске. По предварительным оценкам суммарный объем ввода теплопроводов в этих городах области может составить около 9 км. Следует отметить, что сроки и объемы работ по строительству новых участков от существующих тепловых сетей централизованных систем теплоснабжения городов до абонентских пунктов заявителя могут корректироваться в зависимости от подаваемых заявок на подключение.

Глава 9.  Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования

При реализации плана газификации Иркутской области, предусматривающего поставку природного газа в крупные города Иркутской области, появляется возможность его использования для когенерационной выработки электрической и тепловой энергии. Это может быть как перевод существующих энергоисточников на газ, так и строительство новых.

В зоне южной газификации расположены 8 ТЭЦ ОАО «Иркутскэнерго» Ново-Иркутская ТЭЦ, ТЭЦ-1, ТЭЦ-5, ТЭЦ-9, ТЭЦ-10, ТЭЦ-11, ТЭЦ-12, Ново-Зиминская ТЭЦ. Основным топливом этих станций является каменный и бурый уголь разрезов Азейский, Мугунский, Черемховский, Головинский. В год потребление составляет более 7,5 млн. тонн натурального топлива. Стоимость угля с учётом доставки, благодаря эффективности угольных предприятий и открытого способа добычи, составляет 1,6-1,8 тыс. руб./т у.т. По оценке ОАО «Иркутскэнерго» при существующем уровне потребления топлива в регионе разведанных запасов угля по промышленным категориям может хватить на более чем 700 лет.

По данным ОАО «Иркутскэнерго» стоимость перевода ТЭЦ южных районов Иркутской области на газ, и расходы на консервацию разрезов по предварительным оценкам могут превысить 7,5 млрд. руб. С учетом текущей стоимости угля, необходимости компенсации инвестиционных затрат, принимая во внимание положительные факторы использования газа, экономически целесообразная цена газа по предварительным оценкам составляет не более 20$/тыс.м³, что существенно ниже текущих ценовых ориентиров.

Одним из путей развития газовой теплоэнергетики является внедрение парогазового цикла на действующих ТЭЦ путем проведения комплексной модернизации, которая заключается в переводе котлов на сжигание природного газа и надстройкой энергоблоков газотурбинными установками. Объединение ГТУ с действующими ПТУ предполагает значительную реконструкцию котлоагрегатов для сжигания газа и утилизации выхлопных газов ГТУ, поэтому комплекс подобных мероприятий требует глубокого анализа и обоснованных технических проработок.

На основе укрупненной технико-экономической оценки, проведенной с использованием фактических показателей работы ТЭЦ Иркутской области, получены «зоны» эффективности существующих угольных ТЭЦ и создаваемых на их базе ПГУ-ТЭЦ.  Их анализ показывает, что при существующих ценах на уголь и тарифах на электроэнергию перевод угольных электростанций на газ возможен при цене газа не выше 20$/тыс. м³.

Капиталовложения на перевод котлов для сжигания природного газа приняты на уровне 2,5 млн.руб./(Гкал/ч)^[1][2]. Капиталовложения в надстройку ГТУ по различным оценкам составляют от 750 до 850 тыс. долл./МВт. При более высокой стоимости газа модернизация существующих станций с внедрением парогазового цикла нецелесообразна.

Однако, необходимо иметь в виду, что при анализе не учтены текущие резервы угольной генерации по выработке и возможные мероприятия по повышению этих резервов, потери прибыли угольных разрезов.

Важно отметить, что перевод угольных ТЭЦ на газ имеет отрицательные социально-экономические последствия, включая:

– закрытие прибыльных Азейского, Мугунского, Черемховского, Головинского разрезов;

– полная потеря угольной отрасли региона (из крупных разрезов сохраняется только Вереинский);

– проблемы с закупками угля для бытовых и коммунальных потребителей Иркутской области, в том числе северный завоз, что в свою очередь создаст дополнительную социальную напряженность;

– массовые сокращения в угольных моногородах Черемхово и Тулун (более 3,5 тыс. человек только в угольной отрасли);

– сокращение персонала на ТЭЦ, переведённых на сжигание газа (более 300 человек);

– снижение объема грузоперевозок ОАО «РЖД» до 8 млн. т./год;

– снижение прямых налоговых поступлений от ООО «КВСУ», ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «РЖД»;

– повышение тарифов на тепловую энергию и стоимости электрической энергии с соответствующим снижением прибыльности бизнеса региона.

На горизонте СИПР, наиболее вероятно, что перевод на газ угольных ТЭЦ не произойдёт.

Использование газа в энергетике возможно при создании новых мощностей. Однако, учитывая текущую оценку баланса потребления и производства электроэнергии, наличие резервов угольной генерации и недорогих мероприятий по их развитию, необходимость в газовых энергоисточниках на юге Иркутской области в рамках рассматриваемого горизонта СИПР отсутствует.

Глава 10. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний Иркутской области в топливе на 5-летний период

На основе прогноза системного оператора по выработке электрической энергии и прогноза производства тепловой энергии определена потребность электростанций и котельных генерирующих компаний Иркутской области в топливе. В таблице 61 представлен прогноз потребления топлива электростанциями и котельными генерирующих компаний и по области в целом.

Таблица 61 – Прогноз потребления топлива электростанциями и котельными генерирующих компаний Иркутской области, тыс. т у.т.

Категория	Годы
	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Электростанции ОАО «Иркутскэнерго»	5782,8	5884,3	5985,8	6022,4	6074,4	6120,7	6148,6
уголь	5772,3	5873,7	5975,1	6011,6	6063,5	6109,7	6137,6
мазут	10,4	10,5	10,7	10,8	10,8	10,9	11,0
газ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
дрова и прочее	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
Котельные ОАО «Иркутскэнерго»	84,6	87,4	90,3	90,3	90,3	90,3	90,3
уголь	74,4	70,2	65,9	65,9	65,9	65,9	65,9
мазут	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
газ	4,9	12,3	19,8	19,8	19,8	19,8	19,8
дрова и прочее	5,2	4,8	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5
Блок-станции	1443,6	1505,7	1511,2	1462,5	1462,5	1462,5	1462,5
уголь	51,2	51,3	54,7	0,0	0,0	0,0	0,0
мазут	8,7	7,5	7,8	6,1	6,1	6,1	6,1
газ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
дрова и прочее	1383,7	1446,9	1448,7	1456,4	1456,4	1456,4	1456,4
Котельные МО	2150,8	2161,6	2172,4	2218,8	2229,7	2240,7	2251,7
уголь	1020,6	1025,7	1030,8	1070,2	1075,4	1080,6	1085,8
мазут	234,5	235,7	236,9	239,0	240,2	241,4	242,6
газ	162,3	163,1	163,9	164,7	165,6	166,4	167,2
дрова и прочее	733,4	737,1	740,8	744,8	748,5	752,3	756,0
Итого	9461,7	9639,0	9759,7	9794,0	9856,9	9914,2	9953,1
уголь	6918,6	7020,9	7126,5	7147,7	7204,8	7256,2	7289,3
мазут	253,7	253,8	255,4	255,9	257,2	258,5	259,8
газ	167,2	175,4	183,7	184,5	185,4	186,2	187,0
дрова и прочее	2122,4	2188,9	2194,0	2205,8	2209,5	2213,2	2217,0

Суммарный расход топлива по Иркутской области к 2020 г. увеличится по сравнению с уровнем 2014 г. на 5,2% и составит 9,95 млн. т у.т., а расход топлива на энергопотребление (станциями и котельными генерирующих компаний) к 2020 г. увеличится относительно 2014 г. на 6,3% и составит 6,24 млн. т у.т. Потребление угля вырастет на 5,4% – до 7,29 млн. т у.т., потребление мазута и газа на 6,2% – до 447 тыс. т у.т., прочих видов топлива увеличится на 4,5% – до 2,22 млн. т у.т. Структура топливного баланса для действующих станций и котельных генерирующих компаний (ОАО «Иркутскэнерго») значительно не изменится: подавляющая часть потребления (до 99%) принадлежит углю. В структуре топливопотребления блок-станциями к 2017 г. исключается угольная составляющая, что связано с выводом из эксплуатации ТЭЦ в г. Байкальске.

Глава 11. Инвестиции в развитие электроэнергетического комплекса Иркутской области

Требуемый объем инвестиций рассчитывался в соответствии с предложенными мероприятиями по реконструкции и развитию генерирующей мощности электростанций и электросетевой части энергосистемы.

1. Инвестиции в развитие генерации Иркутской области

Планируемые инвестиции в генерацию предполагается  направить на модернизацию Иркутской и Усть-Илимской ГЭС (см. таблицу 42) с увеличением электрической мощности на 148,8 МВт. Их суммарный объем по предварительным оценкам составит 4195 млн. руб., в том числе, по Иркутской ГЭС – 3415 млн. руб., по Усть-Илимской ГЭС – 780 млн. руб. Их распределение по годам приведено в таблице 62.

Таблица 62 – Инвестиции в модернизацию электростанций

Наименование объекта	Инвестиции, млн. руб.
	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	Итого
Иркутская ГЭС	853,7	853,7	853,7	853,7	-	3414,8
Усть-Илимская ГЭС	195,1	195,1	195,1	195,1	-	780,4
ВСЕГО	1048,8	1048,8	1048,8	1048,8	-	4195,2

Дополнительные мероприятия по вводу, модернизации и демонтажу генерирующих мощностей в Иркутской области на период до 2020 г. (см. таблицу 43) при условии их необходимости могут быть направлены на модернизацию Ново-Иркутской ТЭЦ с целью увеличения электрической мощности   двух турбоагрегатов на 40 МВт, ввод нового турбоагрегата мощностью 160 МВт на Ново-Зиминской ТЭЦ и на строительство первой очереди Ленской газовой ТЭС в Усть-Куте мощностью 230 МВт (см. таблицу 44).  Общий объем инвестиций на эти мероприятия составит 24780,5 млн. руб., из них на модернизацию Ново-Иркутской ТЭЦ – 268, 3 млн. руб. на ввод нового блока на Ново-Зиминской ТЭЦ – 1585,4 млн. руб. и на сооружение первой очереди Ленской ТЭС – 22926,8 млн. руб. Все инвестиции предполагается освоить до 2020 г. при условии подготовленности электрических нагрузок потребителей и создании электросетевой инфраструктуры.

 2. Инвестиции в электросетевое строительство Иркутской области

Инвестиции в электросетевое строительство связаны с новым строительством и реконструкцией линий электропередачи и электрических подстанций напряжением 35/110/220/500 кВ на период 2016 – 2020 гг. Их общий объем составляет около 94320 млн. руб., из них ЛЭП – 81400 млн. руб., подстанции – 12920 млн. руб. Они рассчитаны на основании утвержденных инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, сведений от электросетевых компаний и рекомендаций по вводам электросетевых объектов, сделанных на основании анализа расчетов электрических режимов.

Распределение инвестиций по компаниям, являющимся собственниками сетей приведено в таблице 63.

Таблица 63 – Инвестиции в развитие электрических сетей и подстанций за период 2016 – 2020 годы

Электрические сети	Годы
	2016	2017	2018	2019	2020	Итого
	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.
Итого, в том числе:	13040,59	20645,11	25371,01	26945,91	8309,71	94312,32
Новое строительство	9845,13	18105,38	22174,97	23997,37	6928,96	81052,81
Реконструкция	3195,46	2539,73	3196,04	2948,54	1380,75	13260,51
ОАО «ФСК ЕЭС»
Новое строительство	4600,00	4821,03	14859,17	16234,23	5826,15	46340,58
Инвестор
Новое строительство	1347,21	5707,00	2579,00	6947,00	–	16580,21
ОАО «ИЭСК»
Новое строительство	2883,72	6266,17	4367,96	646,64	363,14	14527,63
Реконструкция	1896,73	1827,17	2864,04	2146,54	1090,94	9825,41
ЗАО «Витимэнерго»
Новое строительство			12,50		–	12,50
Реконструкция	1250,73	168,19	–	–	–	1418,92
ЗАО «СЭМЗ»
Новое строительство	847,00	–	–	–	–	847,00
ОГУЭП Облкоммунэнерго
Новое строительство	167,20	1311,18	356,34	169,50	739,67	2743,89
Реконструкция	48,00	544,37	332,00	802,00	289,81	2016,18