УКАЗ Губернатора Иркутской области от 23.07.2015 № 179-уг

Особое внимание уже в настоящее время должно быть уделено проблеме электроснабжения Бодайбинского района. Пропускная способность ВЛ 110 и 220 кВ Таксимо – Мамакан, связывающей его с централизованной сетью, составляет 65 МВт (в нормальной схеме) и 50 МВт (в ремонтных схемах). В Бодайбинском районе на сегодня существует дефицит электрической мощности, а для масштабного освоения новых золотоносных месторождений района требуется дополнительно 137 МВт (согласно заявкам на технологическое присоединение).

Глава 2. Текущее состояние электросетевого хозяйства

       Иркутской области

Состояние электрических сетей Иркутской области характеризуется достаточно высокой степенью износа. Здесь следует отметить следующее:

1. По филиалам ОАО «ИЭСК» наиболее изношены сети 110 кВ с истекшим нормативным сроком, находящиеся в зоне обслуживания Западных, Южных и Центральных электрических сетей. Общий объем изношенных сетей 110 кВ составляет около 50%;

2. Сети 220 кВ эксплуатируются за пределами нормативных сроков службы в объёме 100% в зоне обслуживания филиала Западных электрических сетей ОАО «ИЭСК»;

3. Также следует отметить большой износ сетей 220 кВ (порядка 65 – 88%), находящихся в зоне обслуживания филиалов Центральных и Южных электрических сетей ОАО «ИЭСК».

По степени износа трансформаторов следует отметить:

1. Трансформаторы 110 кВ, находящиеся в зоне обслуживания ОГУЭП «Облкоммунэнерго», эксплуатируются за пределами нормативного срока службы в объеме 100%;

2. По филиалам ОАО «ИЭСК» за пределами нормативных сроков службы эксплуатируются около 50% трансформаторов напряжением 110 кВ;

3. Более 79% трансформаторов напряжением 220 кВ филиала ВСЖД ОАО «РЖД» и около 70% трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 220 кВ филиала Центральных электрических сетей ОАО «ИЭСК» находятся за пределами нормативных сроков службы.

По степени износа генераторов энергосистемы Иркутской области следует отметить:

1. За пределами нормативных сроков службы эксплуатируется 85% турбогенераторов и 62% гидрогенераторов ОАО «Иркутскэнерго»;

2. В объеме 100% истек нормативный срок службы генераторов Мамаканской ГЭС г. Бодайбо.

Глава 3.  Возможности и ограничения энергосистемы Иркутской области

       при перспективном увеличении нагрузок

В настоящее время на Усть-Илимской ГЭС «заперто» около 600 МВт мощности. Допустимый переток по ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС – Братская ГЭС, Усть-Илимская ГЭС – Братский ПП в нормальной схеме составляет 2600-2800 МВт. При отключении одной из ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС – Братская ГЭС, Усть-Илимская ГЭС – Братский ПП устанавливается ограничение МДП по ЭП 500 кВ Усть-Илим – Братск по условиям динамической и статической устойчивости 1450–1750 МВт, также ограничение МДП по ЭП 220 кВ Иркутск – Бурятия-Север (БАМ) из-за недостаточной пропускной способности электрических сетей.

В перспективе предполагается увеличение потребностей в электроэнергии на территории Усть-Кутского и прилегающих районах в связи с развитием ряда промышленных производств. В связи с этим рассматривается вариант удовлетворения перспективных потребностей в электроэнергии от новой Ленской ТЭС на газе с сооружением необходимой электросетевой инфраструктуры.

Ввиду большого износа и исчерпания пропускной способности электрических сетей и оборудования в энергосистеме Иркутской области имеют место ограничения на технологическое присоединение новых мощностей.

Основные объекты, имеющие ограничения на технологическое присоединение по зонам обслуживания электрических сетей ОАО «ИЭСК» и другим компаниям приведены ниже (в соответствии с информацией ОАО «ИЭСК», перечни центров питания, имеющих ограничение на технологическое присоединение).

1. В зоне обслуживания филиала Южных электрических сетей ОАО «ИЭСК» имеют ограничения на технологическое присоединения дополнительной мощности 15 подстанций напряжением 110 – 220 кВ из 41.

2. В зоне обслуживания филиала Восточных электрических сетей ОАО «ИЭСК» имеют ограничения на технологическое присоединения дополнительной мощности 11 подстанций напряжением 110 кВ из 24.

3. В зоне обслуживания филиала Центральных электрических сетей ОАО «ИЭСК» имеют ограничения на технологическое присоединения дополнительной мощности 7 подстанций напряжением 110 – 220 кВ из 27.

4. В зоне обслуживания филиала Западных электрических сетей ОАО «ИЭСК» имеют ограничения на технологическое присоединения дополнительной мощности 6 подстанций напряжением 110 кВ – 220 кВ из 26.

5. В зоне обслуживания филиала Северных электрических сетей ОАО «ИЭСК» имеют ограничения на технологическое присоединения дополнительной мощности 5 подстанций напряжением 110 – 220 кВ из 47.

6. В зоне обслуживания ЗАО «Витимэнерго» в настоящее время отсутствует возможность технологического присоединения новых пользователей и увеличения мощности существующих вследствие исчерпания пропускной способности ВЛ 110 кВ и  220 кВ в сечении Таксимо – Мамакан. Следствием этого является также дефицит электрической мощности в Бодайбинском и Мамско-Чуйском районах в осенне-зимний период и ограничение развития промышленности (в т.ч. и золотодобывающей) в этих районах.

7. В зоне обслуживания ОГУЭП «Облкоммунэнерго» нет ПС 110 кВ, имеющих ограничение на технологическое присоединение новых электрических мощностей.

8. В зоне обслуживания ЗАО «Братская электросетевая компания» нет ПС 110 кВ, имеющих ограничение на технологическое присоединение новых электрических мощностей.

Ограничения на технологическое присоединение в энергосистеме Иркутской области возникают прежде всего из-за физического износа электросетевого оборудования и исчерпания пропускной способности. На 2012 год за пределами нормативных сроков службы находятся 46% электрических сетей и 50% оборудования подстанций (трансформаторов, автотрансформаторов) напряжением 110 кВ и выше.

Также наблюдается физический износ основного оборудования электростанций и котельных, который накладывает дополнительные ограничения в функционировании энергосистемы Иркутской области.

К центрам питания, по которым отсутствуют ограничения на технологическое присоединение энергопринимающих устройств (максимальной мощностью свыше 100 МВт для классов напряжения 110220 кВ и свыше 30 МВт для класса 35/10/6 кВ), с минимальной стоимостью технологического присоединения (в виду отсутствия необходимости реконструкции электрических сетей высокого напряжения), можно отнести: Усть-Илимский энергорайон; Братский энергорайон; Усольский энергорайон; Ангарский энергорайон;  Шелеховский энергорайон:

Глава 4.  Проблема энергодефицита в Бодайбинском районе 

Бодайбинский район Иркутской области с 2011 года отнесен к регионам с высокими рисками нарушения электроснабжения. Максимально допустимый переток в контролируемом сечении «Таксимо-Мамакан» составляет 65 МВт, располагаемая мощность Мамаканской ГЭС в зимний период составляет 10–13 МВт. Потребность района в 2014 г. составила до 20 МВт в рамках существующего дефицита.

Существующий энергодефицит в Бодайбинском районе и введение ограничения потребления до 20 МВт (без учета поданных заявок), покрывается за счет дорогой энергии ДЭС (тариф ДЭС в ~20 руб./кВтч, тариф сетей ~1,5 руб./кВтч), которые принадлежат потребителям и вырабатывают электроэнергию для собственного использования.

Развитие энергетики Бодайбинского энергорайона (внешнего электроснабжения) отстает от развития золотодобывающих предприятий. Реализация проектов расширения Вернинского ГОКа, ГОКа Высочайший,  строительства Угаханского ГОКа, разработки месторождения Чертово Корыто и других предприятий невозможна без решения проблемы энергоснабжения.

На данный момент разработан комплекс мероприятий по решению проблем энергоснабжения Бодайбинского района Иркутской области, который включает проект строительства ВЛ 220 кВ Пеледуй – Чертово Корыто – Сухой Лог – Мамакан с ПС 220 кВ Чертово Корыто и ПС 220 кВ Сухой Лог; реконструкции ПС 220кВ Мамакан; перевод второй цепи ВЛ 110 кВ Таксимо-Мамакан с отпайками с напряжения 110 на 220 кВ со строительством ПС 220кВ Дяля и Чаянгро. Необходимо отметить, что для покрытия энергодефицита в Бодайбинском энергорайоне необходимо выполнение работ не только в сетях ЗАО «Витимэнерго», но и за пределами Бодайбинского района.

Глава 5.  Оценка влияния маловодности оз. Байкал на работу энергосистемы Иркутской области

1.     Общая характеристика ситуации

Осенью 2014 г. на Байкале и водохранилищах Ангарского каскада ГЭС сложилась неблагоприятная водохозяйственная обстановка, обусловленная катастрофическим маловодьем. Приток в озеро составил около 67% от нормы. В результате, к началу октября водохранилище оказалось наполненным только наполовину, а в период с октября по январь уровень воды снизился на 43 см и по состоянию на 20 января 2015 г. составляет 456,08 метров.

По информации Минприроды России 19.02.2015 г. уровень воды в оз. Байкал достиг минимальной отметки – 456 м, установленной постановлением Правительства Российской Федерации от 26 марта 2001 года № 234 «О предельных значениях уровня воды в озере Байкал при осуществлении хозяйственной и иной деятельности». По прогнозам Гидрометцентра РФ до мая 2015 г. озеро понизится еще на 13–15 сантиметров, пока не начнется паводок, который сможет выправить положение.

В целях предупреждения чрезвычайной ситуации, связанной с уменьшением уровня воды в оз. Байкал, Правительством Российской Федерации издано постановление от 4 февраля 2015 года № 97 «О предельных значениях уровня воды в озере Байкал при осуществлении хозяйственной и иной деятельности в осенне-зимний период 2014/15 года». Данным постановлением устанавливается, что в условиях экстремально маловодного периода в бассейне озера Байкал допускается использование водных ресурсов озера в осенне-зимний период 2014/2015 года ниже установленного минимального значения уровня в объеме, обеспечивающем функционирование водозаборных сооружений объектов экономики и социальной сферы, расположенных в нижнем бьефе Иркутского гидроузла.

2.     Возможные риски снижения выработки Иркутской ГЭС в связи с маловодностью оз. Байкал.

Объем суточной выработки Иркутской ГЭС определяется среднесуточными сбросными расходами. Базовые расходы Иркутской ГЭС в зимний период установлены редакцией «Правил использования водных ресурсов водохранилищ Ангарского каскада ГЭС (Иркутского, братского и Усть-Илимского)» (далее – ПИВР), утвержденных приказом Министерства мелиорации и водного хозяйства РСФСР от 30.11.1987 и действующих по настоящее время.

В соответствии с рекомендациями Межведомственной рабочей группы по регулированию режимов работы водохранилищ Ангаро-Енисейского каскада и Северных ГЭС (протокол заседания от 26.01.2015 № 01–15) Енисейским бассейновым водным управлением установлен (письмо от 28.01.2015 № 05–258) режим работы Иркутского гидроузла со среднесуточными сбросными расходами 1300 куб. м/с со снижением до 1250 куб. м/с при установлении ледостава в нижнем бьефе. Работа Иркутской ГЭС с расходами менее 1250 куб. м/с ПИВР не предусмотрена и по данным Правительства Иркутской области и ОАО «Иркутскэнерго» влечет за собой опасность возникновения чрезвычайной ситуации в результате нарушения работы водозаборов, являющихся источниками питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения, а также водоприемных сооружений ТЭЦ-9 и ТЭЦ-10 филиалов ОАО «Иркутскэнерго» установленной мощностью 540 МВт и 1110 МВт соответственно.

В то же время, снижение выработки Иркутской ГЭС в условиях маловодности оз. Байкал не оказывает существенного влияния на надежность электроснабжения потребителей Иркутско-Черемховского энергорайона и, в частности, населения и предприятий г. Иркутска, поскольку имеются резервы по генерации на тепловых электростанциях и существенный запас по пропускной способности сети 500 кВ Братск–Иркутск.

РАЗДЕЛ 3. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ

Глава 1. Цели и задачи развития электроэнергетики Иркутской области

В настоящее время Иркутская область является энергоизбыточным регионом с большим природным энергетическим потенциалом. Основным источником генерации электроэнергии является гидроэнергетика. Кроме того, в регионе имеются большие запасы углеводородов и угля.

Несмотря на эффективную работу энергосистемы и привлекательные условия ведения бизнеса в регионе, обусловленные самой низкой стоимостью электроэнергии в стране, в дальнейшем при отсутствии соответствующих мероприятий ситуация может измениться.

Основные риски для ухудшения ситуации в энергетике региона связаны с высокой энергоемкостью секторов экономики (промышленности, жилищно-коммунальной сферы), потенциальной энергодефицитностью региона в связи с возможной реализацией крупных инвестиционных проектов (в алюминиевой промышленности, газохимической промышленности, горнометаллургическом комплексе и проч.) и другими причинами.

В то же время, несмотря на региональную энергоизбыточность, в пределах Иркутской области существуют районы, где из-за неразвитой сетевой инфраструктуры наблюдаются проблемы с энергообеспечением (например, Бодайбинский район).

Таким образом, дальнейшее развитие электроэнергетики и энергетического комплекса в целом должно быть направлено на устранение следующих проблем:

1. Наличие энергодефицитных территорий с большим потенциалом промышленного развития.

2. Угроз роста социальных рисков в связи с наличием энергодефицитных территорий с низким уровнем платежеспособного спроса.

3. Неиспользованный потенциал местной сырьевой базы.

Обладая уникальными запасами углеводородов, Иркутская область по уровню использования газа в топливно-энергетическом балансе уступает субъектам европейской части Российской Федерации, что не позволяет снизить негативное воздействие на окружающую среду существующими объектами энергетики.

Инфраструктурные ограничения не позволяют эффективно использовать экономический потенциал Иркутской области, сдерживая освоение северных территорий, богатых полезными ископаемыми.

Кроме того, имеется потенциал расширения использования других природных ресурсов: угля, возобновляемых источников энергии, древесного топлива и других. Возможности использования этих ресурсов недооценены, хотя они имеют большое значение для отдельных территорий (например, потенциал использования местных углей в Черемховском районе и проч.).

Активное проведение энергосберегающей политики позволит повысить технический уровень энергетического комплекса Иркутской области и осуществить модернизацию не только объектов электроэнергетики и топливно-энергетического комплекса в целом, но и действующих производств, а также, при сохранении комфортных условий у конечных потребителей, снизить финансовую нагрузку, связанную с энергоресурсопотреблением, на бюджеты всех уровней. Модернизация и повышение энергоэффективности экономики Иркутской области являются основными механизмами для снижения электро- и энергоемкости внутреннего валового продукта, повышения конкурентоспособности конечной продукции, выпускаемой товаропроизводителями и обеспечения доступности энергоснабжения для потребителей.

Стратегические цели развития электроэнергетики Иркутской области включают:

– обеспечение энергетической безопасности региона;

– удовлетворение потребностей экономики и населения региона в электрической энергии (мощности);

 – обеспечение надежности работы системы электроснабжения региона;

 – инновационное обновление отрасли, направленное на обеспечение высокой энергетической, экономической и экологической эффективности производства, транспорта, распределения и использования электроэнергии.

Для достижения стратегических целей развития электроэнергетики необходимо решение следующих основных задач:

– обеспечение широкого внедрения новых высокоэффективных технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии и, тем самым, построение электроэнергетики на качественно новом технологическом уровне;

– создание эффективной системы управления функционированием и развитием энергосистемы и электроэнергетики региона в целом, обеспечивающей минимизацию затрат;

– обеспечение эффективной политики органов власти в электроэнергетике;

– диверсификация ресурсной базы электроэнергетики путем расширения ниши для увеличения доли газа в производстве электроэнергии на ТЭС, расширения использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии;

– сбалансированное развитие генерирующих мощностей и электрических сетей, обеспечивающих требуемый уровень надежности электроснабжения потребителей;

– развитие малой энергетики в зоне децентрализованного энергоснабжения за счет повышения эффективности использования местных энергоресурсов, развития электросетевого хозяйства, сокращения объемов потребления завозимых светлых нефтепродуктов;

– разработка и реализация механизма сдерживания цен за счет технологического инновационного развития отрасли, снижения затрат на строительство генерирующих и сетевых мощностей, создания эффективной системы управления;

– снижение негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду на основе применения наилучших существующих и перспективных технологий.

Глава 2. Перспективные проекты социально-экономического развития

      Иркутской области  

В рассматриваемый прогнозный период до 2020 года в Иркутской области планируется реализация ряда крупных инвестиционных проектов, среди которых строительство Тайшетского алюминиевого завода (ТАЗа), развитие системы электроснабжения объектов трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан – I» (ВСТО), строительство Ленской ТЭС в г. Усть-Куте, строительство газопровода Иркутская область (Ковыкта) – Якутия (Чаяндинское месторождение) протяженностью 800 км в рамках проекта газотранспортной системы для Иркутского и Якутского центров газодобычи «Сила Сибири», разработка новых золотоносных месторождений Бодайбинского района (Вернинского ГОКа, ГОКа Высочайший, разработки месторождения «Чертово Корыто» и других), развитие объектов «Восточного полигона» Байкало-Амурской магистрали, строительство Сибирского электрометаллургического завода в г. Братске и другие проекты.

1. Тайшетский алюминиевый завод

По информации ОАО «РУСАЛ» строительство Тайшетского алюминиевого завода (ТАЗ) проектной мощностью 750 тыс. т алюминия в год и максимальной электрической нагрузкой 1440 МВт в настоящее время на территории Иркутской области приостановлено. При разработке прогнозов потребления электрической энергии и мощности сроки ввода первой очереди завода отнесены на 2018 год, а выход завода на проектную мощность выходит за рамки рассматриваемой перспективы.

В настоящее время реализовано строительство объектов внешнего электроснабжения ТАЗа в следующем объеме:

– заходы ВЛ №502 на ПС Озерная;

– ВЛ 500 кВ Тайшет – Озерная (№506);

– КВЛ 500 кВ Богучанская ГЭС – Озерная с УШР 500 кВ;

– ПС Озерная с одним автотрансформатором (АТ-3) 500/220 кВ мощностью 501 МВА, одним трансформатором (Т-2) 220/35 кВ мощностью 63 МВА, УШР мощностью 180 Мвар в ячейке ВЛ 500 кВ Ангара – Озерная. Автотрансформатор 500/220 кВ и трансформатор 220/35 кВ на текущий момент не введены в эксплуатацию.

2. Трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан»

Схема внешнего электроснабжения объектов трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан – I» (ВСТО) представляет собой схему питания 20 объектов ВСТО: НПС-1 – НПС-20, расположенных в Иркутской области, Республике Саха (Якутия), Амурской области. Нагрузки НПС относятся к первой категории по надежности электроснабжения.

На территории Иркутской области в настоящее время размещены три нефтеперекачивающих станции – НПС-1, НПС-4 и НПС-8. Их электроснабжение НПС-1 осуществляется на напряжении 35 кВ от шин 35 кВ ПС Тайшет.

В период до 2020 года (с перспективой до 2030 года), для обеспечения возможностей расширения системы ВСТО до 80 млн. т. в год и реализации схемы внешнего электроснабжения трубопроводной системы, на территории Иркутской области сооружаются следующие объекты:

- ВЛ 220 кВ Пеледуй-Рассоха №1 и №2  (достройка уч-ка ВЛ 220 кВ от ПС Талаканская  до ПС  Пеледуй) (объемы учтены в ОЭС Востока);

- ВЛ 220 кВ Тира – Надеждинская – Рассоха I и II цепь;

- ПС 220 кВ Рассоха;

- ПС 220 кВ Надеждинская;

- ВЛ 220 кВ Усть-Кут – Бобровка № 1 и № 2;

- ПС 220 кВ Бобровка;

- ВЛ 220 кВ Бобровка – Тира № 1 и № 2;

- ПС 220 кВ Тира;

- ВЛ 220 кВ Братский ПП – Табь №1 и №2;

- ПС 220 кВ Табь;

- Отпайки от ВЛ 220 кВ Братский ПП – Табь  №1 и №2 на ПС 220 кВ Чукша;

- ВЛ 220 кВ Коршуниха – НПС-5 (Ильимская)  I и II цепь;

- ПС 220 кВ НПС-5 (Ильимская).

Суммарная нагрузка НПС-1 – НПС-9 при реализации мероприятий составит около 162,2 МВт.

3. Развитие объектов «Восточного полигона» Байкало-Амурской магистрали

В связи с планируемым ростом промышленного производства в Братском, Усть-Кутском, Тайшетском районах ожидается рост грузовых и пассажирских перевозок в этих направлениях. Для обеспечения потребностей в электрической энергии для подвижных составов ОАО "РЖД" предполагается техническое перевооружение и усиление объектов электроснабжения на участке Тайшет-Таксимо (объекты "Восточного полигона" Байкало-Амурской магистрали), максимальная потребляемая мощность составит 349,5 МВт (по данным ОАО «РЖД»). Стоит отметить, что на рост железнодорожных перевозок и уровень электропотребления ОАО "РЖД" непосредственное влияние оказывает развитие промышленных производств в прилегающих районах.

4. Расширение производственных мощностей Ангарского завода полимеров

В настоящее время разрабатывается проектная документация на установки производства полиэтилена (ПЭ) и полипропилена (ПП). На сегодняшний день готовы базовые проекты для расширения мощностей, а также выбраны лицензиары для установок полиэтилена (INEOS), полипропилена (Novolen) и пиролиза (Technip). Генеральным проектировщиком выступает «Ангарскнефтехимпроект». Проектом предусмотрено увеличение выработки этилена до 350 тыс. тонн, ПЭ – до 350 тыс. тонн и ПП – до 150 тыс. тонн в год. На основании полученных технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ОАО «ИЭСК» предполагается увеличение максимальной электрической нагрузки на 96,6 МВт.

Для обеспечения схемы внешнего электроснабжения предполагается строительство электросетевых объектов:

- ГПП 110/6 кВ с двумя силовыми трансформаторами 110/6 кВ;

- шлейфовые заходы ВЛ 110 кВ;

- реконструкция ОРУ 110 кВ при необходимости.

5. Развитие г. Байкальска и особой экономической зоны

Особая экономическая зона туристско-рекреационного типа в Иркутской области (далее – ОЭЗ) создана постановлением Правительства Российской Федерации от 3 февраля 2007 года № 72 «О создании на территории Иркутского районного муниципального образования Иркутской области особой экономической зоны туристско-рекреационного типа».

Постановлением Правительства Российской Федерации от 8 сентября 2010 года № 692 «Об особой экономической зоне туристско-рекреационного типа, созданной на территории Иркутской области» площадь особой экономической зоны туристско-рекреационного типа увеличена за счет включения земельных участков, расположенных на территории муниципального образования «Слюдянский район» Иркутской области.

На территории муниципального образования «Слюдянский район» планируется развитие застройки горнолыжного курорта «Гора Соболиная», который расположен на юго-восточном побережье Байкала у подножья горного хребта Хамар-Дабан, близ города Байкальска. Для обеспечения электроснабжения ОЭЗ получены ТУ на ТП энергопринимающих устройств максимальной мощностью 15,7 МВт. Планируется сооружение новых объектов электросетевого хозяйства:

- ПС 35 кВ Предгорная;

- двухцепная ВЛ 35 кВ ГПП-1 – Предгорная.

В связи с закрытием производства Байкальского целлюлозно-бумажного комбината эксплуатация существующей ТЭЦ г. Байкальска становится  экономически неэффективной, в связи с этим необходимо строительство нового теплоисточника. В соответствии с выполненным ООО «ВЭБ Инжиниринг» Правительство Иркутской области приняло решение о строительстве электроугольной котельной. Мощность угольных водогрейных котлов составит 80 Гкал/ч, а электрокотлов – 40 Гкал/ч. Электрокотлы планируется использовать как резервные в зимний период и как основные в летний период для обеспечения потребностей горячего водоснабжения. Требуемая максимальная электрическая мощность для обеспечения бесперебойной работы электрокотлов составит 47,9 МВт, годовой объем электропотребления оценивается в 167,8 млн. кВтч.

В настоящее время разрабатывается проект  электроугольной котельной, его утверждение предполагается в конце 2015 года, ввод в эксплуатацию планируется с 2017 года. Мощность котельной предполагает перспективное развитие города и увеличение пиковых нагрузок.

Сооружение электроугольной котельной (48 МВт) потребует выполнение работ по модернизации электросетевых объектов.

6. Сибирский электрометаллургический завод

В период с 2015 по 2016 годы планируется строительство металлургического предприятия по выпуску сортового проката и стальной заготовки ЗАО «Сибирский электрометаллургический завод» в г. Братске с суммарным потреблением мощности около 90 МВт.

Для электроснабжения завода предусматривается:

– строительство ПС 220/35/10 кВ СЭМЗ с установкой одного трансформатора мощностью 100 МВА (для питания технологической нагрузки 67,5 МВт по 3-й категории надежности) и двух трансформаторов 220/10/10 кВ мощностью 40 МВА каждый для питания вспомогательного оборудования (22,5 МВт по 1-й категории надежности);

– одноцепное ответвление от вновь образованной ВЛ 220 кВ БГЭС – Заводская (№ 237);

– одноцепное ответвление от ВЛ 220 кВ БГЭС – Заводская (№ 238).

На данный момент согласно ТУ введен АТ 125 МВА на ПС Падунская.

7. Газотранспортная система для Иркутского и Якутского

центров газодобычи «Сила Сибири»

В настоящее время реализуется I этап строительства газопровода «Якутия – Хабаровск – Владивосток». В рамках II этапа запланировано строительство газопровода Иркутская область (Ковыкта) – Якутия (Чаяндинское месторождение) протяженностью 800 км. Предполагается, что маршрут трассы газопровода пройдёт вдоль трассы действующего магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан».

Электроснабжение газотранспортной системы планируется осуществить от электросетевых объектов, строительство которых предусмотрено для электроснабжения нефтепроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан». На данный момент заявка на получение ТУ на ТП отсутствует, максимальная электрическая мощность может составить 200 МВт.

8. Зашихинское редкометалльное месторождение

Производительность Зашихинского месторождения составляет 1 млн. т в год. На территориях, прилегающих к району проектирования (южная часть Нижнеудинского и Тулунского районов, Тофалария), разведаны запасы таких полезных ископаемых, как:

– уголь (Катарбейское, Ишидейское месторождения); марганец (Новониколаевское месторождение);

– свинец, цинк, олово, золото (Белозиминское месторождение, Джугоякский рудный узел);

– уран (Уватский урановорудный узел); иттрий, гадолиний, бериллий и самарий (Ярминское месторождение);

– ниобий, тантал (Зашихинское, Белозиминское, Среднезиминское, Большетаганское месторождения);

– алмазы (Тангуй-Удинская площадь).

Строительство ПС Зашихинского ГОКа и ПС 35 кВ в пос. Алыгджер (с населением 660 человек) позволит обеспечить потребителей поселка качественной электроэнергией. В перспективе возможно строительство ВЛ 10 кВ от пос. Алыгджер до пос. Нерха (с населением 220 человек по данным Всероссийской переписи населения 2010 года).

Эффективность развития электрических сетей рассматриваемых районов возможна лишь с освоением новых месторождений полезных ископаемых, так как электрификация отдаленных территорий требует значительных капиталовложений, а строительство ЛЭП для централизованного электроснабжения только небольших поселков нерентабельно с точки зрения окупаемости инвестиций. С другой стороны, развитие энергетической и транспортной инфраструктуры Тофаларии позволит реализовать невостребованный пока потенциал природных богатств, рекреационных ресурсов, экологического и спортивного туризма.

Реализация дополнительного технологического присоединения новых потребителей рассматриваемого района при подключении к сети 110 кВ и ниже возможна только после проведения реконструкции центров питания – ПС 500 кВ Тайшет и ПС 220 кВ Тулун – с увеличением их трансформаторной мощности.

9. Иркутский авиационный завод

Иркутский авиационный завод разворачивает производство пассажирских самолетов семейства МС-21 на фоне сохранения объемов выпуска военной продукции. В связи с этим планируется прирост максимальной мощности на 28,8 МВт. Для обеспечения надежного электроснабжения  в полном объеме требуется реконструкция оборудования существующих ПС 110 кВ ГПП ИАЗ и 220 Ново-Ленино, а также реконструкция ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 – Мегет с отпайками, ВЛ 110 кВ Ново-Ленино – Мегет с отпайками и ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 – Ново-Ленино с отпайками.

10. Ленская ТЭС в г. Усть-Куте

В период до 2020 года (с перспективой до 2030 г.) предполагается увеличение потребностей в электроэнергии на территории Усть-Кутского и прилегающих районах в связи с развитием ряда промышленных производств (газоразделительного и газохимического комплексов в г. Усть-Куте, золоторудных месторождений на севере области, БАМа, нефтепровода ВСТО, газопровода «Сила Сибири» и др.). В соответствии с имеющимися планами по развитию электрической сети северобайкальского участка БАМа и прилегающих энергорайонов, согласно расчетам выполненным в 2012 г. ОАО «СО ЕЭС»,  возможно строительство магистральных линий электропередачи, проходящих через Усть-Кут, которые соединят энергосистемы Дальнего Востока и Сибири, что позволит осуществлять перетоки электроэнергии на восток России. Это позволит обеспечить выдачу имеющейся электрической мощности на Усть-Илимской ГЭС.  При этом для покрытия дефицита мощности в энергорайоне с учетом роста нагрузки, по результатам расчетов ОАО «СО ЕЭС», целесообразно сооружение Ленской парогазовой ТЭС

В связи с этим для удовлетворения перспективных потребностей в электроэнергии предусмотрены следующие проекты:

– электроснабжение Усть-Кутского района от Усть-Илимской ГЭС с расширением ВЛ Усть-Илимская ГЭС – Усть-Кут на уровень напряжения 500кВ;

– строительство Ленской ТЭС на газе с сооружением необходимой электросетевой инфраструктуры.

Основные перспективные потребители электроэнергии в Усть-Кутском энергорайоне представлены в таблице 34.

Таблица 34 – Перспективные потребители электроэнергии

в Усть-Кутском энергорайоне

Объект присоединения	Сроки технологического присоединения, годы	Подтвержденная потребность мощности*, МВт
Потребители Бодайбинского энергорайона	2015–2018	137
Нефтепровод «ВСТО»	2017–2030	162,2
ОАО «РЖД»	2018–2025	349,5
Всего	2015–2030	648,7

Примечание: *по данным инвестпрограмм компаний

Согласно данному прогнозу, выполненному на основании  утвержденных инвестиционных проектов компаний,  планируется прирост максимальной мощности на уровне 649 МВт к 2030 году (потребители Бодайбинского энергорайона, строительство нефтепровода «ВСТО» и увеличение пропускной способности ОАО «РЖД»).

Наряду с указанными нагрузками Усть-Кутского энергорайона существует ряд неподтвержденных потребностей следующих объектов (622 МВт): Удоканский ГОК (368 МВт), два новых золотоносных месторождения «Чертово Корыто» и «Сухой Лог» (54–200 МВт (по оценке министерства экономического развития Иркутской области), строительство газопровода «Сила Сибири» (200 МВт).

С учетом перспективных потребностей района в электрической энергии и для обеспечения надежного теплоснабжения Усть-Кутского района, г. Усть-Кут, Правительство Иркутской области приняло решение о строительстве парогазовой электростанции в Усть-Куте. Первоначальная проектная установленная мощность станции планировалась на уровне 1068 МВт.

По проекту строительства Ленской ТЭС ОАО «Иркутскэнерго» были выполнены предпроектные работы, разработано ТЭО, проведены общественные слушания, достигнуты договоренности по поставкам газа с северных месторождений газа Иркутской области, проработаны варианты подключения к теплоснабжению г. Усть-Кута от этой ТЭС. Сроки реализации проекта будут определяться реальной готовностью потребителей и развитием сетевой инфраструктуры.

Выделенная площадка под строительство электростанции расположена в г. Усть-Куте между микрорайонами Речники и Бирюсинка. Площадь земельного участка площадки составляет 260 000 кв. м. Акт выбора земельного участка утвержден Усть-Кутским муниципальным образованием в январе 2013 г.

В проекте «Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015–2021 годы» (далее - СиПР ЕЭС России на 2015-2021 годы) проект строительства Ленской ТЭЦ представлен в разделе «Дополнительные объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2015–2021 годы». Согласно представленным данным ввод первой очереди станции мощностью 230 МВт (ПГУ-230) планируется в 2019 году. Ввод второй и третей очередей строительства ПГУ-блоками единичной мощностью по 419 МВТ предполагается в 2020 и 2021 годах соответственно. Планируется, что поставка топлива будет осуществляться ООО «Иркутская нефтяная компания» с Ярактинского и Марковского месторождений. Ежегодный объем потребления газа может составить порядка 2 млрд. куб. м.

Необходимо отметить, что ввод второго и третьего блоков может быть осуществлен только при наличии потребителей и сооружении линий электропередачи. Для выдачи электрической мощности Ленской ТЭС дополнительно потребуется строительство ВЛ 500 кВ Усть-Кут – Нижнеангарская – Таксимо – Чара с соответствующими подстанциями.

Схема выдачи мощности первого энергоблока Ленской ТЭС предусматривает выполнение минимально необходимого объема электросетевого строительства:

– строительство ПС 500 кВ Усть-Кут в объеме переключательного пункта 220 кВ;

– присоединение Ленской ТЭС к РУ 220 кВ ПС Усть-Кут по ВЛ 220 кВ.

В соответствии с утвержденной инвестиционной программой ОАО «ФСК ЕЭС» на 2015-2019 гг. (и проектом инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС» на 2016-2020 гг.) к 2017 г. запланировано завершение строительства ПС 500 кВ Усть-Кут в объеме ОРУ 500 кВ, ОРУ 220 кВ и АТ 500/220 кВ.

Данные мероприятия и ввод первого блока позволят обеспечить возросшие потребности в электроэнергии и повысить надежность электроснабжения потребителей зоны БАМа при совокупном строительстве электросетевых объектов.

В 2014 году утверждена Схема теплоснабжения г. Усть-Кута, согласно которой тепловая нагрузка города к 2020 г. составит 180 Гкал/ч. В настоящее время теплоснабжение осуществляется от 20 котельных. Планируется, что газовая Ленская ТЭС будет отапливать центральную и восточную часть города, что позволит закрыть 12 неэффективных котельных и обеспечит качественное, экономичное и надежное теплоснабжение потребителей.

В соответствии с вышеизложенным, целесообразность строительства Ленской парогазовой ТЭС обусловлена ростом перспективных нагрузок прилегающих энергорайонов.

Целесообразность расширения линии электропередачи Усть-Илимская ГЭС – Усть-Кут обусловлена необходимостью усиления сети

11. Тельмамская ГЭС

Министерством энергетики РФ Бодайбинский район Иркутской области отнесен в число энергодефицитных районов с высокими рисками прохождения максимумов энергетических нагрузок.

Один из вариантов решения проблемы энергодефицитного района – строительство Тельмамской ГЭС на реке Мамакан выше существующего водохранилища Мамаканской ГЭС. В ОАО «ЕвроСибЭнерго» подготавливается декларация о намерениях строительства Тельмамской ГЭС, при этом срок возможного ввода находится за пределами 2020 г.

Предварительные характеристики Тельмамской ГЭС: установленная мощность – 450 МВт; число агрегатов – 3; мощность 1 агрегата – 150 МВт; выработка электроэнергии – около 1,6 млрд. кВт.ч/год; расчетный напор – 120 м; расчетный расход – 3 960 м3/с.

В случае строительства Тельмамской ГЭС выработка Мамаканской ГЭС увеличится на 50% (0,15-0,18 млрд. кВтч/год). Помимо решения проблемы энергодефицитного Бодайбинского района строительство и запуск ГЭС позволит обеспечить устойчивое энергоснабжение крупных потребителей за пределами Иркутской области вдоль БАМа.

Глава 3. Прогноз потребления и спроса электроэнергии и мощности на

              5-летний период

1. Прогноз потребления и спроса электроэнергии и мощности на            5-летний период, разрабатываемый ОАО «СО ЕЭС»

На основании прогноза потребления электроэнергии и мощности, разработанного ОАО «СО ЕЭС», сформированы балансы электрической энергии и мощности на пятилетний период до 2020 г. (далее – прогноз системного оператора), представленные в таблицах 35 и 36.

Таблица 35 – Прогноз производства и потребления электроэнергии в

Иркутской области, разрабатываемый ОАО «СО ЕЭС», млн. кВтч

Показатель	Годы
	2014 факт	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Электропотребление	52820	52846	53078	53304	54233	56053	56633
Среднегодовые темпы прироста, %	–	0,05	0,4	0,4	1,7	3,4	1,0
Производство электроэнергии	55074	54238	58851	59096	59387	59659	59763
Сальдо-переток	2254	1392	5773	5792	5154	3606	3130

Примечание: указанные уровни электропотребления соответствуют данным филиала ОАО «СО ЕЭС» Иркутское РДУ

Таблица 36 – Прогноз потребления мощности в Иркутской области,

разрабатываемый ОАО «СО ЕЭС»,  МВт

Показатель	Годы
	2014 факт	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Максимум нагрузки	7670	7700	7723	7814	8058	8226	8235
Среднегодовые темпы прироста, %	–	0,39	0,30	1,18	3,12	2,08	0,11
Расчетный резерв мощности (отчетный*, далее 12%)	2492*	924	927	938	967	987	988
ИТОГО потребность	10162	8624	8650	8752	9025	9213	9223
Установленная мощность	13296	13296	13343	13381	13418	13445	13445

Примечание: указанные уровни электропотребления соответствуют данным филиала ОАО «СО ЕЭС» Иркутское РДУ

Прогнозируемый прирост спроса на электрическую энергию по энергосистеме Иркутской области (3,8 млрд. кВтч к концу прогнозного периода) будет связан с увеличением потребности в электрической энергии за счет ввода новых потребителей: Сибирского электрометаллургического завода в Братске (ЗАО «СЭМЗ»); освоения новых золоторудных месторождений в Бодайбинском районе (Вернинское, Голец Высочайший, Чертово Корыто); развития особой экономической зоны туристско-рекреационного типа (ОЭЗ ТРТ) «Ворота Байкала» на территории предгорного участка «Гора соболиная» Слюдянского района; реконструкции производства на предприятиях ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» и Ангарский завод полимеров, расширения системы ВСТО (ООО «Транснефть-Восток»), а также строительства жилых комплексов в Иркутске, Иркутском районе, а также других крупных городах области.

В таблице 37 представлен прогноз спроса на электроэнергию и мощность в энергорайонах Иркутской области на периоды 2015-2020 годы. Из таблицы видно, что значительный прирост потребления электроэнергии ожидается в Бодайбинском и Братском энергорайонах (50,7% и 15,7% соответственно), что связано с вводом новых крупных промышленных потребителей. Прирост потребляемой мощности в Бодайбинском и Братском энергорайонах составит 15,3% и 70,8% соответственно. В других энергорайонах области существенного увеличения потребления электроэнергии и мощности не прогнозируется (0,3–1,6%).

Таблица 37 – Прогноз спроса на электроэнергию и мощность в энергорайонах Иркутской области на период 2015–2020 годы

Энергорайон	Единица измерения	Годы
		2015	2016	2017	2018	2019	2020
Усть-Илимский энергорайон	млн.кВтч	4027,7	4029,7	4033,7	4061,2	4092,8	4092,8
	МВт	587	587	587	594	594	594
Братский энергорайон	млн.кВтч	20287,4	20474,9	20588,4	21191,2	22917,7	23469,9
	МВт	2961	2978	3013	3242	3410	3413
Бодайбинский энергорайон	млн.кВтч	781,1	781,1	871,2	1143,3	1177,4	1177,4
	МВт	89	89	144	152	152	152
Иркутско-Черемховский энергорайон	млн.кВтч	23339,7	23379,9	23393,9	23417,3	23440,7	23464,2
	МВт	3420	3426	3427	3427	3427	3430
Тулунско-Зиминский энргорайон	млн.кВтч	4410	4412	4417	4420	4424	4429
	МВт	643	643	643	644	644	645
Электропотребление, всего	млн.кВтч	52846,0	53078,0	53304,0	54233,0	56053,0	56633,0
Максимум нагрузки потребления (собств.)	МВт	7700	7723	7814	8058	8226	8235