УКАЗ Губернатора Иркутской области от 23.07.2015 № 179-уг

Примечание: уровни электропотребления по отраслям соответствуют данным промышленных предприятий, энергосбытовых компаний.

На конец прогнозного периода увеличивается электропотребление в промышленности, коммунальном секторе и прочих отраслях экономики. На начало 2015 г. утверждено более 140 технических условий на технологическое  присоединение потребителей к электрической сети на общую сумму более 3170 млн. руб. со сроками подключения 2015-2019 гг.

Глава 4. Направления развития генерирующей мощности

      электростанций Иркутской области

     1. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Иркутской области мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период

В таблице 42 представлен основной перечень мероприятий по реконструкции и модернизации существующих электростанций Иркутской области на период до 2020 г., соответствующий проекту СиПР ЕЭС России на 2015-2017 годы. Предполагается модернизация 4-х агрегатов Усть-Илимской ГЭС с суммарным увеличение мощности 40 МВт и модернизация 4-х агрегатов Иркутской ГЭС с суммарным увеличением мощности 108,8 МВт. Всего прирост мощности составит 148,8 МВт.

Таблица 42 – Основной перечень мероприятий по реконструкции и модернизации существующих электростанций Иркутской области на период

до 2020 г. (соответствует прогнозу системного оператора)

№	Наименование объекта	Компания	Оборудование	Вид топлива	Уст. мощность до мероприятия, МВт	Уст. мощность после мероприятия, МВт	Изменение уст. мощности, МВт	Срок выполнения мероприятия, год* (дд.мм.гг.)**
1	Усть-Илимская ГЭС	ОАО «Иркутскэнерго»	ГА РО-100/810-ВМ-550 ст. №4	–	240	250	10	2016 (01.04.2016)
2	Усть-Илимская ГЭС	ОАО «Иркутскэнерго»	ГА РО-100/810-ВМ-550 ст. №10	–	240	250	10	2016 (01.10.2016)
3	Усть-Илимская ГЭС	ОАО «Иркутскэнерго»	ГА РО-100/810-ВМ-550 ст. №12	–	240	250	10	2017 (01.10.2017)
4	Усть-Илимская ГЭС	ОАО «Иркутскэнерго»	ГА РО-100/810-ВМ-550 ст. №2	–	240	250	10	2018 (01.10.2018)
5	Иркутская ГЭС	ОАО «Иркутскэнерго»	ГА ПЛ-577-ВБ-720 ст. №4	–	82,8	110	27,2	2016
6	Иркутская ГЭС	ОАО «Иркутскэнерго»	ГА ПЛ-577-ВБ-720 ст. №7	–	82,8	110	27,2	2017 (01.07.2018)
7	Иркутская ГЭС	ОАО «Иркутскэнерго»	ГА ПЛ-577-ВБ-720 ст. №8	–	82,8	110	27,2	2018 (01.07.2019)
8	Иркутская ГЭС	ОАО «Иркутскэнерго»	ГА ПЛ-577-ВБ-720 ст. №2	–	82,8	110	27,2	2019 (01.07.2020)
Всего по мероприятиям							148,8	–

Примечание: * по данным проекта СиПР ЕЭС России на 2015-2021 годы; ** по данным ОАО «Иркутскэнерго»

Все перечисленные проекты требуют создания необходимых условий для окупаемости, которые могут не состояться на горизонте СИПР

В проекте СиПР ЕЭС России на 2015-2021 годы отражены дополнительные вводы, модернизация и перемаркировка генерирующих мощностей электростанций. Кроме того, компания ОАО «Иркутскэнерго» предоставила информацию о перспективном развитии мощностей. Эти данные приведены в таблице 43.

Таблица 43 – Дополнительные вводы/выводы генерирующих мощностей в энергосистеме Иркутской области на период до 2020 года

Электростанция	Источник прогноза	Мероприятие	Годы
			2015	2016	2017	2018	2019	2020
Ново-Зиминская ТЭЦ	«СиПР ЕЭС»	Расш.						160
	ОАО «Иркутскэнерго»	Расш.						160
Ленская ТЭС	«СиПР ЕЭС»	Нов. стр.					230	419
	ОАО «Иркутскэнерго»	Нов. стр.					230	-
Ново-Иркутская ТЭЦ	«СиПР ЕЭС»	Модерн.			20	20
	ОАО «Иркутскэнерго»	Мод.			20			40
Иркутская ТЭЦ-11*	«СиПР ЕЭС»	Перемарк.	55,7
	ОАО «Иркутскэнерго»
ТЭЦ-1	«СиПР ЕЭС»
	ОАО «Иркутскэнерго»	Вывод			-114
Прирост (+), убыль (-) эл. мощности	«СиПР ЕЭС»		55,7		20	20	230	619
	ОАО «Иркутскэнерго»				-92		230	200
Уст. мощность Иркутской энергосистемы	«СиПР ЕЭС»		13352	13343	13401	13438	13675	14064
	ОАО «Иркутскэнерго»		13296	13343	13289	13418	13675	13645

Примечание: * по информации собственника мероприятие не планируется

Реализация мероприятий, отраженных в таблице 43, возможна только при наличии потребностей в электроэнергии с учетом окупаемости проектов.

В таблице 44 дана более подробная информация по дополнительным мероприятиям ввода, модернизации и демонтажу генерирующих мощностей в Иркутской области на период до 2020 г.

Всего суммарный ввод электрических мощностей составит 390 МВт: ввод первого ПГУ блока на Ленской ТЭС мощностью 230 МВт и установка турбоагрегата К-160-130 на Ново-Зиминской ТЭЦ.

Таблица 44 – Дополнительные мероприятия по вводу, модернизации и демонтажу генерирующих мощностей в Иркутской области на период до 2020 г.

№

Наименование объекта, место расположения

Компания

Оборудование

Вид топлива

Вводимая мощность

Срок ввода (дд.мм.гг)

Обоснование ввода мощности

Ввод нового оборудования

Электрические мощности, МВт

1

Ленская ТЭС (Блок 1), г. Усть-Кут

ОАО «Иркутскэнерго»

Парогазовая установка*

Газ

230

01.01. 2019

Снижение энергодефицита в северных районах Иркутской области с учетом роста нагрузок за счет ввода новых предприятий, модернизация системы теплоснабжения г. Усть-Кута

2

Ново-Зиминская ТЭЦ, г. Саянск

ОАО «Иркутскэнерго»

ТА К-160-130 ст. №4

Уголь

160

01.01. 2020

Увеличение электрических нагрузок Иркутско-Черемховского энергоузла

Модернизация существующих электростанций

№

Наименование объекта

Компания

Оборудование

Вид топлива

Уст. мощность до мероприятия, МВт

Уст. мощность после мероприятия, МВт

Изменение уст. мощности, МВт

Срок выполнения, дд.мм.гг

1

Ново-Иркутская ТЭЦ

ОАО «Иркутскэнерго»

Перевод ТА Т-175-130 ст. №3 в Т-195-130

Уголь

175

195

20

01.10. 2020

2

Ново-Иркутская ТЭЦ

ОАО «Иркутскэнерго»

Перевод ТА Т-175-130 ст. №4 в Т-195

Уголь

175

195

20

01.10. 2020

Демонтаж оборудования (частичный вывод из эксплуатации)

1

Участок № 1 ТЭЦ-9

ОАО «Иркутскэнерго»

ТА ст. № 5, 1, 7, 10, 12

Уголь

114

0

-114

2018

Примечание: *тип установки определится по результатам предпроектных проработок.

Все перечисленные проекты требуют создания необходимых условий для окупаемости, которые могут не состояться на горизонте СИПР.

Планируется организация теплоснабжения восточной и центральной частей г. Усть-Кута от Ленской ТЭС, что позволит закрыть 12 низкоэффективных котельных, повысит эффективность работы самой станции и обеспечит качественное, экономичное и надежное теплоснабжение потребителей.

Согласно данным ОАО «Иркутскэнерго» по проекту строительства Ленской ТЭС на данный момент выполнено ТЭО, получены ТУ на технологические присоединения, согласованы условия поставки газа, получен акт выбора земельного участка.

Мероприятия по вводу нового турбоагрегата К-160-130 на Ново-Зиминской ТЭЦ к 2020 г. и переводу двух теплофикационных агрегатов Т-175 в Т-195 Ново-Иркутской ТЭЦ с суммарным увеличением мощности на 40 МВт к 2020 г. обусловлены перспективным увеличением электрических нагрузок Иркутско-Черемховского узла как за счет развития промышленного сектора, так и за счет роста электропотребления в коммунально-бытовой сфере крупных городов, сосредоточенных в прилегающих энергорайонах.    

Вывод теплофикационных турбоагрегатов на участке №1 ТЭЦ-9 ОАО «Иркутскэнерго» (таблица 44) ожидается с 2018 г. на основании Приказа Министерства энергетики РФ от 09.09.2013 № 539/4, Приказа Министерства энергетики РФ от 17.09.2014 № 618, Письма Администрации г. Ангарска Иркутской области от 21.08.2014 № 2/13-2511-А. Обоснованием этого проекта являются изношенность оборудования и его низкая технико-экономическая эффективность.

ОАО «Иркутскэнерго» разработан проект по передачи тепловой нагрузки от ТЭЦ-1 (участок №1 ТЭЦ-9) на ТЭЦ-9. В ходе его реализации будет выведено 114 МВт мощности, которая на текущий момент не прошла конкурсный отбор мощностей (КОМ) и имеет статус «вынужденной». Решение о демонтаже электростанции планируется принять после выхода нормативных актов Минэнерго РФ о механизмах вывода вынужденной генерации с рынка мощности, согласования сохранения эффектов по проекту в тарифах на тепловую энергию до срока окупаемости проекта.

Следует отметить, что все перечисленные проекты, как по вводу новых мощностей, так и по модернизации существующих, требуют создания необходимых условий для окупаемости, которые могут не состояться на горизонте планирования настоящей Схемы и программы развития электроэнергетики Иркутской области (СиПР).

2. Прогноз роста генерирующих мощностей Иркутской области на основе возобновляемых источников энергии и местных видов топлива

В настоящее время на территории Иркутской области в п. Онгурен  функционирует   ветро-солнечная электростанция. Мощность первой очереди электростанции составляет 50 кВт. Расчетная мощность всей установки составляет 100 кВт, она  покрывает потребность в электроэнергии поселка. Особенность данной электростанции в том, что она может работать совместно с автоматической ДЭС, которая запускается в случае, когда недостаточно энергии ветра и солнца. За весь период функционирования электростанцией выработано 338653,5 кВтч электроэнергии, из которой объем «возобновляемой» части составил 149036,5 кВтч (44%).

На основе анализа показателей потенциала возобновляемых природных энергоресурсов и обоснования экономической эффективности их использования на цели энергоснабжения определены основные проекты сооружения возобновляемых энергоисточников на территории области. Приоритетными возобновляемыми источниками энергии для условий Иркутской области являются сооружение малых гидроэлектростанций (МГЭС) различных типов в зависимости от рельефа местности и уклона русел рассматриваемых рек. Однако в каждом случае необходимо предварительное технико-экономическое обоснование целесообразности сооружения МГЭС в сравнении с альтернативными вариантами энергоснабжения потребителей.

Территория Иркутской области обладает незначительным ветроэнергетическим потенциалом и относится к числу неперспективных для широкого его применения. На большей части территории среднегодовые скорости ветра на высоте флюгера гидрометеостанций (10-12 м) на превышают 1-2 м/с. Исходя из показателей ветроэнергетического потенциала, предпосылки его использования на цели энергоснабжения имеются только в Ольхонском районе (наилучшие показатели наблюдаются в п. Онгурен, где среднегодовые скорости ветра составляют около 6 м/с.). Это практически единственное место на территории области, где экономически оправдано использование ветропотенциала на цели энергетики.

Относительно высокая плотность солнечного излучения на южной территории области создает предпосылки для возможного использования солнечной энергии. Наилучшим потенциалом солнечного излучения на территории области обладает котловина оз. Байкал, в частности, о.Ольхон, где возможно сооружение систем солнечного теплоснабжения для обеспечения горячим водоснабжением потребителей в летний период. Использование солнечного излучения на цели как тепло-, так и электроснабжения потребителей не является экономически целесообразным в силу капиталоемкости солнечных коллекторов и фотоэлектрических преобразователей. В связи с чем эти проекты носят сугубо социальный характер.

Основные технико-экономические показатели перспективных проектов сооружения МГЭС на территории Иркутской области, по которым уже имеются предпроектные проработки, представлены в таблице 45.

Таблица 45 – Технико-экономические показатели перспективных проектов МГЭС на территории Иркутской области

Район	Населенный пункт	Тип возобновляемого источника энергии	Суммарная мощность, кВт	Объем замещаемого топлива		Стоимость  вытесненного топлива*, млн. руб.	Суммарные инвестиции*, млн. руб.	Срок окупаемости*, лет
				т у.т.	т
Казачинско-Ленский	с. Карам, р. Киренга	Мини ГЭС руслового типа	800	700	483	15,5	157	10,1
Усть-Кутский	с. Боярск, приток р. Лена	мини-ГЭС деривационного типа	66	55	38	1,2	6,6	5,4
	с. Орлинга, приток р. Лена		100	81	58	1,9	9,5	5,1
Тофалария	с. Алыгджер	мини-ГЭС деривационного типа	100	88	61	2,0	9,5	4,9
	с. Верхняя Гутара		130	120	82	2,6	11,7	4,5