Постановление Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 26.04.2017 № 48-ПГ

Поселок Тазовский – районный центр Тазовского района ЯНАО, расположен в 200 километрах севернее Полярного круга. Площадь территории составляет 41,33 кв км. Расстояние до окружного центра г. Салехарда, водным путём – 986 км, воздушным – 552 км, до областного центра, г. Тюмени, водным путём – 2755 км, воздушным – 1341 км. По данным на 01 января 2016 года численность населения поселка составляет 7 518 человек. Поселок Тазовский является центром промышленного освоения Заполярья, в котором осуществляют свою деятельность такие предприятия нефтегазового комплекса, как «Газпром добыча Ямбург» и «Лукойл – Западная Сибирь».

4.7.1.6. МО Ямальский район (села Новый Порт, Мыс Каменный).

Село Новый Порт расположено на побережье Обской губы (в бухте Новый Порт). Село является административным центром и единственным населённым пунктом МО Сельское поселение село Новый Порт. Численность населения села Новый Порт на 01 января 2016 года составила 1 745 человек.

Село Мыс Каменный расположено на западе Обской губы полуострова Ямал, вдоль Каменной косы. Село является административным центром Мыс-Каменского сельского поселения. Численность населения села Мыс Каменный составляет порядка 1500 человек. В селе расположен нефтеналивной терминал «Ворота Арктики» ПАО «Газпромнефть».

На схеме 40 приведена карта ЯНАО с географическим расположением рассматриваемых удаленных населенных пунктов.

Схема 40. Расположение рассматриваемых удаленных населенных пунктов на карте ЯНАО

4.7.2. Разработка предложений по присоединению удаленных населенных пунктов к ЕЭС России.

В рамках разработки предложений по присоединению удаленных населенных пунктов рассмотрены следующие варианты схемы электроснабжения:

1) сетевой вариант, предусматривающий выполнение схемы электроснабжения удаленных населенных пунктов посредством электросетевого строительства новых ЛЭП и ПС от объектов ЭЭС ЯНАО;

2) генерирующий вариант, предусматривающий выполнение схемы электроснабжения от электростанций, расположенных на территории удаленных населенных пунктов и использующих как традиционные виды топлива, так и работающие на возобновляемых источниках энергии.

4.7.2.1. Вариант 1. Сетевой вариант присоединения удаленных населенных пунктов.

При разработке сетевого варианта присоединения удаленных населенных пунктов следует отметить, что во всех населенных пунктах существуют собственные источники автономного электроснабжения. Категория надежности электроснабжения потребителей удаленных населенных пунктов не выше II-й, в связи с чем присоединение возможно путем строительства одноцепных ЛЭП 35 кВ и выше. При этом для некоторых из удаленных населенных пунктов рассматривается подключение посредством строительства двухцепных ЛЭП и двух трансформаторных ПС 35 кВ и выше, в том числе:

- город Лабытнанги (с учетом существующей нагрузки потребителей и возможности подключения к данному центру питания населенных пунктов с. Харп, с. Белоярск, с. Новый Порт, с. Мыс Каменный);

- с. Харп (с учетом существующей нагрузки потребителей и наличия промышленных предприятий, а также незначительной удаленности от г. Лабытнанги).

4.7.2.2. Вариант 2. Генерирующий вариант.

При разработке генерирующего варианта схемы электроснабжения удаленных населенных пунктов рассмотрены мероприятия по строительству новых источников генерации на базе возобновляемых источников энергии (далее – ВИЭ). Учитывая, что территория ЯНАО характеризуется высоким ветропотенциалом и является благоприятной зоной для развития ветроэнергетики, в качестве источников генерации рассматривается использование современных ветряных электростанций (далее – ВЭС).

Учитывая, что режим работы ВЭС не предусматривает полное покрытие потребности потребителей в электрической энергии, то в качестве резервного (дополнительного) источника электроснабжения в рассматриваемых удаленных населенных пунктах предусматривается использование существующих электростанций, работающих на традиционных видах топлива.

Следует отметить, что фактический ветропотенциал площадок расположения предполагаемых ВЭС должен быть определен посредством натурных испытаний. При этом в настоящем разделе рассмотрены два варианта покрытия потребности в электрической энергии потребителей удаленных населенных пунктов с использованием ВЭС и существующих электростанций:

- 25% ВЭС/75% существующие электростанции;

- 75% ВЭС/25% существующие электростанции.

Для обоих вариантов принята единая установленная мощность ВЭС для каждого удаленного населенного пункта, обеспечивающая выработку электрической энергии в объеме 75% отпуска электроэнергии в сеть.

Вариант выработки ветроэлектростанциями 25% от полезного отпуска рассматривает ситуацию неполного использования установленной мощности ВЭС по причине непостоянства погодных условий и приведен с целью выполнения технико-экономического сравнения варианта работы ВЭС с недоиспользованием установленной мощности.

В соответствии с утвержденными инвестиционными программами АО «Ямалкоммунэнерго» в населенных пунктах ЯНАО, не присоединенных к ЕЭС России, планируется строительство следующих электростанций мощностью не менее 5 МВт:

- ГПА–ТЭЦ № 1 пос. Тазовский (12 МВт), 2017 г. – 8х1,5 МВт, топливо – природный газ,

- ГПА–ТЭЦ с. Красноселькуп (10,5 МВт), 2017 г. – 2х1,5 МВт, 2018 г. – 5х1,5 МВт, топливо – природный газ;

- ДЭС с. Яр-Сале (7,2 МВт), 2017 г. – 2х1,8 МВт, 2019 г. – 2х1,8 МВт, топливо – дизельное топливо.

4.7.3. Технико-экономическое сравнение разработанных вариантов схем электроснабжения удаленных населенных пунктов.

Технико-экономическое сравнение вариантов схем электроснабжения удаленных населенных пунктов ЯНАО выполнено в соответствии с:

- методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов (Москва, Экономика, 2000 год), утвержденными Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике от 21.06.1999 № ВК 477;

- методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем (СО 153-34.20.118-2003), утвержденными приказом Министерства энергетики РФ от 30.06.2003 № 281.

Технико-экономическое сравнение вариантов выполнено с использованием затратного подхода, являющегося эффективным инструментом для предварительного сравнения и ранжирования альтернативных проектов на основе суммарных дисконтированных затрат при выполнении условий энергетической и экономической сопоставимости.

При таком подходе проект, который требует меньших суммарных дисконтированных затрат, является наиболее эффективным для всех субъектов энергосистемы.

В работе рассмотрены три альтернативных варианта электроснабжения удаленных населенных пунктов:

- существующий вариант электроснабжения от автономных источников генерации (Базовый вариант);

- вариант электроснабжения от ЕЭС России с сохранением в резерве автономных источников генерации (Вариант 1);

- вариант электроснабжения от новых ВЭС и существующих автономных источников генерации (Вариант 2).

Рассматриваемые варианты электроснабжения удаленных населенных пунктов обеспечивают покрытие перспективных электрических нагрузок и нормативный уровень надежности.

При сравнении вариантов рассматривался следующий состав затрат по вариантам:

- Базовый вариант:

- суммарные затраты на электроэнергию, включающие в себя затраты на выработку, передачу и сбыт электроэнергии.

- Вариант 1 (Сетевой):

- капитальные вложения в электросетевое строительство для обеспечения присоединения удаленных населенных пунктов к ЕЭС;

- затраты по ремонту и обслуживанию новых элементов электрической сети;

- затраты на покупку электроэнергии из ЕЭС, включающие в себя затраты на покупку электроэнергии населением и прочими потребителями, а также затраты на покупку электроэнергии для компенсации ее потерь в локальной сети по ценам и тарифам у гарантирующего поставщика – АО «Тюменская энергосбытовая компания» (далее – ГП).

- Вариант 2 (Генерирующий):

- капитальные вложения в строительство ВЭС;

- эксплуатационные расходы ВЭС;

- затраты на электроэнергию, отпускаемую от автономных источников генерации.

4.7.4. Выводы по разделу 4.7.

По результатам технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения удаленных населенных пунктов ЯНАО можно сделать следующие выводы:

1) наиболее экономичным вариантом для всех населенных пунктов является вариант электроснабжения от новых ВЭС (75% от полезного отпуска электроэнергии) и существующих автономных источников генерации;

2) для всех населенных пунктов, кроме МО города Лабытнанги, с. Аксарка, с. Газ-Сале и пос. Тазовский, вариант электроснабжения от новых ВЭС и существующих автономных источников генерации экономичней существующей схемы электроснабжения и варианта присоединения к ЕЭС даже при доле ВЭС в полезном отпуске электроэнергии, равной 25%;

3) высокие существующие тарифы на электроэнергию в удаленных населенных пунктах – от 6,65 руб. без НДС/кВт·ч до 30,92 руб. без НДС/кВт*ч и низкая себестоимость выработки электроэнергии ВЭС позволяют окупить строительство дорогостоящих ветроэлектростанций;

4) вариант присоединения населенных пунктов к ЕЭС экономичнее существующей схемы электроснабжения для МО города Лабытнанги и с. Ныда. Для комплекса – с. Аксарка и с. Харсаим – эти варианты равноэкономичны. Затраты на покупку электроэнергии от существующих автономных источников в этих населенных пунктах выше, чем покупка электроэнергии из ЕЭС, строительство и эксплуатация необходимых для присоединения к ЕЭС электросетевых объектов.

Вариант присоединения к ЕЭС для остальных населенных пунктов с точки зрения всех субъектов энергосистемы неэффективен, так как требует значительного строительства и, соответственно, капитальных вложений при малых присоединяемых нагрузках.

По результатам технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения удаленных населенных пунктов ЯНАО можно считать целесообразным:

1) разработку проектов ВЭС с определением ветропотенциала и величины выработки электроэнергии такими электростанциями, а также с оценкой их коммерческой эффективности;

2) разработку проектов по присоединению к ЕЭС МО города Лабытнанги, с. Ныда, и комплекса – с. Аксарка и с. Харсаим – в случае отсутствия коммерческой эффективности ВЭС.

6                        Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО на 2018 – 2022 годы, является неотъемлемой частью программы развития электроэнергетики и разработана с учетом результатов расчетов электроэнергетических режимов.

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО представлена в виде карты-схемы, на которую нанесены:

- действующие по состоянию на 01 января 2017 года электрические станции мощностью более 5 МВт;

- действующие по состоянию на 01 января 2017 года электрические сети 110 кВ и выше;

- электрические станции, электрические сети 110 кВ и выше, ввод которых запланирован в период до 2018 года, с выделением соответствующими условными обозначениями;

- электрические станции, электрические сети 110 кВ и выше, ввод которых запланирован в 2018 – 2022 годах, с выделением соответствующими условными обозначениями.

 В соответствии с Законом ЯНАО от 06 октября 2006 года № 42-ЗАО «Об административно-территориальном устройстве Ямало-Ненецкого автономного округа» (принят Государственной Думой  ЯНАО                        20 сентября 2006 года) в ред. от 06 декабря 2012 года.

Данные на 01 января 2017 года в органах государственной статистики отсутствуют.

Данные за 2016 год в органах государственной статистики отсутствуют.

Расчеты за 2015, 2016 годы не приведены ввиду отсутствия статистической информации.

 За исключением электросетевых объектов 110 кВ крупных промышленных предприятий, работающих изолировано.

В соответствии с информацией, представленой ООО «Газпром добыча Ямбург» (письмо от 27.01.2017 № 2-06/1428), предусматривается дополнительная замена генерирующего оборудования, не предусмотренная проектом СиПР ЕЭС.

В соответствии с информацией, представленой ООО «Газпром добыча Ямбург» (письмо от 27.01.2017 № 2-06/1428), ввод/демонтаж генерирующего оборудования предусматривается в 2022 году.

При выполнении анализа результатов расчетов электроэнергетических режимов  в случае необходимости выполнения схемно-режимных мероприятий в послеаварийных схемах время реализации мероприятий принято в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277. Согласно указанному документу продолжительность нормализации послеаварийного режима составляет 20 минут.

При выполнении анализа результатов расчетов электроэнергетических режимов в случае необходимости выполнения схемно-режимных мероприятий в послеаварийных схемах время реализации мероприятий принято в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277. Согласно указанному документу продолжительность нормализации послеаварийного режима составляет 20 минут.

Мероприятие по присоединению энергопринимающих устройств г. Лабытнанги к ЭЭС ЯНАО принято на основании планов органов исполнительной власти ЯНАО. При этом в отдельной работе по инициативе органов исполнительной власти ЯНАО должно быть выполнено определение наиболее целесообразного варианта схемы электроснабжения г. Лабытнанги на основании технико-экономического сравнения различных вариантов схемы электроснабжения, в том числе исходя из планов муниципального образования г. Лабытнанги и генерирующих компаний в части модернизации и/или вывода из работы существующих объектов генерации. В настоящей работе срок реализации мероприятия по присоединению энергопринимающих устройств г. Лабытнанги к ЭЭС ЯНАО принят 2022 год. Актуальный срок реализации может быть скорректирован в соответствии с решением о сроке ввода моста через р. Обь в г. Салехард (сооружение перехода планируется выполнить по вновь сооружаемому мосту).

Окончательные параметры новой ПС 220 кВ, в том числе необходимость и количество ячеек 110 кВ, должны быть опеределены перед началом реализации.

Оценка финансовых последствий для участника, реализующего инвестиционный проект.