Минэнерго РФ утвердило схему и программу развития электроэнергетических систем на 2024-2029 гг.

Рост потребления электрической энергии прогнозируется до 1 274,5 млрд кВтч к 2029 г.

Москва, 6 дек - ИА Neftegaz.RU. Министр энергетики Н. Шульгинов утвердил Схему и программу развития электроэнергетических систем России на 2024 - 2029 гг., разработанные Системным оператором Единой энергетической системы (СО ЕЭС).
Об этом сообщает пресс-служба Минэнерго РФ.

Схема и программа развития электроэнергетических систем России представляет собой основополагающий документ перспективного развития электроэнергетики на 6 лет.

Рост потребления электроэнергии по ЕЭС РФ

Согласно документу, рост потребления электрической энергии прогнозируется до 1 274,5 млрд кВтч к 2029 г. при среднегодовом темпе роста потребления 2,04%.
Напомним, что в 2022 г. потребление электроэнергии в единой энергосистеме России составило 1,106 трлн кВтч. (на 1,46% больше показателя 2021 г.).


Наибольшую динамику показывает ОЭС Востока, в которой прогнозируется рост с 44,46 млрд кВтч в 2022 г. до 63,40 млрд кВтч к 2029 г. при среднегодовом темпе роста потребления 5,20%.
Ранее в Минэнерго подчеркнули, что ситуация с энергоснабжением дальневосточного региона находится на особом контроле.
5 декабря 2023 г. Н. Шульгинов провел заседание правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения потребителей в Хабаровском и Приморском краях.
В текущем отопительном сезоне потребление электроэнергии ДФО ожидается выше аналогичного периода прошлого года на 4,7%.
В преддверии повышения зимних нагрузок на энергосистему компаниям ДГК и СГК было поручено обеспечить ввод в работу из плановых и аварийных ремонтов генерирующего оборудования.


Спрос на мощность планируется к увеличению на 24,5 ГВт (относительно 2022 г.) и составит 183,4 ГВт при среднегодовом темпе роста максимума потребления мощности 2,07%.

Эксплуатация генерирующего оборудования

За период до 2029 г. прогнозируется ввод в эксплуатацию генерирующего оборудования общим объёмом 15 734,3 МВт, в том числе:

• на атомных электростанциях (АЭС) - 2 700 МВт,
• тепловых электростанция (ТЭС) - 6 960 МВт, из них:
• 5 448 МВт на газе,
• 1 015 МВт на угле,
• 497 МВт на прочих видах топлива,
• на гидроэлектростанциях (ГЭС) и гидроаккумулирующих электростанциях (ГАЭС) - 1098 МВт,
• на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ) - 4976,3 МВт.

При этом вывод из эксплуатации в указанный период составит порядка 5 080,5МВт.

В Схеме и программе развития электроэнергетических систем России определены 3 территории технологически необходимой генерации, в которых к 2029 г. прогнозируется возникновение дефицита мощности:

• в Юго-Западной части ОЭС Сибири в размере не менее 1225 МВт,
• ОЭС Востока - не менее 1348 МВт с возможностью увеличения до 1935 МВт,
• в Юго-Западной части ОЭС Юга - не менее 857 МВт с возможностью увеличения до 1286 МВт.

В министерстве пояснили, что определение технически обоснованной величины дефицита является обязательным условием для последующего проведения конкурентных отборов мощности новых генерирующих объектов.

Интеграция ОЭС Востока и ОЭС Сибири

Подтверждены планы по объединению на параллельную синхронную работу ОЭС Сибири и ОЭС Востока к 2029 г., а также по организации дополнительных межсистемных связей между ОЭС Сибири и ОЭС Урала к 2028 г.


По данным СО ЕЭС:

• межсистемная электропередача 220 кВ Чита - Сковородино, питающая тяговые подстанции Забайкальской железной дороги, является единственной электрической связью между ОЭС Сибири и ОЭС Востока;
• при этом:
• ее пропускной способности недостаточно для обеспечения длительной устойчивой параллельной синхронной работы 2^х энергосистем,
• поэтому она постоянно находится в разомкнутом состоянии с точкой деления сети на одной из подстанций;
• технические мероприятия, проведенные СО, Россетями и РЖД за последние несколько лет, позволили осуществлять кратковременную синхронную работу энергосистем Сибири и Востока на время переноса точки деления:
• это позволяет обходиться без обесточения тяговых подстанций и прекращения движения электропоездов,
• метод переноса точки деления сети с кратковременным включением на параллельную работу первой и второй синхронных зон ЕЭС России был успешно апробирован 3 ноября 2022 г. на натурных испытаниях.

Балансовая надежность

В ведомстве также отмечают, что впервые были проведены масштабные расчёты по определению уровня балансовой надёжности (БН) по 110 группам зон надёжности ЕЭС России.
Так, в 87 зонах надёжности уровень БН прогнозируется выше установленного Минэнерго нормативного уровня.
Ниже нормативного значения прогнозируется в 23 зонах надёжности, в том числе:

• в Забайкальском крае;
• Иркутской области;
• Республике Бурятия;
• Краснодарском крае;
• Республике Крым.

Этот факт, в свою очередь, подтверждает существование территории технологическинеобходимой генерации.