Схема и программа развития электроэнергетики Камчатского края на 2022–2026 годы - часть 12

178 

 

 

Таблица 11.2 –

 

Структура суммарной потребности ТЭС и котельных Камчатского 

края в топливе для базового (умеренного) уровня электропотребления, тыс. т у.т.

 

Данные

 

Годы

 

2021 

2022 

2023 

2024 

2025 

2026 

Потребность в топливе 

- 

ВСЕГО

 

890,83 

898,71 

915,37 

932,91 

948,85 

968,18 

из них:  газ

 

366,98 

394,251 

420,663 

491,633 

499,803 

538,84 

нефтетопливо

 

361,55 

341,11 

329,95 

276,2 

283,65 

262,79 

уголь

 

151,78 

152,85 

154,23 

154,53 

154,84 

155,98 

древесина

 

10,52 

10,52 

10,53 

10,54 

10,55 

10,55 

Потребность в топливе,

 % 

  

  

  

  

  

  

из них:  газ

 

41,2 

43,9 

46,0 

52,7 

52,7 

55,7 

нефтетопливо

 

40,6 

38,0 

36,0 

29,6 

29,9 

27,1 

уголь

 

17,0 

17,0 

16,8 

16,6 

16,3 

16,1 

древесина

 

1,2 

1,2 

1,2 

1,1 

1,1 

1,1 

 

Таблица  11.3  –

 

Потребность  ТЭС  Камчатского  края  в  органическом  топливе  для 

оптимистичного уровня электропотребления, тыс. т у.т.

 

Данные

 

Годы

 

2021 

2022 

2023 

2024 

2025 

2026 

Расход топлива на ТЭЦ

 

503,96 

534,65 

561,43 

584,15 

605,44 

634,47 

в т.ч.   газ

 

330,17 

371,64 

396,95 

456,89 

466,28 

503,051 

нефтетопливо

 

173,79 

163,01 

164,47 

127,26 

139,16 

131,41 

Расход топлива на ДЭС и 
ГДЭС

 

60,49 

61,18 

63,43 

64,36 

64,73 

66,88 

в т.ч.   газ

 

4,91 

4,421 

4,803 

4,803 

4,803 

4,98 

нефтетопливо

 

55,58 

56,76 

58,63 

59,55 

59,92 

61,89 

Расход топлива на 
котельных

 

326,38 

327,96 

331,62 

331,97 

332,89 

335,11 

в т.ч.   газ

 

31,90 

32,27 

32,87 

32,89 

33,01 

33,28 

нефтетопливо

 

132,18 

132,33 

134,00 

134,01 

134,49 

135,29 

уголь

 

151,78 

152,85 

154,23 

154,53 

154,84 

155,98 

древесина

 

10,52 

10,52 

10,53 

10,54 

10,55 

10,55 

 

При  дефиците  природного  газа  покрытие  потребности  в  топливе  будет 

осуществляться  за  счет  мазута,  который  является  резервным  топливом  для  ТЭЦ 
Камчатского  края.  В  оптимистичном  варианте  потребность  тепловых 
электростанций в газе на уровне 202

6 

года составит 

541,31 

млн

 

тут, в нефтетопливе

 

–

 328,59 

млн

 

т

 

у

.

т. Топливный баланс котельных оставлен без изменений.

 

 

 

179 

 

 

Таблица 11.4 –

 

Структура суммарной потребности ТЭС и котельных Камчатского 

края в топливе для оптимистичного уровня электропотребления, тыс. т у.т.

 

Данные

 

Годы

 

2021 

2022 

2023 

2024 

2025 

2026 

Потребность в топливе 

- 

ВСЕГО

 

887,82 

923,79 

956,48 

980,48 

1003,06 

1036,46 

из них:  газ

 

388,34 

408,33 

434,62 

494,59 

504,09 

541,311 

нефтетопливо

 

337,18 

352,10 

357,10 

320,83 

333,58 

328,59 

уголь

 

151,78 

152,85 

154,23 

154,53 

154,84 

155,98 

древесина

 

10,52 

10,52 

10,53 

10,54 

10,55 

10,55 

Потребность в топливе,

 % 

 

 

 

 

 

 

из них:  газ

 

43,74 

44,20 

45,44 

50,44 

50,26 

52,23 

нефтетопливо

 

37,98 

38,11 

37,33 

32,72 

33,26 

31,70 

уголь

 

17,10 

16,55 

16,12 

15,76 

15,44 

15,05 

древесина

 

1,18 

1,14 

1,10 

1,07 

1,05 

1,02 

 

Более подробная информация о потребности в топливе на рассматриваемый 

перспективный  период  по  электростанциям  и  котельным  Камчатского  края 
приведена в приложении 

2

. 

 

 

180 

 

 

12.

 

Развитие генерирующих мощностей Центрального энергоузла энергосистемы 

Камчатского края до 202

6 

года

 

и на перспективу

 

 

В  части  развития  генерирующих  мощностей  Центрального  энергоузла 

выбраны следующие варианты развития: базовый инерционный (учитывает текущие 
возможности  бюджета  Камчатского  края),  базовый  оптимистичный  (учитывает 
базовый  инерционный  с  учетом  дополнительного  финансирования),  целевой 
(подразумевает получение Камчатским краем поддержки из федерального бюджета) 
и  инновационный

 

(подразумевает  дальнейшее  увеличение  доли  выработки 

электроэнергии за счет ВИЭ).

 

Базовый инерционный

 

На  пятилетний  период  будет  осуществлена  реализация  утвержденных 

инвестиционных  программ  ресурсоснабжающих  организаций,  в  том  числе, 
корректировок  инвестиционных  программ,  утвержденных  Региональной  службой 
по тарифам и ценам Камчатского края, в рамках которых предусмотрено реализовать 
мероприятия  по  поддержанию  располагаемой  мощности  МГеоЭС  путем  бурения 
новых  скважин  на  Мутновском  месторождении  геотермальных  вод.  Данные 
мероприятия  планируется  осуществить  в  2022

-

2026  годах  путем  аренды  буровых 

установок. Согласно инвестиционной программы ПАО «Камчатскэнерго» работы по 
бурению составят ориентировочно 1

 

515,43 млн

 

руб. 

 

Помимо этого, планируется разработка проекта по сооружению ВЛ 220 кВ от 

Мутновской  ГеоЭС

-

1  до  ГЭС

-

3  каскада  на  р.  Толмачева  с  учетом  объема 

необходимых  реконструкций  на  сопутствующих  подстанциях  ПС  Развилка,  ПС 
220/110/35/10 кВ Авача, ПС 110/6 кВ «Апача», строительству ОРУ 220 кВ ГЭС

-3, 

реконструкции ЗРУ КРУЭ

-

220 кВ МгеоЭС

-

1. В 2020 году выполнена часть технико

-

экономического  обоснования  по  данному  проекту.  В  2022  году  планируется 
завершить  разработку  проектно

-

сметной  документации  общей  стоимостью 

128,66 

млн

 

руб. 

 

 

Таблица 12.1 Инвестиционная составляющая

 

Мероприятие

 

Год реализации

 

Стоимость, млн

 

руб

 

Поддержание  располагаемой  мощности 
МГеоЭС. Бурение скважины Гео

-8 

2022 

271,19 

Поддержание  располагаемой  мощности 
МГеоЭС. Бурение скважины Гео

-9 

2023 

282,91 

Поддержание  располагаемой  мощности 
МГеоЭС. Бурение скважины Гео

-10 

2024 

305,89 

Поддержание  располагаемой  мощности 
МГеоЭС. Бурение скважины Гео

-11 

2025 

320,89 

Поддержание располагаемой мощности 
МГеоЭС. Бурение скважины Гео

-12 

2026 

335,32 

Итого

 

 

1 515,43 

 

При  реализации  базового  инерционного  варианта  развития  генерирующих 

мощностей предусматривается обеспечение перспективных

 

нагрузок, поддержания 

надежности  выработки,  при  этом  реализация  данных  мероприятий  не  окажет 
влияния на снижение тарифа.

 

181 

 

 

 

Базовый оптимистичный

 

В дополнение к базовому инерционному варианту предлагается продолжить 

реализацию  мероприятий  по  бурению  новых  скважин  на  Мутновском 
месторождении геотермальных вод с целью поддержания существующей, а также 
увеличения  установленной  мощности  Мутновских  геотермальных  станций.  Для 
этого  рассматривается  бурение  глубоких  скважин  (до  4  км)  с  целью 
оценки/подтверждения  потенциала  мутновских  геотермальных  месторождений.  В 
случае  подтверждения  запасов  будет  принято  решение  о  строительстве  второй 
очереди Мутновской геотермальной станции (ГеоЭС

-2). 

 

Целевой

 

Для  увеличения  доли  использования

 

Мутновского  геотермального 

месторождения  предполагается  сооружение

 

второй  очереди  Мутновской  ГеоЭС 

(ГеоЭС

-

2)  мощностью  50

 

МВт.  По  предварительной  оценке,  реализация  проекта 

предусматривает строительство двух электростанций мощностью по 25 МВт каждая.

 

Помимо  второй  очереди  Мутновской

 

ГеоЭС

 

предлагается  строительство 

нового  энергетического  бинарного  блока  на  площадке  МГеоЭС

-

1.  Планируемая 

установленная  мощность  бинарной  электростанции  составит  13  МВт,  в  целях 
увеличения  мощности  выработки  от  геотермального  источника.  Это  позволит 
увеличить  долю  выработки  электроэнергии  в  центральном  энергоузле  от  ВИЭ  на 

4,6 

%.  Ориентировочная  стоимость  бинарного  блока  станции  составит 

3,35 

млрд

 

руб.

 

Для повышения надежности схемы выдачи мощности Мутновских ГеоЭС и 

Толмачевских  ГЭС  рассматривается  строительство  ВЛ  220  кВ  от  Мутновской 
ГеоЭС

-

1 до каскада ГЭС на р. Толмачева. Примерная стоимость проекта составит 

3,1 млрд

 

руб.

 

Также  одним  из  проектов  является  строительство  малой  ГЭС

-

4  на  реке 

Толмачева,  установленной  мощностью  10  МВт.  Оценочная  стоимость  станции 
составит 3,2 млрд

 

руб. 

 

Учитывая  недостаточные

 

объемы  добываемого  природного  газа  на 

территории Камчатского края

, 

планируется к реализации проект

 

по

 

строительству 

газопринимающей инфраструктуры в б. Раковая Авачинской губы, в том числе 
создание  береговой  и  причальной  инфраструктуры,  судна

-

челнока,  а  также 

плавучей регазификационной установки

. 

 

Таблица 12.2. Оценка капитальных

 

вложений при целевом варианте развития.

 

Мероприятие

 

Стоимость, млн

 

руб

 

Сооружения второй очереди Мутновской ГеоЭС (ГеоЭС

-2) 

12 896* 

Строительство бинарного энергоблока Мутновской ГеоЭС

-1 

3 353 

Строительство  ВЛ  220  кВ  от  Мутновской  ГеоЭС

-

1  до 

каскада ГЭС на р. Толмачева

 

3 100 

Строительство малой ГЭС

-

4 на реке Толмачева

 

3 200 

Строительство  комплекса  по  регазификации  СПГ,  в  том 
числе плавучей регазификационной

 

установки СПГ

 

24 200 

Итого

 

46 749 

182 

 

 

* Точная стомость будет определена при разработке проектной документации.

 

 

Результатом  реализации  целевого

 

варианта  развития  генерирующих 

мощностей  станет  увеличение  доли  выработки  электроэнергии  за  счет 
возобновляемых  источников  энергии  и,  как  следствие,  снижение  количества 
сжигаемого  углеводородного  топлива,  повышение  надежности  схемы  выдачи 
мощности от Мутновских  ГеоЭС, компенсация  природного  газа  с  месторождений 
Соболевского  района  регазифицированным  СПГ,  что  приведет  к  значительному 
снижению  закупки  дорогостоящего  мазута  и  как следствие  снижение  нагрузки  на 
бюджет Камчатского края по выпадающим доходам для

 

РСО.

 

Принимая во внимание высокие капитальные затраты на реализацию целевого 

варианта развития необходима поддержка федерального бюджета и включение ряда 
предлагаемых мероприятий в профильные федеральные программы.

 

 

Инновационный

 

При  развитии  данного  сценария  состав  генерирующего  оборудования  и 

технология работы Камчатских ТЭЦ

- 

2 сохраняются на существующем уровне. На 

Камчатской  ТЭЦ

-

2  после  достижения  предельного  индивидуального  ресурса  с 

учетом  трех  продлений  предполагается  замена  генерирующего  оборудования 
(№

 1 

ПТ

-80/100-

130 и №

 2 

(ПТ

-80/100-

130) на аналогичное в период до 2035 года.

 

На  Камчатской  ТЭЦ

-

1  после  достижения  предельного  индивидуального 

ресурса  с  учетом  трех  продлений  т/а  №  6  (Т

-50-

90)  предполагается  вывод  из 

эксплуатации к 2035 году. 

 

Балансы электрической энергии и мощности сформированы в соответствии с 

прогнозируемым уровнем спроса на мощность и электрическую энергию и заданным 
развитием генерирующих мощностей.

 

Величина  перспективной  потребности  в  установленной  мощности 

электростанций  Центрального  энергоузла  энергосистемы  Камчатского  края 
определяется прогнозируемым максимумом нагрузки и резервом мощности.

 

При  формировании  балансов  электрической  мощности  резерв  мощности 

определен  по  условию  компенсации  выбытия  одного  наиболее  крупного 
энергоблока.

 

В  балансе  электрической  энергии  Центрального  энергоузла  энергосистемы 

Камчатского  края  потребность  в  электрической  энергии  определена  внутренним 
электропотреблением.

 

Перспективные 

балансы 

мощности 

Центрального 

энергоузла 

по 

инновационному

 

варианту.

 

Развитие 

тепловой 

энергетики 

в 

Центральном 

энергорайоне 

предусматривается за счет:

 

- 

замены  выводимого  из  эксплуатации  генерирующего  оборудования  после 

достижения  предельного  индивидуального  ресурса  с  учетом  трех  продлений  на 
Камчатской  ТЭЦ

-

2  (№1  ПТ

-80/100-

130  и  №

 2 

(ПТ

-80/100-

130)  на  аналогичное  в 

период до 2035 года.

 

- 

вывода  из  эксплуатации  после  достижения  предельного  индивидуального 

ресурса с учетом трех продлений на Камчатской ТЭЦ

-

1 т/а №6 (Т

-50-

90) к 2035

 

году. 

 

Развитие  генерирующих  источников  энергии  на  основе  возобновляемых 

энергетических ресурсов предусматривается за счет:

 

183 

 

 

- 

строительства

 

второй  очереди  Мутновской  ГеоЭС

 

мощностью  50  МВт

, 

предусмотренной  Целевым  вариантом

, 

а  также

 

строительство  нового 

энергетического  блока  на  площадке  МГеоЭС

-1  (13 

МВт)  в  целях  увеличения 

мощности выработки от геотермального источника.

 

Баланс  электрической  мощности  Центрального  энергоузла  энергосистемы 

Камчатского  края  для  инновационного

 

варианта

 

приведен  в  таблице  12.

3; 

электрической энергии –

 

в таблице 12.

4. 

 

Таблица  12.

3 

–

 

Балансы  электрической  мощности  Центрального  энергоузла 

энергосистемы

 

Камчатского края в период до 2026

 

года. Инновационный

 

вариант

 

 

Ед. изм

 

2022 

2023 

2024 

2025 

2026 

ПОТРЕБНОСТЬ

 

 

 

 

 

 

 

Максимум потребления

 

МВт

 

277 

281 

290 

302 

302 

Резерв мощности

 

МВт

 

80 

80 

80 

80 

80 

% резерва к максимуму

 

% 

28,9 

28,5 

27,6 

26,5 

26,5 

Итого потребность

 

МВт

 

357 

361 

370 

382 

382 

ПОКРЫТИЕ

 

 

 

 

 

 

 

Установленная мощность на конец 
года, 

 

всего

 

МВт

 

483,2 

483,2 

485,2 

485,2 

485,2 

ГЭС (каскад Толмачевских ГЭС)

 

МВт

 

45,4 

45,4 

45,4 

45,4 

45,4 

ТЭС

 

МВт

 

375,8 

375,8 

377,8 

377,8 

377,8 

из них:  Камчатская ТЭЦ

-1 

МВт

 

204 

204 

204 

204 

204 

              

Камчатская ТЭЦ

-2 

МВт

 

160 

160 

160 

160 

160 

             

ДЭС

 

МВт

 

11,8 

11,8 

13,8 

13,8 

13,8 

ГеоТЭС, всего

 

МВт

 

62 

62 

62 

62 

62 

из них: ГеоЭС

 

(Мутновская и 

Верхнемутновская)

 

МВт

 

62 

62 

62 

62 

62 

            

БЭС на площадке МГеоЭС

-1  

МВт

 

 

 

 

 

 

            

МГеоЭС

-2 

МВт

 

 

 

 

 

 

Ограничения, всего

 

МВт

 

15,7 

15,7 

13,7 

13,7 

13,7 

Располагаемая мощность, всего 

 

МВт

 

467,5 

467,5 

471,5 

471,5 

471,5 

ГЭС (каскад Толмачевских ГЭС)

 

МВт

 

41,2 

41,2 

41,2 

41,2 

41,2 

ТЭС

 

МВт

 

377,8 

377,8 

377,8 

377,8 

377,8 

из них:  Камчатская ТЭЦ

-1 

МВт

 

204,0 

204,0 

204,0 

204,0 

204,0 

              

Камчатская ТЭЦ

-2 

МВт

 

160,0 

160,0 

160,0 

160,0 

160,0 

             

ДЭС

 

МВт

 

11,8 

11,8 

13,8 

13,8 

13,8 

ГеоТЭС, всего

 

МВт

 

50,5 

50,5 

52,5 

52,5 

52,5 

из них: ГеоЭС (Мутновская и 
Верхнемутновская)

 

МВт

 

50,5 

50,5 

50,5 

50,5 

50,5 

            

БЭС на площадке МГеоЭС

-1  

МВт

 

 

 

 

 

 

            

МГеоЭС

-2 

МВт

 

 

 

 

 

 

Дефицит (

-

), Избыток (+)

 

МВт

 

110,5 

106,5 

101,5 

89,5 

89,5 

 

Таблица  12.

4 

–

 

Балансы  электрической  энергии  Центрального  энергоузла 

энергосистемы Камчатского края в период до 2026

 

года. Инновационный

 

вариант

 

  

Ед. изм

 

2022 

2023 

2024 

2025 

2026 

ПОТРЕБНОСТЬ

 

 

  

  

  

  

  

Потребление электрической энергии

 

млн

 

кВтч

 

1604 

1634 

1696 

1770 

1826 

ПОКРЫТИЕ

 

 

  

  

  

  

 

Производство электрической энергии

 

млн кВтч

 

1604 

1634 

1696 

1770 

1826 

ГЭС (каскад Толмачевских ГЭС)

 

млн кВтч

 

69 

69 

69 

69 

69 

ТЭС

 

млн кВтч

 

1135 

1165 

1227 

1301 

1357 

ГеоЭС 

 

млн кВтч

 

400 

400 

400 

400 

400 

184 

 

 

Дефицит (

-

), Избыток (+)

 

млн кВтч

 

0 

0 

0 

0 

0 

 

ЧЧИУМ ТЭС

 

час/год

 

3020 

3100 

3248 

3444 

3592 

 

ЧЧИУМ ГеоЭС

 

час/год

 

6452 

6452 

6452 

6452 

6452 

 

Потребность  в  топливе  по  электростанциям  Центрального

 

энергоузла  по 

вариантам

 

развития генерирующих мощностей с учетом перспективы до 20

26 

года, 

с учетом разработанных

 

прогнозных балансов мощности и электроэнергии, а также 

с учетом выработки тепловой энергии, представлены

 

в приложении 

3. 

 

В  таблице  12.

5 

представлены  данные  по  плюсам  и  минусам  для 

инновационного варианта развития

 

 

Таблица 12.

5 

Плюсы и минусы инновационного варианта

 

Преимущество

 

Недостатки 

 

Инновационный

 

вариант

 

Увеличение выработки на ГеоТЭС. 
Увеличение КПД Мутновской ГеоТЭС

 

Остается в работе малоэкономинчное 
оборудование (Камчатская ТЭЦ

-

1); снижение 

технико

-

экономических показателей, 

необходимость дополнительных 
капиталовложений в сейсмоукрепление зданий и 
технологического оборудования ТЭЦ

-1,2  

 

Снижение работы КТЭЦ

-

1 и КТЭЦ

-

2 в 

режиме конденсационной довыработки 
электроэнергии

 

Незначительная доля в структуре установленной

 

мощности маневренных мощностей

 

 

Использование местного природного газа 

с целью снижения зависимость региона от 
привозных углеводородов.

 

Неподтвержденные запасы газа

 

 

Учитывая  то,  что  в  существующих  вариантах  развития  генерирующих 

мощностей основными источниками генерации остаются ТЭЦ

-

1 и ТЭЦ

-

2, выбросы 

в атмосферу по

-

прежнему будут присутствовать. 

 

Компенсация  недостающего  объема  местного  природного  газа  за  счет 

регазифицированного СПГ позволит снизить негативное влияние на окружающую 
среду путем минимизации использования мазута в составе основной генерации

 

Помимо  этого,  увеличение  доли  выработки  электроэнергии  за  счет 

возобновляемых  источников  энергии  также  позволит  частично  снизить  вредные 
выбросы в атмосферу за счет меньшего количества сжигаемого топлива.

 

Принятие  соответствующих  решений  и  реализация  крупных  проектов  по 

строительству  генерирующих  объектов,  работающих  на  основе  возобновляемых 
источников  энергии,  позволит  минимизировать  количество  вредных  выбросов  от 
сжигания углеводородного топлива.

 

  

 

 

185 

 

 

13.

 

 

Оценка капитальных вложений в реализацию инновационного

 

варианта развития энергетики Камчатского края на 

рассматриваемый

 

период и на перспективу

. 

Возможные 

источники финансирования

 

 

В  главе  12  на  основании  прогнозных  балансов  электроэнергии  и

 

мощности 

был  разработан

 

инновационный

 

вариант

 

развития  генерирующих  мощностей 

Центрального энергоузла энергосистемы Камчатского края с учетом перспективы до 

20

45 года.

 

Состав  генерирующего  оборудования  и  технология  работы  Камчатской

 

ТЭЦ

 - 

2  сохраняются  на  существующем  уровне.  На  Камчатской  ТЭЦ

  - 

2  после 

достижения  предельного  индивидуального  ресурса  с  учетом  трех  продлений 
предполагается  замена  генерирующего  оборудования  (№

 

1  ПТ

-80/100-

130  и 

№

 2 

(ПТ

-80/100-

130) на аналогичное в период до 2035 года.

 

На  Камчатской  ТЭЦ

-

1  после  достижения  предельного  индивидуального 

ресурса  с  учетом  трех  продлений  т/а  №6  (Т

-50-

90)  предполагается  вывод  из 

эксплуатации к 2035 году. 

 

Развитие  генерирующих  источников  энергии  на  основе  возобновляемых 

энергетических ресурсов предусматривается за счет:

 

- 

в  дополнение  ко

 

второй  очереди  Мутновской  ГеоЭС,  предусмотренной 

Целевым  вариантом  предлагается  строительство  нового  энергетического  блока  на 
площадке МГеоЭС

-

1 к 2030

 

году. Планируемая установленная мощность бинарной 

электростанции  на  площадке  МГеоЭС

-

1  составит  13  МВт,  в  целях  увеличения 

мощности выработки от геотермального источника.

 

Для данного варианта

 

были оценены капитальные вложения

 

необходимые для 

его реализации.

 

Капитальные  вложения  в  генерирующие  объекты  угольной  и  газовой 

генерации определяются в соответствии с Правилами расчета составляющей цены 
на  мощность,  обеспечивающей  возврат  капитальных  и  эксплуатационных  затрат, 
утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 
2010 г. №

 238. 

Удельные показатели капитальных вложений, определенные Постановлением 

Правительства  №  238  переводятся  от  цен  2010  года  (год  вступления  в  силу 
Постановления)  в  текущие  цены  (цены  года  выполнения  расчета)  с  применением 
ретроспективных  индексов  –

 

дефляторов  инвестиций  в  основной  капитал, 

определяемых  и  публикуемых  Минэкономразвития  России  в  рамках  Прогноза

 

социально

-

экономического развития Российской

 

Федерации.

 

В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 

13 

апреля  2010  г.  №

 

238  к  рассчитанной  величине  капитальных  вложений 

применяются  коэффициенты  климатических  зон  и  коэффициенты  сейсмического 
влияния

. 

 

Капитальные  вложения

, 

оцененные  по  Постановлению  Правительства 

 

№  238

, 

являются  предварительными  и  требуют  корректировок  на  последующих 

этапах  проектирования.  Несмотря  на  то,  что  капитальные  вложения  учитывают 
повышающий коэффициент, связанный с сейсмичностью региона, полная стоимость 
мероприятия  может  быть

 

определена  только  на  этапе  проектирования,

 

с  учетом 

специфики региона. Так же необходимо отметить, что для оставшейся в работе части 

186 

 

 

Камчатской  ТЭЦ

-

1  может  потребоваться  реконструкция  с  учетом  требований 

сейсмоустойчивости.  Затраты  по  данным  мероприятиям  так  же  должны  быть 
оценены на этапе проектирования. 

 

Капитальные  вложения  в  электросетевые  объекты  определяются  в 

соответствии  с  «Укрупненными  нормативами  цены  типовых  технологических 
решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов 
электросетевого хозяйства» (утверждены Приказом Минэнерго России от 17.01.2019 
№  10).

 

Оценка  стоимости  электросетевых  объектов  является  предварительной  и 

должна быть уточнена на этапе проектирования.

 

Для  объектов,  по  которым  ранее  выполнялись

 

работы

 

по  технико

-

экономическому  обоснованию  проектов,  обоснованию  инвестиций  в  проекты  и 
прочее, стоимость сооружения объектов приняты в соответствии

 

с данными ранее 

выполненных

 

работ.

 

Все расчеты  капитальных вложений выполнены

 

в текущих ценах 2021 года

 

без НДС

. 

Капитальные  вложения  по  инновационному

 

варианту,  пообъектно 

представлены в таблице 13.1

. 

187 

 

 

Таблица 13.1 капитальные вложения по вариантам

 

развития генерирующих мощностей Центрального энергоузла энергосистемы 

Камчатского края с учетом перспективы до 2045 года

 

Наименование объекта

 

Год 

ввода

 

Количественная 

характеристика

 

Оборудование

 

Кап. вложения

 

Примечание

 

млн. руб

 

(в текущих ценах, без НДС)

* 

Инновационный

 

Камчатская

 

ТЭЦ

-2 

2035 

80 МВт

 

№1 ПТ

-80/100-130 

12 419,13 

 

80 МВт

 

№

 2 

(ПТ

-80/100-130) 

12 419,13 

 

Расширение МГеоЭС

 

2030 

13 МВт

 

бинарная электростанция на 

площадке МГеоЭС

-1 

3 353,15 

 

Усиление СВМ МГеоЭС

 

2030 

80 км

 

количество цепей ВЛ –

 1 

3 168,32 

Принято по данным Технико

-

экономического обоснования 
повышения надежности схемы 
выдачи мощности МГеоЭС,  
учетом перевода стоимости 
сооружения объектов в 
текущие цены

 

материал опор 

- 

сталь

 

провод 

- 

АААС

-Z261 

1 шт

 

2й АТ

-

63 МВА

 

1 шт

 

1ячейка с выкл. в РУ 220 кВ

 

1 шт

 

1 ячейка с выкл. в РУ 110 кВ

 

1 шт

 

Установка на МГеоЭС 1 лин. яч.

 

Строительство электросетевых 
объектов для обеспечения 
парка «Три Вулкана»

 

2023 

51 км

 

количество цепей ВЛ –

 1 

4 500,5 

По данным 

 

ПАО «Камчатскэнерго»

 

материал опор 

- 

сталь

 

сооружения второй очереди 
Мутновской ГеоЭС (ГеоЭС

-2) 

2035 

50 МВт

 

2 электростанции  мощностью 

по 25 МВт каждая

 

12 896,74 

 

Усиление СВМ МГеоЭС

 

2035 

1 шт

 

2й АТ

-

63 МВА

 

476,39 

Принято по данным Технико

-

экономического обоснования 
повышения надежности схемы 
выдачи мощности МГеоЭС,  
учетом перевода стоимости 
сооружения объектов в 
текущие цены

 

1 шт

 

1ячейка с выкл. в РУ 220 кВ

 

1 шт

 

1 ячейка с выкл. в РУ 110 кВ

 

Итого по инновационному варианту

 

49 233,37 

 

* 

Приняты данные

 

проектного института АО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ»

 

по состоянию на 2021 год. В связи с нестабильной экономической ситуацией в 

мире стоимости проектов будут пересматриваться в дальнейшем.

 

188 

 

 

14.

 

 

Прогноз тарифов на электрическую энергию до 2045 года

 

 

На основе разработанного инновационного

 

варианта

 

развития генерирующих 

мощностей  Центрального  энергоузла  энергосистемы  Камчатского  края  с  учетом 
перспективы до 2045 года и сформированных балансов электроэнергии и мощности 
для данного варианта, были спрогнозированы тарифные последствия, на основании 
экономически

-

обоснованных  тарифов  на  электроэнергию  для  конечного 

потребителя (за исключением населения). 

 

В  качестве  исходных  данных  для  моделирования  и  прогнозирования 

тарифных последствий

 

были использованы результаты предыдущих этапов

 

работы. 

Период прогнозирования с 2022 года по 2045 год.

 

Макроэкономические  параметры  приняты  в  соответствии  Прогнозом 

социально

-

экономического  развития  Российской  Федерации  на  2021  год

 

и  на 

плановый  период  2022  и  2023  годов,  разработанный  и  опубликованный

 

Минэкономразвития 

России. 

Прогноз 

макроэкономических 

показателей 

представлен в таблице 14.1

 

 

Таблица 14.1 –

 

Прогноз

 

м

акроэкономических показателей

 

Макроэкономические 
показатели

 

2022 

2023 

2024 

2025 

2030 

2035 

2040 

2045 

Инфляция среднегодовая 
(ИПЦ)

 

3,90%  4,00% 

4,00% 

4,00%  4,00% 

4,00%  4,00%  4,00% 

Индекс

-

дефлятор 

инвестиций

 

5,10%  4,80% 

4,70% 

4,40%  4,00% 

4,00%  4,00%  4,00% 

Рост цен на газ

 

3,95%  3,99% 

3,99% 

3,00%  3,00% 

3,00%  3,00%  3,00% 

Рост цен на 
нефтепродукты

 

3,90%  4,00% 

4,00% 

4,00%  4,00% 

4,00%  4,00%  4,00% 

Рост предельного тарифа 
на э/э

 

3,95%  3,99% 

3,99% 

3,00%  3,00% 

3,00%  3,00%  3,00% 

Рост предельного тарифа 
на э/э сетевых 
организаций

 

3,95%  3,99% 

3,99% 

3,00%  3,00% 

3,00%  3,00%  3,00% 

 

Ставки  налогов  приняты  в  соответствии  с  действующим  на  момент 

выполнения работы российским законодательством и составляют: 

 



 

налог на добавленную стоимость (НДС) 

- 20 %;  



 

налог на имущество:

 



 

для объектов генерации –

 2,2 %; 



 

для электросетевых объектов –

 1,9 % 

Утвержденные  тарифы  на  электрическую  энергию,  стоимость  топлива  для 

существующих,  а  также  для  вновь  сооружаемых  объектов,  необходимая  валовая 
выручка  по  существующим  электросетевым  объектам  принята  в  соответствии 
утвержденными

 

в  регионе  тарифами,  а  также

 

тарифными  сметами, 

предоставленными компаниями собственниками

. 

Ежегодные эксплуатационные затраты по действующим объектам генерации 

приняты так же по данным тарифных смет.

 

По  новым  объектам  величина  постоянной  составляющей  себестоимости 

производства  электроэнергии  (эксплуатационные  затраты)  определена  в 

189 

 

 

соответствии  с  «Правилами  расчета  составляющей  цены  на  мощность, 
обеспечивающей  возврат  капитальных  и  эксплуатационных  затрат»  (утверждены 
Постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 № 2

38). 

Для  новых блоков Мутновкой  ГеоЭС

 

эксплуатационные  затраты приняты  на 

основании данных ранее выполненных работ, по обоснованию данных объектов, с 
учетом перевода стоимости в текущие цены.

 

Топливные затраты на производство данного вида и марки (Вi) и цены тонны 

топлива определенного вида и марки:

 

И

топл.

 = 



i

В

i

 

i

топл

Ц

(руб/год)

 

Цена топлива  определена  в соответствии  с  отчетными данными  о стоимости 

поставленного топлива (с  учетом стоимости доставки топлива) по существующим 
станциям в соответствующих энергосистемах. 

 

Количество  израсходованного  топлива  в  общем  виде  определяется  как

 

произведение выработанной электроэнергии и удельного расхода топлива

 

 

выр.

i

Э

В





b

 

Эксплуатационные затраты для электросетевых объектов в проектной практике 

определяются процентом от первоначальных инвестиций и равны, в соответствии с 
существующими  нормативами  по  данным  «Справочника  по  проектированию 
электроэнергетических  систем»  (под  редакцией  С.С  Рокотяна  и  И.М.  Шапиро, 
Москва 1985

 

г.)

 

–

 

для линий электропередачи –

 0,8 %; 

–

 

для силового электрооборудования подстанций до 150 кВ –

 5,9 %; 

–

 

для силового электрооборудования подстанций 220 кВ и выше –

 4,9 %. 

 

Результаты 

оценки 

экономических 

последствий 

от 

реализации 

инновационного

 

варианта

 

развития  Камчатского  края  (расчетные  прогнозные 

тарифы  Центрального  энергоузла  энергосистемы  Камчатского  края  с  учетом 
перспективы до 2045

 

г.) представлены в таблице 14.2

 

 

Таблица  14.2  Экономически  обоснованные  тарифы  по  инновационному

 

варианту 

развития  генерирующих  мощностей  Центрального  энергоузла  энергосистемы 
Камчатского края с учетом перспективы до 2045 г. (руб/кВтч)

 

 

  

2022 

2023 

2024 

2025 

2030 

2035 

2040 

2045 

Инновационный

 

13,5 

14,1 

14,1 

13,9 

15,7 

12,5 

17,2 

19,9 

 

Состав  генерирующего  оборудования  и  технология  работы  Камчатских 

ТЭЦ

- 

2  сохраняются  на  существующем  уровне.  На  Камчатской  ТЭЦ

-

2  после 

достижения  предельного  индивидуального  ресурса  с  учетом  трех  продлений 
предполагается  замена  генерирующего  оборудования  (№

 

1  ПТ

-80/100-

130  и  №  2 

(ПТ

-80/100-13

0) на аналогичное в период до 2035 года.

 

На  Камчатской  ТЭЦ

-

1  после  достижения  предельного  индивидуального 

ресурса  с  учетом  трех  продлений  т/а  №

 

6  (Т

-50-

90)  предполагается  вывод  из 

эксплуатации к 2035 году. 

 

190 

 

 

Развитие  генерирующих  источников  энергии  на  основе  возобновляемых 

энергетических ресурсов предусматривается за счет:

 

- 

в  дополнение  ко

 

второй  очереди  Мутновской  ГеоЭС,  предусмотренной 

Целевым  вариантом  предлагается  строительство  нового  энергетического  блока  на 
площадке МГеоЭС

-

1 к 2030 году. Планируемая установленная мощность бинарной 

электростанции  на  площадке  МГеоЭС

-

1  составит  13  МВт,  в  целях  увеличения 

мощности выработки от геотермального источника.

 

Динамика  изменения  тарифов  по  годам  по  инновационному

 

варианту

 

представлена на рисунке 14.1

 

 

 

Рисунок 

14.1 

–

 

Динамика изменения тарифа

 

на электроэнергию по годам

 

 

 

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

22,0

2022

2023

2024

2025

2030

2035

2040

2045

руб/кВтч

191 

 

 

15.

 

 

Список сокращений, используемых в тексте

 

 

АО «СО ЕЭС»

 

Акционерное  общество  «Системный  оператор  Единой 
энергетической системы»

 

АТ

 

Автотрансформатор

 

АСУТП

 

Автоматизированная  система

 

управления  технологическими 

процессами

 

АСДУ

 

Автоматизированная система диспетчерского управления

 

АИИС КУЭ

 

Автоматизированная  информационно

-

измерительная  система 

коммерческого учета электроэнергии

 

АОПО

 

АЛАР

 

АОСН

 

Автоматика ограничения перегруза оборудования 

 

Автоматика ликвидации асинхронного режима

 

Автоматика ограничения снижения напряжения

 

В

 

Выключатель

 

ВДТ

 

Вольтодобавочный трансформатор

 

ВЛ

 

Воздушная линия электропередачи

 

Вт

 

Ватт

 

ВОК

 

Волоконно

-

оптический кабель

 

ВОЛС

 

Волоконно

-

оптическая линия связи

 

Гкал/час

 

Гигакаллория в час

 

ГПП

 

Главная понизительная подстанция

 

ГРЭС

 

Государственная районная электрическая станция

 

ГТУ

 

Газотурбинная установка

 

Гц

 

Герц

 

ДДТН

 

Длительно

-

допустимая токовая нагрузка

 

ДПМ

 

Договор о предоставлении мощности

 

ДТП

 

Договор на технологическое присоединение

 

ЕНЭС

 

Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть

 

ЕЭС

 

Единая энергетическая система

 

КВЛ 

 

Кабельно

-

воздушная линия электропередачи

 

кВт·ч

 

Киловатт

-

час

 

КЗ

 

Короткозамыкатель

 

КИУМ

 

Коэффициент использования установленной мощности

 

КЛ

 

Кабельная линия электропередачи

 

КОТМИ

 

Комплекс обработки телемеханической информации

 

КРУН

 

Комплектное 

распределительное 

устройство 

наружной 

установки

 

ЛЭП

 

Линия электропередачи

 

МВ

 

Масляный выключатель

 

МВА

 

Мегавольт

-

ампер (тысяча киловольт

-

ампер)

 

МВР

 

Генерирующий  объект,  мощность  которого  поставляется  в 
вынужденном режиме

 

МВт

 

Мегаватт

 

МВт/час

 

Мегаватт в час

 

МРСК

 

Межрегиональная распределительная сетевая компания

 

ОД

 

Отделитель

 

ОИК

 

Оперативный измерительный комплекс

 

192 

 

 

ОМП

 

Определение места повреждения

 

ОРЭМ

 

Оптовый рынок электрической энергии и мощности

 

отп.

 

Отпайка

 

(отпайки)

 

линии электропередачи

 

ОЭС

 

Объединенная энергетическая система

 

ПА

 

ПБВ

 

Противоаварийная автоматика

 

Переключатель  регулирования  напряжения  трансформатора 
без возбуждения

 

ПГУ

 

ПП

 

Парогазовая установка

 

Переключательный пункт

 

ПС

 

Электрическая подстанция

 

ПТУ

 

Паротурбинная установка

 

РАС

 

Система регистрации аварийных событий

 

РДУ

 

Региональное диспетчерское управление

 

РДП

 

Районный диспетчерский пункт

 

РЗА

 

Релейная защита и электроавтоматика

 

РПН

 

Переключатель  регулирования  напряжения  трансформатора 
под нагрузкой

 

РУ

 

Распределительное устройство

 

РЭС

 

Район электрических сетей

 

СВМ

 

Схема выдачи мощности

 

СКРМ

 

Средство компенсации реактивной мощности

 

ССПИ

 

Система сбора и передачи информации

 

СШ

 

Система шин

 

ТГ

 

Турбогенератор

 

ТН

 

Трансформатор напряжения

 

ТП

 

Технологическое присоединение

 

ТСО

 

Территориальная сетевая организация

 

ТТ

 

Трансформатор тока

 

ТУ

 

Технические условия 

 

тут

 

Тонна условного топлива

 

ТЭ

 

Тепловая энергия

 

ТЭК

 

Топливно

-

энергетический комплекс

 

ТЭС

 

Тепловая электростанция

 

ТЭЦ

 

Теплоэлектроцентраль

 

(теплофикационная электростанция)

 

ТЭЦ

-

ПВС

 

Теплоэлектроцентраль –

 

паровоздуходувная

 

станция

 

ШР

 

Шунтирующий реактор

 

ЦУС

 

Центр управления сетями

 

ЭВ

 

Элегазовый выключатель

 

 
 
 

 

 

193 

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 

1 

Объекты тепловой генерации в Камчатском крае по состоянию на 01.01.202

2 

 

Таблица 

1 - 

Объекты тепловой генерации в Камчатском крае по состоянию на 01.01.202

2 

№ 

п/п

 

Наименование объекта 

тепловой генерации

 

Населенный пункт

 

Тепловая 

мощность,

 

Гкал/ч

 

Электрическая 

мощность,

 

кВт

 

Тип используемых 

установок

 

Год 

ввода

 

Собственник

 

ПАО «Камчатскэнерго»

 

1 

Камчатская 

 

ТЭЦ

-1 

г. Петропавловск

-

Камчатский

 

289 

204 

Котлоагрегаты: БКЗ

-120-

100 ГМ;

 

Турбоагрегаты: Т

-50-90, 

К

-50-90-

4, Р

-44-9,0/1,2, 

ПТ

-25-

90/10М

 

1970 

ПАО 

«Камчатскэнерго»

 

2 

Камчатская 

 

ТЭЦ

-2 

г. Петропавловск

-

Камчатский

 

360 

160 

Котлоагрегаты: БКЗ

-320-

140 ГМ

 

Турбоагрегаты:ПТ

-

80/100-130/13 

1985 

ПАО 

«Камчатскэнерго»

 

3 

Котельная № 43 «Чубарова»

 

г. Петропавловск

-

Камчатский

 

16,30 

- 

Паровой (ДКВР

-10/13) 

2013; 

2020 

Договор аренды

 

4 

Котельная № 37 
«Психдиспансер»

 

г. Петропавловск

-

Камчатский

 

1,30 

- 

Водогрейный (Ломакина)

 

2014; 

2015 

Договор аренды

 

5 

Котельная № 40 «КМП»

 

г. Петропавловск

-

Камчатский

 

7,50 

- 

Водогрейный (ТВГ

-2,5) 

2016; 

2019 

Договор аренды

 

6 

Котельная № 50 «101 
квартал»

 

г. Петропавловск

-

Камчатский

 

10,52 

- 

Паровой (ДКВР

-4/13) 

2004; 

2020 

Договор аренды

 

7 

Котельная № 62 «103 
квартал»

 

г. Петропавловск

-

Камчатский

 

15,00 

- 

Водогрейный (ТВГ

-4) 

2008; 

2010 

Договор аренды

 

8 

Котельная № 52 «108 
квартал»

 

г. Петропавловск

-

Камчатский

 

11,84 

- 

Паровой (ДКВР

-4/13) 

2004; 

2007 

Договор аренды

 

9 

Котельная № 44 «Ватутина»

 

г. Петропавловск

-

Камчатский

 

16,69 

- 

Паровой (ДКВР

-10/13); 

Паровой (КЕ

-10/14) 

2005; 

2020 

Договор аренды

 

10 

Котельная № 4 «Топоркова»

 

г. Петропавловск

-

Камчатский

 

3,10 

- 

Водогрейный (Buderus 

Logano SK745-1200) 

2014 

ПАО 

«Камчатскэнерго»