Разработка стратегии развития электроэнергетики и теплоэнергетики выполнялась ООО «Уральский центр энергосбережения и экологии».

6.1. Электроэнергетика

По характеру функционирования и развития электроэнергетика автономного округа делится на электроэнергетику централизованного сектора, базирующуюся на крупных электростанциях, и электроэнергетику децентрализованного сектора, базирующуюся на автономных дизельных и газотурбинных электростанциях. Основную долю выработки электроэнергии на территории автономного округа обеспечивают крупнейшие региональные ГРЭС: ОАО «Сургутская ГРЭС-1″ (находится под управлением второй генерирующей компании оптового рынка электроэнергии ОГК- 2), ОАО «Сургутская ГРЭС-2″ (под управлением ОГК-4), ОАО «Нижневартовская ГРЭС» (под управлением ОГК-1).

В 2009 году около 6% электроэнергии на территории автономного округа выработали дизельные и газотурбинные электростанции, в том числе газотурбинные электростанции, введенные в эксплуатацию на месторождениях.

Общее электропотребление в Югре с 2005 по 2009 гг. увеличилось на 6.9 млрд. кВт-ч (на 11%) и достигло 60.75 млрд. кВт-ч. В 2006 г. собственная выработка электроэнергии превысила потребление на 18.2 млрд. кВт-ч. Избыток электроэнергии за рассмотренный период, несмотря на повышение часов использования установленной мощности электростанций, уменьшился до 12 млрд. кВт-ч.

Установленная мощность электростанций в секторе генерирующих компаний составила на 01.01.2009 г. – 9680 МВт, в секторе малая энергетика – 790 МВт. В качестве основного топлива на электростанциях централизованного сектора используется природный газ и попутный нефтяной газ.

Передачу электрической энергии на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры осуществляют:

• в магистральном сетевом комплексе филиал ФСК – МЭС Западной Сибири классом напряжения эксплуатируемого оборудования 220 кВ и выше (В эксплуатации находится 6855.18 км линий электропередачи классом напряжения 220-500 кВ и 62 подстанции классом напряжения 220-500 кВ, суммарной установленной мощностью 23190.63 МВА);
• в распределительных сетях – ОАО «Тюменьэнерго» классом напряжения эксплуатируемого оборудования 0.4-110 кВ. (В эксплуатации находится 8438 км линий электропередачи классом напряжения 0.4-110 кВ и 454 подстанции классом напряжения 10-220 кВ, суммарной установленной мощностью 16687 МВА).

Также при передаче и распределении электрической энергии задействованы электрические сети крупных потребителей.

Баланс электрической мощности в секторе централизованного электроснабжения Ханты-Мансийского автономного округа в 2002-2009 гг. складывался с избытком 2000 – 2500 МВт. Основная часть избытков мощности передается в Ноябрьский энергорайон Ямало-Ненецкого автономного округа. Передача мощности в Томскую область (от сетей Нижневартовского энергорайона) оставалась практически на одном уровне – около 200 МВт. Объем перетока мощности в южном направлении формировался по условиям покрытия нагрузок Объединенной энергосистемы Урала и возможности загрузки электростанций Тюменской энергосистемы.

Старение основного оборудования электростанций1 без строительства новых генерирующих мощностей приведет к снижению надежности покрытия потребности в электрической мощности и энергии не только на территории Ханты-Мансийского автономного округа –Югры, но и на прилегающих территориях. Вводы ГТЭС, осуществляемые в настоящее время нефтедобывающими компаниями, направлены на обеспечение покрытия собственных растущих нагрузок и не могут компенсировать предстоящего выбытия мощностей на крупных электростанциях.

Вводов электросетевых объектов системного значения – ЛЭП и ПС 500 кВ длительное время не было. При значительном росте загрузки элементов существующей сети это приводит к необходимости ограничения мощности потребителей в послеаварийных и ремонтных режимах, а также не позволяет обеспечивать рост потребности в электрической мощности в перспективе.

Внутрипоселковые электрические сети 0.4-6-10 кВ населенных пунктов Югры введены в эксплуатацию в семидесятые годы и ранее, эксплуатируются в сложных климатических условиях. Морально и физически устаревшее оборудование внутрипоселковых сетей имеет низкие технические характеристики, не отвечает нормативным требованиям, часто выходит из строя и приводит к продолжительным перерывам в электроснабжении потребителей. Из-за высокой степени износа (от 30 до 100%) требуются значительные затраты на эксплуатацию и ремонтно-восстановительные работы внутрипоселковых электрических сетей.

К «узким местам» энергосистемы в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре относятся:

1. Высокая загрузка ПС 500/220 кВ Сомкино и электрических сетей 220 кВ в на- 1 Физический износ основного оборудования (по состоянию на 2008 г.): Сургутской ГРЭС-1 — 70 -100%, Сургутской ГРЭС-2 – от 57 до 66%, Нижневартовской ГРЭС – от 14 до 43%. правлении Сургутская ГРЭС-1 – Полоцкая – Сомкино в связи с ростом нагрузок потребителей и отставанием сроков ввода ПС 500/220 кВ Кирпичниково. В послеаварийных режимах отключения одного АТ 500/220 кВ на ПС Сомкино требуется ограничение нагрузки потребителей узла.
2. Высокая загрузка ВЛ 220 кВ в направлении Сургутская ГРЭС-1 – Кирилловская – Холмогоры в связи с ростом нагрузок потребителей и отставанием сроков ввода надстройки 500/220 кВ на ПС Кирилловская. При отключении одной из двух ВЛ 220 кВ от Сургутской ГРЭС-1 в этом направлении оставшаяся в работе загружается выше длительной допустимой мощности по нагреву проводов, требуется ограничение нагрузки потребителей.
3. Высокая загрузка ВЛ 220 кВ от ПС Белозерная в направлении ПС Варьеган в связи с ростом нагрузок потребителей и отставанием сроков ввода ПС 500/220 кВ Радужная (Варьеган-500).
4. Высокая загрузка ПС 500/220 кВ Магистральная и электрических сетей 220 кВ в направлении Магистральная – Правдинская – Росляковская — Югра в связи с ростом нагрузок потребителей и отставанием сроков ввода третьей автотрансформаторной группы на ПС Магистральная, ВЛ 220 кВ Пыть-Ях – Правдинская и Приобской ГТЭС компании «Роснефть». В нормальных режимах ВЛ 220 кВ Магистральная – Правдинская загружается до длительной допустимой мощности по нагреву проводов. В наиболее удаленных точках сети данного района (г. Ханты-Мансийск) наблюдаются низкие напряжения. В послеаварийных режимах отключения ВЛ 220 кВ Правдинская – Росляковская или одного АТ 500/220 кВ на ПС Магистральная требуется ограничение нагрузки потребителей.
5. В связи с отсутствием Няганьской ГРЭС при выводе в ремонт ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2–Ильково резко ухудшается надежность электроснабжения потребителей Октябрьского и Кондинского административных районов. В таких режимах возможна потеря устойчивости режима при авариях в электрической сети данных районов.

Проблемные вопросы электроэнергетической отрасли:

1. Отставание вводов новых генерирующих мощностей на электростанциях от роста потребности в электрической мощности и энергии.
2. Растущий физический и моральный износ основного генерирующего оборудования электростанций при отсутствии замещающих вводов мощности.
3. Недостаточная надежность электроснабжения потребителей из-за сложившейся конфигурации Тюменской энергосистемы, характеризующейся концентрацией генерирующих мощностей в Сургутском энергоузле и передачей на расстояния до 600 км.
4. Отсутствие или низкая инвестиционная привлекательность проектов сооружения новых генерирующих мощностей для продажи электроэнергии на оптовом рынке, а также убыточность инвестиционных проектов строительства электрических сетей вследствие сложившегося механизма регулирования тарифов на транспорт электрической энергии.
5. Снижение управляемости развитием электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа – Югры из-за произошедшего реформирования и отсутствия обоснованных и утвержденных приоритетов и механизмов.
6. Последние две проблемы являются важнейшими, так как от их решения зависит успешность всей энергетической стратегии Ханты-Мансийского автономного округа — Югры.

6.2. Теплоэнергетика

Основными источниками теплоснабжения населенных пунктов на территории округа являются Сургутские ГРЭС, ведомственные и муниципальные котельные.

В целом по округу сложившаяся к 2009 г. структура котельных следующая: работающих на газообразном топливе – 71%; на жидком топливе – 14%; на твердом топливе – 13%; электрокотельных – 2%. Величина суммарной установленной тепловой мощности котельных на территории округа по данным различных источников составляет от 10051 до 10280 Гкал/ч.

Анализ данных показывает, что практически во всех населенных пунктах округа величина тепловых нагрузок присоединенных потребителей значительно ниже тепловой мощности установленного оборудования. Исключение составляют г. Нягань и Октябрьский район, в которых тепловые нагрузки потребителей примерно соответствуют мощностям котельных.

Часть неиспользуемого в настоящее время резерва тепловой мощности котельных с учетом намечаемых перспектив нового жилищного строительства может быть в дальнейшем реализована в городах I и II типа. Что касается населенных пунктов III типа и особенно сельских поселений, то физическое состояние значительной части установленного оборудования котельных, а также тепловых сетей от них, крайне низкие технико–экономические показатели теплоснабжения потребителей делают сохранение их в эксплуатации на перспективу нецелесообразным.

В период 2002-2009 гг. рост суммарного теплопотребления округа составил: в промышленности – 137 Гкал/ч; на объектах жилищного фонда – 215 Гкал/ч; на объектах социальной сферы – 109 Гкал/ч.

Большой проблемой в округе продолжает оставаться моральный и физический износ источников теплоснабжения. Износ котельного оборудования составляет от 15 до 36%. В сельских районах КПД котлов со сроками службы свыше 10 лет часто не превышает 50%.

Изношенность тепловых сетей – 35- 38%. Ежегодно перекладывается около 3-4% тепловых сетей в основном с применением прогрессивных технологий. Количество ветхих тепловых сетей достигает 21% от их общего количества.

Начиная с 2001 года., в муниципальных образованиях автономного округа удалось повысить надежность и качество обеспечения потребителей тепловой энергией за счет реконструкции и ввода новых объектов теплоснабжения с применением современного оборудования и установки автоматизированных котлов с КПД 90-97%, а также перевода котельных на газообразное топливо, что позволяет сокращать расходы топлива от 15 до 30%. Внедрение новых технологий позволило значительно сократить затраты на энергоресурсы, что в конечном итоге сказалось на стоимости 1 Гкал для потребителей.

Основные проблемы функционирования систем теплоснабжения:

1. Изношенность оборудования котельных.
2. Нехватка и недостаточная квалификация персонала котельных, особенно в сельских поселениях.
3. Низкая эффективность использования топлива. Наиболее высокие удельные расходы топлива характерны для котельных, работающих на твердом и жидком топливе.
4. Практически во всех мелких городских, а также во всех сельских котельных отсутствуют средства КИП и автоматики или имеются в недостаточном объеме. В большинстве крупных котельных они устарели. В таких условиях невозможно произвести наладку котлов и осуществлять их грамотную эксплуатацию, что ведет к перерасходу топлива.
5. Отсутствие в котельных современной системы водоподготовки. Прирост ввода водоподготовок в предшествующий период составлял около 2.5% в год, при необходимом – не менее 5%.
6. Отсутствие резервных источников электроснабжения в 18% котельных.
7. Существенный избыток мощностей источников теплоснабжения.
8. Высокий уровень потерь в тепловых сетях.

В целом отмечается достаточно устойчивая структура окружного топливно-энергетического баланса (ТЭБ) с очевидным преобладанием в ней топливной составляющей, что обусловлено спецификой отраслей региональной экономики, определяющей его производственный профиль. Оценка эффективности сложившегося ТЭБ проведена с использованием энергоэкономических показателей: теплоэлектрического, электротопливного коэффициентов и коэффициента электрификации, которые характеризуют степень прогрессивности используемых энергоресурсов.

6.3. Перспективы развития

Энергетической Стратегией предусматривается рост производства электрической энергии на территории Ханты-Мансийского автономного округа-Югры к 2030 году до112.4 – 135.5 млрд. кВтч в год.

Приоритетами Энергетической Стратегии являются:

• развитие энергетики в Нефтеюганском и Нижневартовском энергорайонах, в гг. Тюмень, Тобольск, Ханты-Мансийск;
• взаимодействие в области создания генерирующих мощностей и распределительных сетей с крупными компаниями, имеющими достаточный производственно-технический, кадровый потенциал и инвестиционную привлекательность (Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири, ОАО «Тюменьэнерго», ОАО «ОГК-1″, ОАО «ОГК-2″, ОАО «ОГК-4″, ОАО «ТГК-10″).

Для поддержания необходимого уровня электроснабжения региона на территории округа необходимо ввести новые мощности на Нижневартовской ГРЭС, Сургутской ГРЭС-2 и Няганьской ТЭС, построить парогазовые электростанции на Приобском месторождении, газотурбинные электростанции в Березовском районе.

Для обеспечения электроэнергией горнорудной промышленности на Приполярном Урале необходимо построить тепловые электростанции на базе бурых углей Северо-Сосьвинских месторождений, что соответствует задачам «Энергетической Стратегии России» в части замещения жидких углеводородов и газа на уголь.

В развитии электростанций необходимо решать триединую задачу: увеличение мощности электростанций, проведение необходимого технического перевооружения и реконструкции, а также вынос генерирующей мощности из Сургутского энергоузла в Няганьский, что в целом позволит кардинально повысить живучесть энергосистемы за счет сокращения расстояний передачи электроэнергии. Соответственно предусматриваются следующие сроки ввода наиболее крупных генерирующих мощностей: 2010 г. – блок №3 ПГУ установленной мощностью 800 МВТ на Нижневартовской ГРЭС и 2 блока ПГУ по 400 МВт на Сургутской ГРЭС-2 (блоки №7, 8); 2010-2011 гг. – строительство генерации ООО «Интертехэлектро — Новая генерация» общей установленной мощностью 739 МВт; 2010-2012 гг. – 3 блока по 400 МВт на Няганьской ГРЭС; 2012 г. – блок №4 установленной мощностью 800 МВТ на Нижневартовской ГРЭС; 2010-2015 гг. – строительство станции установленной мощностью 600 МВТ на базе северососьвинских углей, а также Приполярной ГТЭС и ГТЭС в пос. Игрим общей установленной мощностью 144 МВт.

Дополнительным источником энергоресурсов для электростанций автономного округа является попутный газ нефтяных месторождений, сжигаемый в настоящее время в факелах. В целом, учитывая географическое место расположения Ханты-Мансийского автономного округа, можно говорить об обеспечении электростанций первичными энергоресурсами в обозримом будущем, хотя вопросы использования низконапорного газа и повышения эффективности использования попутного газа требуют дополнительных проработок.

Анализ различных вариантов развития «малой» энергетики на ПНГ показал, что внедрение мини-ТЭЦ на базе ГТУ и ГПА позволит дополнительно выработать 15.6- 20.5 млрд. кВтч электроэнергии при их общей установленной электрической мощности к 2030 году 2000-2700 МВт.

Объекты электросетевого хозяйства, которые должны быть введены в действие в срок до 2030 г. в соответствии с Концепцией развития электроэнергетики Приполярного Урала: подстанции 110 кВ — Люлья, Толья, Усть-Манья, Оторья, Хорасюр-1, Хорасюр-2, ВЛ-110 кВ — на п/с Люлья (от ВЛ ГРЭС Приполярная-Саранпауль (с заходами на ПС Оранья, Хорасюр-2); Люльинская ТЭС-Хорасюр-1; ВЛ-500 кВ Люльинская ТЭС-Обская (для энергоснабжения ЯНАО, Приполярного Урала); ВЛ-500 кВ Люльинская ТЭС-Ильковская.

Главной целью развития магистральных и распределительных электрических сетей, прежде всего напряжением 220 и 500 кВ, на перспективу до 2020 г. является обеспечение своевременного присоединения растущих электрических нагрузок потребителей нефтегазового комплекса, городов и населенных пунктов и объектов инфраструктуры, а также передачи мощности и электроэнергии в соседние энергодефицитные регионы. Электрические сети должны обеспечить транспорт и преобразование электроэнергии районам, городам, организациям, для чего потребуется соорудить не менее четырех ПС 500/220 кВ с автотрансформаторами суммарной мощностью 4000 МВА около 2000 км ВЛ 500 кВ и около 3000 км ВЛ 220 кВ.

Согласно оценке ожидаемых уровней тепловых нагрузок в расчетный период до 2030 г. и с учетом повышения КПД котельных за счет проведения их реконструкции и модернизации, потребление топлива источниками тепла в расчетный период составит 5165 тыс. т условного топлива.

Учитывая, что теплопотребность округа на уровне расчетного срока оценивается в 12300 Гкал/ч, а тепловая мощность действующих источников тепла составляет 11740 Гкал/ч, можно было бы предположить, что в целом ее достаточно, чтобы обеспечить покрытие нагрузок потребителей в 95%, т.е. практически полностью. Однако физическое состояние значительной части установленного оборудования котельных, особенно в населенных пунктах III типа, крайне низкие показатели работы, состояние тепловых сетей от них делают нецелесообразным в силу своей затратности сохранение их в эксплуатации на перспективу до 2030 г.

В качестве основных мероприятий, позволяющих повысить средний КПД котельных в населенных пунктах, может рассматриваться, прежде всего, замена котельного оборудования или строительство новых источников тепла при демонтаже существующих.

При рассмотрении вариантов развития систем теплоснабжения населенных пунктов представляется необходимым максимально использовать имеющийся в округе опыт.

В ряде районов округа имеется большое число мелких населенных пунктов, удаленных от источников газоснабжения, что делает бесперспективным их газификацию сетевым газом. Технология производства сжиженных газов из нефтяного попутного газа и использование сжиженного сухого отбензиненного газа в децентрализованном теплоснабжении позволяет отказаться от традиционных способов газификации небольших населенных пунктов и решить одновременно обе проблемы – сжигания НПГ в факелах и недорогого теплоснабжения.

В округе есть опыт эффективной децентрализации теплоснабжения на основе применения локальных источников тепла (Югорск, Урай) и индивидуальных ( в Полновате – поселок с индивидуальным жилым фондом – в 2001-2002 гг. проводилась планомерная газификация с установкой индивидуальных источников отопления, в Урае в 2003 г. построен жилой дом с индивидуальными квартирными газовыми котлами).

Установка поквартирных систем теплоснабжения многоэтажных жилых зданий – один из эффективных способов решения проблемы теплоснабжения, позволяющий сократить потребление энергоресурсов до 20%.

Прирост тепловых нагрузок промышленности в период до 2030 г. определялся с учетом того обстоятельства, что «Стратегией социально–экономического развития Ханты-Мансийского автономного округа – Югры» на территории округа не планируется строительства новых крупных теплоемких производств, имеющих значительное теплопотребление. Характер теплопотребления промышленности округа в период до 2030 г. не изменится – в нем будет доминировать отопительно-вентиляционная нагрузка в горячей воде.

В стратегической перспективе до 2030 г. перед округом стоит объективная необходимость выработки политики, обеспечивающей устойчивое развитие в условиях постепенного, не носящего катастрофический характер, однако необратимого ухудшения определяющих параметров функционирования нефтегазового комплекса, составляющего основу его экономики и имеющего уникальное значение для Российской Федерации в целом. Главная цель в развитии окружного ТЭК – сформировать нормативные правовые условия, систему стимулов, поощряющих инновационное поведение нефтяных и энергетических компаний, переход на наукоемкие энергосберегающие производственные технологии нефтедобычи, выработки и потребления энергии, необходимые для снижения издержек.

Целесообразно организовать энергетическую компанию, основной задачей которой будет создание конкурирующих с большой энергетикой генерирующих мощностей с использованием низконапорного природного и попутного газа. Необходимо определить эффективность строительства заводов по фракционированию и сжижению попутного нефтяного газа на базе криогенных циклов, переводу объектов теплоснабжения на индивидуальное отопление газифицированным сжиженным сухим отбензиненным газом.

Роль ТЭК в округе обусловливает целесообразность принятия нескольких законодательных актов по вопросам развития электроэнергетики. Исходя из опыта стран с развитой рыночной и малоэнергоемкой экономикой, надежная и системная работа по энергоснабжению и энергопользованию может быть обеспечена при наличии:

• региональных законов прямого действия «Об энергетической политике», «Обэнергосбережении», «Об использовании возобновляемых и нетрадиционных энергоресурсов», «О теплоснабжении» и т.д., формирующих «Энергетический Кодекс ХМАО – Югры»;
• программы энергосбережения до2020 г.;
• регионального Фонда энергосбережения;
• регионального Центра энергосбережения, в составе которого необходимо иметь информационно-аналитическую систему энергоэффективности.

Учитывая географические и энергетические особенности Югры, для оптимизации управления ТЭК региона целесообразно рекомендовать усиление работ по осуществлению законодательной инициативы по совершенствованию законодательной базы, регулирующей взаимодействие субъектов по распределению и сбыту электроэнергии, производству, распределению и сбыту тепловой энергии, газоснабжению, обеспечению водой и отводу стоков, обслуживанию канализационных сетей и полигонов ТБО.

Прогнозный вариант добычи нефти не предполагает критического снижения уровня ее добычи в рассматриваемом временном диапазоне (с 280 млн т в 2008 г. до 195-222 млн т к 2030 г.) Следует подчеркнуть, что при формировании Энергетической Стратегии учитывалась тенденция увеличения удельной электроемкости добычи нефти в усложняющихся условиях нефтедобычи.

Исходя из вышеизложенного, рассмотрено два варианта развития генерирующей мощности электрических станций автономного округа.

Вариант 1 (инновационный) предусматривает, помимо наращивания мощности генерирующих компаний на основе парогазовых технологий, замену выработавших свой ресурс электрических блоков на оборудование, использующее парогазовые технологии. Малая энергетика развивается на основе теплофикации территории Югры. Учитывалось использование попутного газа, сжигаемого в факелах, для дополнительного производства электрической энергии.

В зависимости от прогнозного уровня электропотребления избыток электрической мощности составит:

• на уровне 2015 года 4200-4500 МВт;
• на уровне 2020 года 1200-4600 МВт;
• на уровне 2030 года 700-3300 МВт.

Баланс электрической энергии складывается с избытком:

• на уровне 2015 года 37-39 млрд. кВт-ч;
• на уровне 2020 года 22-46 млрд. кВт-ч;
• на уровне 2030 года 7-35 млрд. кВт-ч.

Вариант 2 (минимальной) предусматривает наращивание мощностей генерирующих компаний на основе парогазовых технологий, продление срока службы существующих. Развитие малой энергетики в основном связано с потребностями нефти и газодобывающими компаниями.

В зависимости от прогнозного уровня электропотребления избыток электрической мощности составит:

• на уровне 2015 года 4500-4850 МВт;
• на уровне 2020 года 1700-5000 МВт;
• на уровне 2030 года 1800-5900 МВт.

Баланс электрической энергии складывается с избытком:

• на уровне 2015 года 39-42 млрд. кВт-ч;
• на уровне 2020 года: 25-49 млрд. кВт-ч;
• на уровне 2030 года: 24-53 млрд. кВт-ч.

Во всех сценариях экономические показатели округа в прогнозируемой перспективе будут определяющим образом зависеть от динамики развития ТЭК, доля которого в структуре ВРП сохранится по разным оценкам на уровне 60 -75%.