1 О ходе подготовки субъектов электроэнергетики к осенне-зимнему периоду гг. Министр энергетики РФ С.И. Шматко г. Москва 18 ноября 2009 г.

2 УРОВЕНЬ 1: ПРАВИТЕЛЬСТВЕННЫЙ УРОВЕНЬ 2: ВЕДОМСТВЕННЫЙ УРОВЕНЬ 3: РЕГИОНАЛЬНЫЙ Региональные штабы по обеспечению безопасности электроснабжения Правительственная комиссия по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) Министерство энергетики Министерство регионального развития Министерство природных ресурсов и экологии МЧС ФСТ Росгидромет Ростехнадзор Региональные энергетические комиссии Система подготовки электроэнергетики к прохождению ОЗП Правительство Российской Федерации Администрации регионов Потребители Организации инфраструктуры: ОАО «ФСК ЕЭС» ОАО «Холдинг МРСК» ОАО «СО ЕЭС» Руководство подготовкой Подготовка к прохождению ОЗП Организации энергетики

3 Вероятностный прогноз температурного режима на отопительный период гг. Ноябрь Декабрь Январь ФевральМарт Выполненный в Гидрометцентре России анализ позволяет с вероятностью 67-69% сделать вывод о том, что по сравнению с отопительным периодом гг. средняя прогностическая температура за отопительный период гг. ожидается на европейской территории ниже прошлогодней, на азиатской – близкой к прошлогодней. - ожидаемый температурный фон выше средних многолетних значений - ожидаемый температурный фон ниже средних многолетних значений - ожидаемый температурный фон близок к средним многолетним значениям Условные обозначения: Выпущен Гидрометцентром России г.

4 Исходные условия ОЗП: анализ рабочей мощности ЕЭС России ОЭС Центра В прогнозе ОЗП : Запас рабочей мощности - 31,8 % (ОЗП – 29,2 %) ОЭС Северо-Запада В прогнозе ОЗП : Запас рабочей мощности - 28,3 % (ОЗП – 43,5 %) ОЭС Урала В прогнозе ОЗП : Запас рабочей мощности – 14,5 % (ОЗП – 14,9 %) ОЭС Юга В прогнозе ОЗП : Запас рабочей мощности – 4,9 % (ОЗП – 11,9 %) ОЭС Средней Волги В прогнозе ОЗП : Запас рабочей мощности – 29,6 % (ОЗП 08/09 – 34,2 %) ОЭС Востока В прогнозе ОЗП мощность: Запас рабочей мощности - 61,0 % (ОЗП – 71,3 %) ОЭС Сибири В прогнозе ОЗП мощность: установленная – ,5 МВт рабочая МВт max потребления – МВт в ОЗП дефицит рабочей мощности 2,5% (при максимуме потребления без учета перетоков) в ОЗП – ЗРМ 18,8% ЕЭС России: ОЗП запас рабочей мощности – 22,5 % (ОЗП – 26,1 %) Запасы рабочей мощности ОЭС указаны без учета перетоков. Покрытие дефицита мощности в ОЭС Сибири будет обеспечено за счет перетока мощности из европейской части ЕЭС России, в т.ч. через Казахстан. !

5 Исходные условия ОЗП: баланс электроэнергии ЕЭС России ноябрьдекабрьянварьфевральмарт Прогноз ОЗП к факту ОЗП ,5%+1,3%+2,6%+2,4%+1,7% Сравнение прогноза потребления в ОЗП гг. с потреблением в ОЗП гг. млн кВт*ч Выработка электроэнергии в ЕЭС России: План ОЗП : 528,048 млрд. кВт*ч Факт ОЗП : 529,9 млрд. кВт*ч Потребление электроэнергии в ЕЭС России: План ОЗП : 521,3 млрд. кВт*ч Факт ОЗП : 520,3 млрд. кВт*ч Сальдо экспорта План ОЗП : -6,7 млрд. кВт*ч Факт ОЗП : -9,6 млрд. кВт*ч

6 Исходные условия ОЗП: запасы топлива ЕЭС России ОЭС Центра Запасы топлива (от норматива): Уголь – 129% Мазут – 131% ОЭС Северо-Запада Запасы топлива (от норматива): Уголь – 166% Мазут – 129% ОЭС Юга Запасы топлива (от норматива): Уголь – 118% Мазут – 127% ОЭС Средней Волги Запасы топлива (от норматива): Уголь – 150% Мазут – 118% ОЭС Сибири Запасы топлива (от норматива): Уголь – 10,16 млн тонн (144%) Мазут – 0,098 млн тонн (136%) Из-за увеличения выработки электроэнергии на ТЭС Сибири после аварии на СШГЭС, потребление угля будет выше прежнего прогноза: в IV квартале – на 2,4 млн. тонн (+12%) в I квартале – на 2,2 млн. тонн (+9%) ОЭС Урала Запасы топлива (от норматива): Уголь – 164% Мазут – 178% ОЭС Востока Запасы топлива (от норматива): Уголь – 125% Мазут – 140% Учтен опыт прохождения холодной зимы гг., нормативы запасов топлива увеличены. Энерготопливный баланс рассчитан исходя из минимальных температур для каждого региона в течение 5 дней в каждом из месяцев - в декабре, январе и феврале. Энергокомпании выполнили нормативы запасов топлива: по углю – на 142% по мазуту – на 131%

7 Основные направления подготовки к ОЗП: ввод энергообъектов Партизанская ГРЭС (100 МВт) Новокемеровская ТЭЦ (100 МВт) Введено в 2009 году: 852,2 МВт Планируется ввести до конца 2009 года: 645,5 МВт Выборгская ТЭЦ-17 (123 МВт) ТЭЦ МВт Условные обозначения: Ожидаемые вводы генерирующих объектов в 2009 г. (по инвестиционной программе) Фактические вводы 2009 г. (на ) Сетевые объекты 500 кВ Сетевые объекты 220 кВ ОЭС Северо-запада Реконструкция ПС 330 кВ Южная ОЭС Урала: ВЛ 500 кВ Холмогорская - Тарко-Сале, Сомкино-Кирпичниково Расширение ПС 500 кВ Тарко-Сале, Пыть-Ях ОЭС Юга: ВЛ 500 кВ Тихорецкая-Крымская, Фроловская-Ростовская ВЛ 500 кВ Курдюм- Фроловская ВЛ 220 кВ Псоу-Поселковая ОЭС Центра: Расширение ОРУ 500 кВ Каширской ГРЭС-4 Реконструкция ПС 500 кВ Очаково, Бескудниково, Чагино ОЭС Средней Волги: Расширение ПС 500 кВ Нижегородская Сочинская ТЭС (80 МВт) ОЭС Востока: ВЛ 500 кВ Дальневосточная - Владивосток с ПС 500 кВ ГТТЭС «Коломенское» 136 МВт ТЭС «Международная» 236 МВт ГРЭС «Каширская» 330 МВт

8 Основные направления подготовки к ОЗП: ход ремонтной кампании Оборудование: Выполнение План, (% ) Скорректиро- ванный план, (% ) Турбоагрегаты (гидроагрегаты), МВт 92,799,5 Энергетические котлы, т/час 91100,5 ЛЭП кВ, км101,5100,5 Трансформаторы напряжением 110кВ и выше, МВА 99,2 Компенсаторы реактивной мощности, МВАр 100 Причины корректировки: недостаток источников финансирования, в т.ч. вследствие принятых тарифных решений; удовлетворительное техническое состояние, позволяющее сократить объем ремонтных работ (решение собственника).

9 ОЭС Сибири: дополнительные факторы, возникшие после аварии на Саяно-Шушенской ГЭС IV кв г. до 32,9 млрд кВтч (на 2,4 млрд кВтч) I кв г. до 38,0 млрд кВтч (на 2,5 млрд кВтч) IV кв г. до 19,195 млн тонн (на 2,4 млн тонн) I кв г. до 21,448 млн тонн (на 2,2 млн тонн) Повышенная вероятность перегрузки сетевых элементов в связи с достижением максимально допустимых значений перетоков мощности: Братск-Красноярск (2 цепи ВЛ 500 кВ Красноярская ГЭС – Назаровская ГРЭС (2 цепи ВЛ 500 кВ) Назаровская ГРЭС – Ново-Анжерская, Итатская (2 ВЛ 500 кВ) Увеличение нагрузки ТЭС для обеспечения дополнительной выработки электроэнергии Увеличение поставок топлива с учетом дополнительного расхода угля

10 43 плановых и 15 внеплановых противоаварийных тренировок и учений для отработки совместных действий по управлению режимами: диспетчерские тренировки в ОДУ Сибири и Хакасском РДУ; общесистемная и межсистемная противоаварийные тренировки; межведомственные учения. более 100 противоаварийных тренировок в период работы комиссий по проверке готовности к работе в ОЗП 2009/2010 года. ОЭС Сибири: противоаварийные тренировки Более 200 тренировок, направленных на отработку действий внутри или между энергообъектами одной энергокомпании: Межсистемные и диспетчерские тренировки с участием ОАО «СО ЕЭС», МЭС, МРСК, крупных потребителей, органов МЧС и региональных штабов по обеспечению безопасности электроснабжения: ОАО «Иркутскэнерго» 25 ОАО «Енисейская ТГК-13» 1 ОАО «ТГК-11» 3 ОАО «ОГК-3» 2 ОАО «Русгидро» 25 ОАО «ОГК-4» 1 ОАО «Холдинг МРСК» 13 ОАО «Евросибэнерго» 3 ОАО «ФСК ЕЭС» 112 ОАО «Новосибирскэнерго» 9

11 Итоги проверки готовности к работе в ОЗП предприятия энергетики Российской Федерации Не выдан паспорт – 1: Западно-Сибирская ТЭЦ Принято решение не паспортизировать – 2: ОАО «Нурэнерго», ОАО «Ингушэнергосеть» Выданы 646 паспортов готовности, в т.ч. 30 по согласованному решению (снижена надежность работы, требуется специальный контроль за устранением замечаний). Проверены 649 предприятий: 298 электростанций 91 генерирующих компаний и филиалов; 173 сетевых предприятия; 14 объектов 110 кВ и выше, принадлежащих крупным промышленным предприятиям; 5 энергокомпаний изолированных систем; 68 филиалов Системного оператора. Работы по проверке Саяно-Шушенской ГЭС (ОАО «РусГидро») продолжаются

12 Проблемы Продолжающееся старение энергетического оборудования вследствие недостаточного финансирования, особенно в области бюджетного регулирования. Неплатежи. Технологические ограничения, возникающие в случае особых ситуаций. Неудовлетворительное состояние энергетического оборудования в регионах высоких рисков и ряде изолированных энергосистем. Необходимость совершенствования нормативной базы, в том числе нормативной базы в энергетике, в части регулирования ремонтов, установления ответственности руководителей компаний за соблюдение планов ремонтов.

13 в т.ч. оборудование, отработавшее 2 нормативных срока 52% 7,4 % Износ распределительного электросетевого оборудования - 69% Для уменьшения износа до 50% уровня в течение 10 лет требуется вложение 3 трлн руб., в т.ч.: ПС кВ - 1,255 трлн руб.; ВЛ (КЛ) - 1,407 трлн руб; ТП /0,4 кВ - 0,318 трлн руб. Продолжение старения энергетического оборудования в целом по отрасли вследствие недостаточного финансирования особенно в сфере бюджетного регулирования Затраты на ремонт, утвержденные в тарифе ОАО «Дальневосточная ГК» ежегодно составляют 42% от нормативных. Недофинансирование составляет около 5 млрд. руб. в год, что постепенно снижает надёжность энергооборудования. Часть заявленных затрат на ремонт не утверждаются РЭКом в тарифе Необходимо: утвердить актуализированные Правила организации тех. обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей как тех.регламент обязательный к исполнению; внести изменения в Постановления Правительства РФ для обязательного учета необходимых затрат на ремонты в тарифах. ОАО «Холдинг МРСК»ОАО «РАО ЭС Востока»

14 Неплатежи Динамика задолженности на розничном рынке электроэнергии перед Гарантирующими поставщиками Динамика задолженности на оптовом рынке электроэнергии и мощности Рост с начала года 46,4 млрд. руб. Рост с начала года 17,8 млрд. руб. Увеличение задолженности потребителей перед Гарантирующими поставщиками ведет к росту долгов на оптовом рынке. Срывы платежей могут привести к нехватке средств для подготовки генерирующих и сетевых компаний к ОЗМ. Структура задолженности на ОРЭМ

15 Итатская ПС Алюминиевая Батарея статических компенсаторов 312 Мвар - март 2010 г. Батарея статических компенсаторов (БСК) - 80 МВАр (тяговый транзит РЖД) г. Технологические нарушения, возникающие в случае нештатных ситуаций, на примере ОЭС Сибири ПС Означенное Батарея статических компенсаторов 208 МВАр г. 208 МВАр - март 2010 г. Ввод в эксплуатацию одной цепи участка ВЛ 220 кВ Бея-Аскиз с целью включения в транзит Означенное-Аскиз г. Абаканская-500 Аскиз Бея Означенное-500 Алюминиевая-500 Саяно-Шушенская ГЭС Единичное отключение одной из ВЛ 500 кВ: Саяно-Шушенская ГЭС – Новокузнецкая 1 Абаканская – Алюминиевая Итатская – Абаканская приводит к необходимости ввода графиков временных отключений в Хакасии до 460 МВт Для повышения надежности электроснабжения необходимы: Ввод батареи статических компенсаторов (БСК) на ПС Означенное (первый этап 200 МВАр); строительство ВЛ 220 кВ Бея – Аскиз; ввод в работу в 2009 г. БСК на подстанциях тягового транзита Саянская – Минусинск Красноярской ЖД; Ввод в эксплуатацию БСК 208 МВАр сократит объем временных отключений с 460 МВт до 300 МВт (для наиболее тяжелого отключения ВЛ 500 кВ Итатская-Абаканская).

16 Основные направления подготовки к ОЗП: регионы высоких рисков и меры снижения рисков Краснодар Владивосток Южно-Сахалинск Сургут Салехард Абакан Приказом Минэнерго 417 от г. сформирован перечень из 5 регионов с высокими рисками прохождения максимумов энергетических нагрузок (РВР). В ОЗП было 8 РВР. В них может возникнуть необходимость ввода ограничения режима потребления при выходе из строя одной ЛЭП или элемента подстанции. В Сахалинской энергосистеме к ограничениям может также привести выход из строя одного из крупных генераторов. Хакасская энергосистема включена в список после аварии на СШГЭС. Кубанская энергосистема: Юго-западный энергорайон Тюменская энергосистема: Северный, Ноябрьский, Когалымский, Нефтеюганский, Нижневартовский энергорайоны Хакасская энергосистема Приморская энергосистема Сахалинская энергосистема

17 Необходимость совершенствования нормативной базы Утвердить технические регламенты: –о безопасности электрических станций и сетей; –о безопасности электроустановок. Внести изменения в ФЗ «Об электроэнергетике»: –наделяющие Правительство РФ полномочиями по утверждению Технологических правил функционирования энергосистемы (ТПФЭ); –наделяющие уполномоченный федеральный орган исполнительной власти полномочиями по техническому контролю в электроэнергетике, в т.ч. за соблюдением ТПФЭ. Внести изменения в закон «О техническом регулировании», продляющие на 2 года действие существующих нормативно-технических документов в энергетике. Вести в нормативно-правовую базу положение, устанавливающее понятие стратегически важных для национальной безопасности производственных и технических объектов, включая высоконапорные ГЭС, за эксплуатацией которых требуется особый государственный контроль. Принять поправки к Закону «Об электроэнергетике» и в Административный Кодекс в части усиления ответственности руководителей энергокомпаний за нарушение правил планирования и проведения ремонтов. Принять поправки в Административный Кодекс, ужесточающие ответственность за неплатежи за электроэнергию.

18 Задачи на ближайшую перспективу Минэнерго России: обеспечить координацию и контроль за завершением энергокомпаниями мероприятий по подготовке к ОЗП гг.; реализовать дополнительные меры по прохождению ОЗП в Сибири; обеспечить запланированные вводы генерирующего и сетевого оборудования, участвующего в покрытии нагрузок в ОЗП гг.; обеспечить координацию разработки Концепции обеспечения надежности в электроэнергетике; организовать подготовку предложений по дополнительному финансированию крайне необходимых объектов электроэнергетики за счет средств Федерального бюджета, прежде всего в 2011 г. Регионы: принять комплекс мер по ликвидации неплатежей на рынках электроэнергии и мощности; активизировать работу по обеспечению резервными источниками питания объектов жизнеобеспечения; обеспечить установление тарифов, обеспечивающих реализацию инвестиционных программ энергокомпаний.

19 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ