Оценка уровня энергетической безопасности регионов России на основе индикативного анализа

Оценка уровня энергетической безопасности регионов России на основе индикативного анализа Методический подход к оценке уровня ЭнБ  Для оценки уровня ЭнБ регионов страны разработан методический подход, основными составляющими которого являются мониторинг и индикативный анализ.  Мониторинг ЭнБ – систематические наблюдения, регистрация и анализ процессов в энергетике и экономике, влияющих на ЭнБ, с целью идентификации угроз, оценки существующего и ожидаемого уровней ЭнБ, подготовки информации для решения задач функционирования и развития энергетики с учетом фактора ЭнБ и для обоснования и выбора мер и механизмов ее обеспечения (Доктрина энергетической безопасности РФ).  Индикативный анализ является важной частью мониторинга и состоит в расчете комплекса показателей-индикаторов (индикативных показателей) и в сопоставлении полученных величин индикаторов с их граничными (пороговыми) значениями.  Для создания системы мониторинга ЭнБ необходимы:  комплекс показателей-индикаторов, характеризующих состояние энергетической безопасности по группам и объектам мониторинга;  соответствующая реальным возможностям и потребностям общества система пороговых значений этих показателей; Индикативные показатели (индикаторы) ЭнБ  Индикаторы ЭнБ – показатели развития и функционирования ТЭК, его подсистем и объектов, а также потребителей энергии. В совокупности они должны достаточно полно характеризовать уровень ЭнБ, глубину и территориальные рамки реализации угроз ЭнБ.  Комплекс индикативных показателей рассчитывается на основе отчетных и прогнозных показателей развития и функционирования: • индикаторы, полученные на основе отчетных данных за предшествующих лет, характеризуют фактический уровень ЭнБ; ряд • индикаторы, полученные на основе прогнозных данных, характеризуют прогнозный уровень ЭнБ и должны базироваться на авторитетных прогнозах и обоснованных расчетах по развитию объектов ТЭК; • оценка уровней ЭнБ для текущего состояния ТЭК и прогнозного состояния, включающего меры по развитию, дает информацию о степени повышения ЭнБ и достаточности разработанных мер.  Индикаторы ЭнБ должны отражать различные аспекты состояния и работы систем энергетики и всего ТЭК в целом – так, чтобы по их динамике можно было понять, где ситуация находится в допустимой области, а где нарастают негативные тенденции. При этом система индикаторов должна быть обозримой (не более 15-20 индикаторов). Пороговые значения индикаторов  Для проведения индикативного анализа на шкале состояний ЭнБ выделяются три основные области: нормальная, предкризисная и кризисная. Шкала состояний энергетической безопасности Области состояния Граничные значения нормальная предкризисная 1,5 кризисная 1,2  Пороговое значение – это значение, разделяющее области состояния безопасности по данному индикатору, т.е. это граница перехода из одной области состояния ЭнБ в другую – из области нормальных состояний в предкризисную, из области предкризисных состояний в кризисную область.  При сравнении величин индикаторов с их пороговыми значениями  определяется в какой области находится ЭнБ объекта по данному показателю, т.е. уровень проявления соответствующих угроз ЭнБ;  отслеживаются отклонения показателей-индикаторов от их пороговых значений и выявляются предельно допустимые отклонения, причем не только для нижнего уровня управления, но в агрегированном виде также для лиц, принимающих решения на более высоких уровнях управления. Оценка состояния ЭнБ региона Алгоритм оценки состояния энергетической безопасности региона 1. Расчет значений индикаторов на основе отчетных и прогнозных данных о состоянии отраслей и объектов ТЭК. 2. Оценка состояния энергетической безопасности по каждому индикатору на основе сравнения величин индикаторов с их пороговыми значениями. 3. Оценка «полного веса» каждого индикатора в сумме весов всех оцениваемых индикаторов. 4. Определение «удельного веса» каждого индикатора в общей сумме «удельных весов» всех оцениваемых индикаторов. 5. Определение сумм удельных весов индикаторов в области нормальных, предкризисных и кризисных значений. 6. Интегральная оценка состояния энергетической безопасности региона. Блоки индикаторов, рекомендуемые для оценки ЭнБ регионов РФ 1. Блок производственной и ресурсной обеспеченности системы топливо- и энергоснабжения региона 1.1. Отношение суммарной располагаемой мощности электростанций региона к максимальной электрической нагрузке потребителей на его территории. 1.2. Отношение суммы располагаемой мощности электростанций и пропускной способности межсистемных связей региона с соседними регионами к максимальной электрической нагрузке потребителей на его территории. 1.3. Возможности удовлетворения потребностей в КПТ из собственных источников региона. 2. Блок надежности топливо- и энергоснабжения региона 2.1. Доля доминирующего ресурса в общем потреблении КПТ на территории региона. 2.2. Доля наиболее крупной электростанции в установленной электрической мощности региона. 3. Блок состояния ОПФ систем энергетики на территории региона 3.1. Степень износа ОПФ энергетического хозяйства региона. 3.2. Отношение среднегодового ввода и реконструкции установленной мощности электростанций за предшествующий 5-летний период к установленной мощности электростанций в регионе. Блоки индикаторов, рекомендуемые для оценки ЭнБ регионов страны 1. Блок производственной и ресурсной обеспеченности системы топливо- и энергоснабжения региона №, формула (смысл ) индикатора ед. изм. Что характеризует Возможности электростанций 1.1. Отношение величины суммарной региона по удовлетворению располагаемой мощности электрической электростанций региона к отн. максимальной максимальной электрической ед. нагрузки потребителей региона нагрузке потребителей на его территории Суммарные возможности 1.2. Отношение суммы располагаемой электростанций региона и мощности электростанций и межсистемных связей по пропускной способности отн. удовлетворению максим. межсистемных связей региона с ед. электрической нагрузки соседними к максимальной потребителей региона электрической нагрузке потребителей на его территории 1.3. Отношение объема потребления КПТ из месторождений региона к общему потреблению КПТ % Возможности удовлетворения потребностей в КПТ из собственных источников региона Блоки индикаторов, рекомендуемые для оценки ЭнБ регионов страны 2. Блок надежности топливо- и энергоснабжения региона ед. изм. Что характеризует 2.1. Доля доминирующего ресурса в общем потреблении КПТ на территории региона. % Сложившуюся структуру потребления КПТ 2.2. Доля наиболее крупной электростанции в установленной электрической мощности. % Степень концентрации генерирующих мощностей № и смысл (формула) индикатора Блоки индикаторов, рекомендуемые для оценки ЭнБ регионов страны 3. Блок состояния ОПФ систем энергетики на территории региона № и смысл (формула) индикатора 3.1. ед. изм. Степень износа ОПФ энергетического хозяйства региона % 3.2. Отношение среднегодового ввода и реконструкции установленной мощности электростанций за предшествующий 5-летний период к их установленной мощности % Что характеризует Динамику процесса обновления ОПФ в электроэнергетике Классификация регионов по группам БЛОК 1 – производственная и ресурсная обеспеченность системы топливо- и энергоснабжения региона Группа БЛОК 2 – надежность топливо- и энергоснабжения региона Группа Признак региона ИНДИКАТОР 1.1 1 Регионы с перетоками эл. энергии по связям с соседними регионами не менее 50 % от установленной эл. мощности 2 Регионы перетоками эл. энергии по связям с соседними регионами от 20 до 50 % от установленной эл. мощности 3 Регионы с перетоками эл. энергии по связям с соседними регионами до 20 % от установленной эл. мощности 4 Регионы с изолированной системой электроснабжения своих потребителей ИНДИКАТОР 1.3 1 Регионы, имеющие магистральные жел.-дор. связи с угольными регионами, либо мощные газотранс. коридоры из газодобывающих районов 2 Регионы, имеющие жел.-дор. связи средней силы с угольными регионами, и незначительные магистральные газопр. связи 3 Регионы, не имеющие жел.-дор. и газопр. связей с внешними поставщиками, (поставки КПТ – из собственных источников, либо автомобильным, водным или авиационным транспортом) Признак региона ИНДИКАТОР 2.1 1 Регионы, самообеспеченные КПТ 2 Регионы с незначительными собственными топливными ресурсами, не способные обеспечить необходимые объемы потребления КПТ за счет собственных источников ИНДИКАТОР 2.2 1 Регионы связаны с избыточными по электроэнергии территориями, мощность перетоков более 50% от установленной электрической мощности региона 2 Регионы связаны с избыточными по электроэнергии территориями, мощность перетоков от 20-50% от установленной электрической мощности региона 3 Регионы со слабыми электрическими связями, мощность перетоков менее 20% от установленной электрической мощности региона Регионы с изолированной системой электроснабжения Граничные значения индикаторов ЭнБ Блок 1 Блок 2 Группа регионов 1 2 3 4 Состояние по индикатору 1.1 Нормальное Предкризисн. Кризисн. > 0,5 0,3 – 0,5 < 0,3 > 0,7 0,5 – 0,7 < 0,5 >1 0,8 – 1 < 0,8 > 1,2 1,1 – 1,2 < 1,1 Группа регионов Все регионы Состояние по индикатору 1.2 Нормальное Предкризисн. Кризисн. Группа регионов 1 2 3 Состояние по индикатору 1.3 (%) Нормальное Предкризисн. Кризисн. > 40 20 – 40 < 20 > 60 40 – 60 < 40 100 80 – 100 < 80 > 1,5 1,2 – 1,5 < 1,2 Группа регионов 1 2 Состояние по индикатору 2.1(%) Нормальное Предкризисн Кризисн. < 90 > 90 < 40 40 – 70 > 70 Группа регионов 1 2 3 Состояние по индикатору 2.2 (%) Нормальное Предкризисн Кризисн < 50 50 – 70 > 70 < 40 40 – 50 > 50 < 30 30 – 40 > 40 Блок 3 Группа регионов Все регионы Группа регионов Все регионы Состояние по индикатору 3.1 (%) Нормальное Предкризисное Кризисное < 40 40 – 60 > 60 Состояние по индикатору 3.2 Нормальное Предкризисное Кризисное >2 1–2 <1 Индикатор 1.1 и его пороговые значения Блок 1. Индикатор 1.1. Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций региона к максимальной электрической нагрузке потребителей на его территории. Классификация регионов по данному индикатору выполнена по признаку «суммарная мощность электрических связей данного региона с другими регионами». Пороговые значения индикатора 1.1 (отн. ед.) Группа 1 2 3 4 Состояние по индикатору 1.1 Нормальное Предкризисное Кризисное > 0,5 0,3 – 0,5 < 0,3 > 0,7 0,5 – 0,7 < 0,5 >1 0,8 – 1 < 0,8 > 1,2 1,1 – 1,2 < 1,1 Индикатор 1.2 и его пороговые значения Блок 1. Индикатор 1.2. Отношение величины суммы располагаемой мощности электростанций и пропускной способности межсистемных связей региона с соседними к максимальной электрической нагрузке потребителей на его территории. Индикатор характеризует суммарные возможности электростанций региона и межсистемных связей по удовлетворению максимальной электрической нагрузки потребителей региона. Характеристики состояния по степени кризисности в данном аспекте по регионам не отличаются. Пороговые значения индикатора 1.2 (отн. ед.) Группа Все регионы Состояние Нормальное Предкризисное Кризисное > 1,5 1,2 – 1,5 < 1,2 Индикатор 1.3 и его пороговые значения Блок 1. Индикатор 1.3. Возможности удовлетворения потребностей в КПТ из собственных источников региона. Классификация регионов по данному индикатору выполнена по признаку «мощность транспортных связей с соседними территориями». Пороговые значения индикатора 1.3 (%) Группа 1 2 3 Состояние по индикатору 1.3 Нормальное Предкризисное Кризисное > 40 20 – 40 < 20 > 60 40 – 60 < 40 100 80 – 100 < 80 Индикатор 2.1 и его пороговые значения Блок 2. Индикатор 2.1. Доля доминирующего ресурса в общем потреблении КПТ на территории региона. Характеризует сложившуюся структуру потребления КПТ по видам ТЭР. Классификация регионов по данному индикатору выполнена по признаку «степень их обеспеченности собственными источниками КПТ». Пороговые значения индикатора существенно различаются для самообеспеченных доминирующим ресурсом территорий и территорий с большим объемом внешних поставок первичных ТЭР. Пороговые значения индикатора 2.1 (%) Группа Состояние по индикатору 2.1 Нормальное Предкризисное 1 < 90 > 90 2 < 40 40 – 70 Кризисное > 70 Индикатор 2.2 и его пороговые значения Блок 2. Индикатор 2.2. Доля наиболее крупной электростанции в установленной электрической мощности региона. Характеризует степень концентрации генерирующих мощностей. Пороговые значения зависят от наличия и мощности межсистемных электрических связей региона с соседними и от степени избыточности соседних регионов по электроэнергии. Пороговые значения индикатора 2.2 (%) Группа 1 2 3 Состояние по индикатору 2.2 Нормальное Предкризисное Кризисное < 50 50 – 70 > 70 < 40 40 – 50 > 50 < 30 30 – 40 > 40 Индикаторы 3.1 и 3.2 и их пороговые значения Блок 3. Индикатор 3.1. Степень износа ОПФ энергетического хозяйства территории. Индикатор 3.1 касается всех энергетических отраслей региона. Пороговые значения индикатора 3.1 (%) Группа Все регионы Состояние по индикатору 3.1 Нормальное Предкризисное Кризисное < 40 40 – 60 > 60 Индикатор 3.2. Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за предшествующий 5-летний период к установленной мощности на территории. Характеризует динамику процесса обновления ОПФ в электроэнергетике. Пороговые значения индикатора 3.2 (%) Группа Все регионы Состояние по индикатору 3.2 Нормальное Предкризисное Кризисное >2 1–2 <1 «Полный вес» индикатора в общей сумме весов Оценка «полного веса» каждого индикатора в общей сумме весов всех оцениваемых индикаторов. Наиболее эффективным путем «развески» индикаторов по значимости их влияния на уровень ЭнБ является попарное сравнение индикаторов, на основе которого определяются:  условная значимость индикаторов (𝜐𝑖𝑗) в парах;  «полный вес» индикатора в общей сумме весов: А𝑖 = 𝑛 𝑗=1 𝜐𝑖𝑗 ; Общий вид матрицы сравнительных характеристик условной значимости индикаторов υij при их попарном сравнении 𝑗 2 3 1 1 12 13 … 1n 𝑛 1 𝜐1𝑗 2 21 1 23 … 2n 𝑛 1 𝜐2𝑗 3 31 32 1 … 3n 𝑛 1 𝜐3𝑗 … … … … 1 … n n1 n2 n3 … 1 𝑖 n А𝑖 1 … 𝑛 1 𝜐𝑛𝑗 «Удельный вес» индикатора в общей сумме «удельных весов» Определение удельного веса каждого индикатора ( 𝑽𝒊 ) в общей сумме «весов» всех оцениваемых индикаторов. 𝑉𝑖 = А𝑖/В, где А𝑖 = В= 𝑛 𝑗=1 𝜐𝑖𝑗 – полный вес 𝑖 -го индикатора в общей сумме весов индикаторов; 𝑛 𝑛 𝑖=1 𝑗=1 𝜐𝑖𝑗 - сумма «весов» всех исследуемых индикаторов; Вычисленная матрица сравнительных характеристик условной значимости индикаторов 𝝊𝒊𝒋 при их попарном сравнении. Полный и удельный веса индикаторов в общей сумме весов Индикатор 1.1 1.2 1.3 2.1 2.2 3.1 3.2 1.1 1.2 1.3 2.1 2.2 3.1 3.2 1 0,8 0,3 0,5 0,4 0,8 0,4 0,2 1 0,3 0,5 0,4 0,5 0,2 0,7 0,7 1 0,5 0,6 0,7 0,4 0,5 0,5 0,5 1 0,4 0,6 0,2 0,6 0,6 0,4 0,6 1 0,8 0,4 0,2 0,5 0,3 0,4 0,2 1 0,2 0,6 0,8 0,6 0,8 0,6 0,8 1 Итого А𝑖 𝑉𝑖 2,80 0,13 3,90 0,19 2,40 0,11 3,30 0,16 2,60 0,12 4,20 0,20 1,80 0,09 В=21 𝑉𝑖 =1 Сумма удельных весов индикаторов по состояниям Определение сумм удельных весов индикаторов в области нормальных (𝐕 𝑯 ), предкризисных (𝑽П𝑲 ) и кризисных значений (𝑽𝑲 ). 𝑉𝐻 = 𝑖∈𝐼 Н 𝑉𝑖 ; 𝑉 П𝐾 = 𝑖∈𝐼 ПК 𝑉𝑖 ; 𝑉К = 𝑖∈𝐼 К 𝑉𝑖 ; где 𝐼Н , 𝐼 ПК , 𝐼К – множества значений индикаторов соответственно в области нормальных, предкризисных и кризисных значений. Состояние ЭнБ по индикатору 1.1 1.2 1.3 2.1 2.2 3.1 3.2 Н Н К К Н К К Удельный вес индикатора 0,13 0,19 0,11 0,16 0,12 0,20 Сумма удельных весов индикаторов по состояниям 𝑉𝐾 𝑉 П𝐾 𝑉𝐻 0,56 0,44 0,09 Интегральная оценка состояния ЭнБ региона. Для определения состояния ЭнБ региона по комплексу рассматриваемых индикаторов вводятся два интервальных коэффициента: 𝛿𝐻 = 0,7 – 1,0 – коэффициент достижения нормального состояния; 𝛿𝐾 = 0,4 – 1,0 – коэффициент достижения кризисного состояния. Оценка уровня ЭнБ Челябинской области и разработка предложений по ее повышению Характеристика ТЭК Челябинской области Челябинская энергосистема входит в состав ОЭС Урала и имеет межсистемные связи с энергосистемами Башкирской, Оренбургской, Свердловской областей и ОЭС Казахстана. 20 % всей производимой в области электроэнергии вырабатывается на действующих в энергосистеме четырех ГРЭС и трех крупных ТЭЦ, 17 % – на промышленных ТЭЦ (данные на 1 января 2017 года). В 2013 году в Челябинской энергосистеме производилось 44 % от требуемого объема электроэнергии, в 2016 году – 77 %. По установленной электрической мощности с 2016 года энергосистема бездефицитна. Газоснабжение области осуществляется через газотранспортную систему ПАО «Газпром» по магистральным газопроводам ЕСГ, поставка газа потребителям – по газопроводам-отводам протяженностью более 1260 км. Природным газом газифицированы основные крупные населенные пункты во всех муниципальных районах Челябинской области. С 2011 года поставки природного газа в регион осуществляет ПАО «НОВАТЭК». Особенности ТЭК Челябинской области с позиций ЭнБ 1. По пропускной способности межсистемных электрических связей область в 2011 и 2012 годах относилась к регионам со слабыми электрическими связями, с 2013 года она перешла в группу регионов со средней мощностью электрических связей. 2. При оценке ЭнБ Челябинскую область следует относить к регионам с незначительными объемами собственных топливных ресурсов:  в регионе имеется только бурый уголь, объем добычи которого в 2016 г. составил 12% от его общего потребления (0,98 млн тонн);  промышленная добыча нефти и газа здесь не осуществляется;  более 90% объема потребляемых в области ТЭР поставляется извне. 3. В структуре топливного баланса чуть более 50 % занимает природный газ. 4. Энергетическое хозяйство области, как и большинства субъектов РФ, характеризуется довольно высокой степенью износа – около 50 %. 5. Установленная мощность крупнейшей Троицкой ГРЭС 1400 МВт. 6. Возможность удовлетворения потребностей ТЭК региона в КПТ определяется мощными газотранспортной и железнодорожной системами. Ключевую роль при этом играют газотранспортные коридоры от газодобывающих районов, к надежности которых должны предъявляться высокие требования. 1. Блок производственной и ресурсной обеспеченности систем топливо- и энергоснабжения региона ИНДИКАТОР 1.1 Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций региона к максимальной электрической нагрузке потребителей на его территории ИНДИКАТОР 1.2. Отношение величины суммы располагаемой мощности электростанций и пропускной способности межсистемных связей региона с соседними к максимальной электрической нагрузке потребителей на его территории. ИНДИКАТОР 1.3. Возможности удовлетворения потребностей в КПТ из собственных источников региона». Классификация и пороговые значения для индикаторов блока 1 Показатель Индикатор 1.1, отн. ед. Признак классификац. мощность электрических связей с другими регионами Индикатор 1.2, отн. ед. - Индикатор 1.3, % мощность транспортных связей магистральные газопроводы, сильные ж/д связи Признак региона 2011-2012 гг. слабые эл. связи с 2013 г. эл. связи средней мощности - Номер группы №3 №3 - №1 Пороговые значения К – менее 0,8; ПК – 0,8-1,0; Н – более 1,0; К – менее 0,5; ПК – 0,5-0,7; Н – более 0,7; К – менее 1,2; ПК – 1,2-1,5; Н – более 1,5; К – менее 20; ПК – 20-40; Н – более 40; Расчет индикаторов блока 1 и оценка состояния ЭнБ Год Располагаемая мощность Максимальная нагрузка Мощность межсистемных связей МВт Значение индикаторов 1.1 и 1.2, отн. ед. Состояние ЭнБ по индикатору 1.1 1.2 1.1 1.2 2011 5021 5418 830 0,93 1,08 ПК К 2012 4773 5441 830 0,88 1,03 ПК К 2013 4688 5150 1310 0,91 1,16 Н К 2014 4597 5249 1310 0,88 1,13 Н К 2015 4647 5158 1310 0,90 1,15 Н К 2016 5548 5113 1310 1,09 1,34 Н ПК 2017 5702 5032 1310 1,13 1,39 Н ПК 2018 5678 5184 1690 1,10 1,42 Н ПК 2019 5783 5282 1690 1,09 1,41 Н ПК Год Общее потребление КПТ, млн т у.т. Производство КПТ в области, млн т у.т Значение индикатора 1.3, % 2011 34,82 3,29 9,46 2012 35,71 3,35 9,37 К К 2013 32,97 3,21 9,75 К 2014 32,97 3,21 9,75 К 2015 33,32 3,21 9,63 К 2016 33,55 3,20 9,54 К 2017 33,66 3,19 9,48 К 2018 33,97 3,50 10,30 К 2019 34,09 3,17 9,31 К Состояние ЭнБ 1,2 1,1 нормальное 1 0,9 0,91 0,8 0,7 кризисное 0,6 0,5 0,4 2011 2012 2013 1,09 0,88 1,13 1,10 1,09 нормальное 0,90 предкризисное кризисное 2014 2015 2016 2017 2018 2019 С 2013 г. – область нормальных состояний:   1,7 нормальное 1,6 кризисное гг. – предкризисная зона. В 2011-2012  Индикатор 1.2 Индикатор 1.1 отн. ед. отн. ед. Анализ динамики индикаторов блока 1 увеличение пропускной способности межсистемных связей; ввод новых мощностей (в 2014 г. - 825 МВт, в 2015 г. - 247 МВт и в 2016 г. - 948 МВт); снижение максимальной нагрузки с 2013 г.  Для поддержания уровня ЭнБ по индикатору 1.1 необходим своевременный ввод новых мощностей с учетом текущей и перспективной нагрузки потребителей. 1,5 предкризисное 1,4 1,3 1,16 1,2 1,08 1,1 1,03 1 2011 2012 1,13 1,34 1,39 1,42 1,41 2017 2018 2019 1,15 кризисное 2013 2014 2015 2016 2011-2015 гг. – кризисная ситуация. К 2016 г. значений: – область предкризисных  увеличение располагаемой мощности источников;  увеличение пропускной способности межсистемных связей с 830 до 1310 МВт  Основное направление повышения уровня ЭнБ по индикатору 1.2 – увеличение пропускной способности межсистемных связей. Индикатор 1.3. Состояние ЭнБ области – в кризисной зоне, т.к. собственные топливные ресурсы незначительны – доля КПТ из собственных источников составляет около 10 %.  Магистральные газопроводы и нефтепроводы на территории области, развитое железнодорожное сообщение создают возможность надежного снабжения области необходимыми ТЭР. 2. Блок надежности топливо- и энергоснабжения региона ИНДИКАТОР 2.1 Доля доминирующего ресурса в общем потреблении КПТ на территории региона ИНДИКАТОР 2.2. Доля наиболее крупной электростанции в установленной электрической мощности региона ИНДИКАТОР 2.3. Уровень потенциальной обеспеченности спроса на топливо в условиях резкого похолодания (10-процентный наброс потребления) на территории региона Классификация и пороговые значения для индикаторов блока 2 Показатель Индикатор 2.1, % Признак классификац. степень обеспеченности региона собственными источниками КПТ Признак региона Индикатор 2.2, % Индикатор 2.3, % наличие и мощность климатические межсистемных электрических условия, исходя из связей региона с соседними и расчетной степень избыточности соседних температуры регионов по электроэнергии наружного воздуха 2011-2012 гг. с 2013 г. незначительные слабые электрические холодный климат собственные электрические связи средней топливные ресурсы связи мощности Номер группы №2 №3 №2 №3 Пороговые значения К – более 70; ПК – 40-70; Н – менее 40; К – более 40; ПК – 30-40; Н – менее 30 К – более 50; ПК – 40-50; Н – менее 40 К – менее 100; ПК – 100; Н – более 100 Расчет индикатора 2.1 и оценка состояния ЭнБ Структура потребления КПТ, % Год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Уголь Мазут Прочее 12,10 12,70 12,67 12,41 12,41 12,22 11,97 11,63 11,47 0,36 0,32 0,28 0,25 0,25 0,24 0,24 0,24 0,24 36,20 36,79 35,99 36,29 36,29 36,13 36,13 35,91 35,91 Газ (показатель 2.1) 51,35 50,19 51,06 51,06 51,05 51,42 51,66 52,22 52,38 Состояние ЭнБ ПК ПК ПК ПК ПК ПК ПК ПК ПК По индикатору 2.1 состояние ЭнБ находится в предкризисной зоне – доля природного газа в региональном топливном балансе чуть более 50 % при пороговом значении с зоной нормальных состояний 40 %. Магистральные газопроводы решают важнейшую задачу стабильного обеспечения области энергетическими ресурсами. Расчет индикатора 2.2 и оценка состояния ЭнБ Установленная мощность, МВт Год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 крупнейшей электростанции 2059 2059 1574 1574 1296 1296 1400 1145 1145 суммарная по региону 5298 5233 4767 4810 5298 5730 6028 5852 5928 Значение индикатора 2.2, % Состояние ЭнБ 38,9 39,3 33,0 32,7 24,5 22,6 23,2 19,6 19,3 ПК ПК Н Н Н Н Н Н Н По индикатору 2.2 в 2011-2012 гг. состояние ЭнБ оценивалось как предкризисное – мощность Троицкой ГРЭС составляла почти 40 % общей установленной мощности. С 2013 г. регион перешел из группы со слабыми межсистемными электрическими связями в группу средней мощности, что изменило пороговые значения индикатора 2.2. Кроме того, на всем рассматриваемом периоде мощность (и доля) Троицкой ГРЭС снижается. Согласно новой схеме и программе перспективного развития электроэнергетики области на 2018-2022 гг. ее доля к 2019 году составит менее 20 %. 3. Блок состояния ОПФ систем энергетики на территории региона ИНДИКАТОР 3.1. Степень износа ОПФ энергетического хозяйства территории. ИНДИКАТОР 3.2. Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за предшествующий 5-летний период к установленной мощности на территории Пороговые значения для индикаторов блока 3 (все регионы) Показатель Индикатор 3.1, % Индикатор 3.2, % Пороговые значения К – более 60; ПК – 40-60; Н – менее 40; К – менее 1,0; ПК – 1,0-2,0; Н – более 2,0 Расчет индикаторов блока 3 и оценка состояния ЭнБ Год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Ввод новых мощностей, тех. перевооружение, МВт 234 825 247 948 260 Суммарная установленная мощность, МВт 5298 5233 4767 4810 5298 5730 6028 5852 5928 Значения индикаторов, % 3.1 3.2 57,7 0,01 58,7 0,90 59,7 0,99 59,7 0,98 44,0 4,00 45,0 4,56 46,0 6,70 47,0 7,79 48,0 7,69 Состояние ЭнБ по индикатору 3.1 3.2 ПК К ПК К ПК К ПК К ПК Н ПК Н ПК Н ПК Н ПК Н Анализ полученных результатов Оценка уровня ЭнБ Челябинской области по отдельным индикаторам показала: 1. В области нормальных значений находится состояние ЭнБ:  с 2013 г. по индикаторам 1.1 (отношение мощности к нагрузке) и 2.2 (доля наиболее крупной электростанции) (увеличена пропускная способность межсистемных электрических связей и снижена доли Троицкой ГРЭС);  с 2015 г. по индикатору 3.2 (вводы новых мощностей). 2. По степени износа энергетического оборудования (индикатор 3.1) состояние ЭнБ находится в предкризисной зоне – ситуация более благоприятная по сравнению с большинством регионов РФ, находящихся в кризисной ситуации. Тем не менее необходима модернизация оборудования, в первую очередь, на Челябинской ГРЭС, Челябинской ТЭЦ-1 и Аргаяшской ТЭЦ. 3. По показателю 1.2 область находилась в кризисной зоне, но с 2016 г. перешла в предкризисную (увеличение располагаемой мощности станций и пропускной способности межсистемных связей). 4. Доля доминирующего ресурса (природный газ) в структуре потребления КПТ (индикатор 2.1) составляет около 52 %, что превышает граничное значение с зоной нормальных состояний (40 %). 5. В регионе практически отсутствует собственная топливно-сырьевая база, более 90 % КПТ ввозится из других регионов. Формально ситуация по индикатору 1.3 кризисная, но так как регион расположен на путях транспорта газа и широко развито железнодорожное сообщение при попарном сопоставлении индикаторов значимость данного показателя принималась несущественной. Интегральная оценка состояния ЭнБ Челябинской области в период 2011-2019 гг. Индикатор Год 1.1 1.2 1.3 2.1 2.2 3.1 3.2 удельный вес индикатора 0,18 0,2 0,05 0,05 0,19 0,15 0,18 оценка состояния ЭнБ по индикатору Сумма удельных весов индикаторов по состояниям, отн. ед. К δK =0,4-1 ПК Н δH =0,7- 1 Состояние ЭнБ области 2011 ПК К К ПК ПК ПК К 0,43 0,57 К 2012 ПК К К ПК ПК ПК К 0,43 0,57 К 2013 Н К К ПК Н ПК К 0,43 0,20 0,37 К 2014 Н К К ПК Н ПК К 0,43 0,20 0,37 К 2015 Н К К ПК Н ПК Н 0,25 0,20 0,55 ПК 2016 Н ПК К ПК Н ПК Н 0,05 0,40 0,55 ПК 2017 Н ПК К ПК Н ПК Н 0,05 0,40 0,55 ПК 2018 Н ПК К ПК Н ПК Н 0,05 0,40 0,55 ПК 2019 Н ПК К ПК Н ПК Н 0,05 0,40 0,55 ПК Оптимизация показателей энергетической безопасности* 2018* Н Н К ПК Н ПК Н 0,05 0,20 0,75 Н 2019* Н Н К ПК Н ПК Н 0,05 0,20 0,75 Н Динамика интегральных оценок состояния ЭнБ Челябинской области  В 2011-1014 годах состояние ЭнБ области интегрально оценивается как кризисное.  В 2015 году в зону нормальных значений перешел индикатор 3.2, а в 2016 году в зону предкризисных значений индикатор 1.2.  Фактическое состояние ЭнБ области находится в предкризисной зоне при положительной динамике: оценки приближаются к зоне нормальных значений. Для перевода состояния ЭнБ в область нормальных значений необходимо в 2018 году при прогнозируемой нагрузке 5,2 ГВт повысить пропускную способность межсистемных связей на 385 МВт, а в 2019 году при прогнозируемой нагрузке 5,3 ГВт – ещё на 40 МВт. Сумма удельных весов индикаторов в состоянии «К» К 2011-2012 гг. 2013-2014 гг. 2016-2019 гг. ПК 0,1 2018*-2019* гг. Н 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Сумма удельных весов индикаторов в состоянии «Н» 1 Оценка уровня ЭнБ Москвы Характеристика ТЭК Москвы Энергетика Москвы характеризуется концентрированным производством электрической и тепловой энергии на 14-ти крупных ТЭЦ. Тепловую энергию производят также котельные – районные тепловые станции (РТС). В городе действуют также несколько промышленных ТЭЦ, около 770 ведомственных котельных, четыре небольших ГЭС. Суммарная протяженность ЛЭП 110-220 кВ Московского региона в одноцепном исполнении составляет около 11000 км, ЛЭП Москвы 1088 км, протяженность кабельных линий – более 60000 км. Основным видом топлива для всех ТЭЦ является природный газ, резервным (кроме ТЭЦ-27) – топочный мазут. На ТЭЦ-22 есть угольный блок. Природный газ на ТЭЦ подается, в основном, по двум газопроводам, на ТЭЦ-9 и ТЭЦ-28 по одному газопроводу, на ТЭЦ-20 и ТЭЦ-21по трем газопроводам. Основным топливом для котельных является природный газ, резервное топливо не предусмотрено. Характеристика ТЭК московского региона как объекта анализа ЭнБ Наиболее существенные особенности ТЭК Москвы с позиций ЭнБ: 1. Энергосистема Москвы неразрывно связана с электроэнергетическими системами Московской области и ОЭС Центра. Внешние электрические сети 500 и 750 кВ позволяют осуществлять приём электроэнергии со стороны Конаковской, Костромской, Рязанской ГРЭС и других электростанций ОЭС Центра. Переток мощности по связям с ОЭС Центра является существенным системообразующим показателем ТЭК региона. Поэтому в аспекте электроснабжения необходимо рассматривать ЭнБ Московского региона. 2. Отношение пропускной способности межсистемных электрических связей региона к суммарной установленной мощности источников не превышают 50%, т.е. это регион со средней мощностью электрических связей. 3. Отсутствие в регионе месторождений нефти и газа, характеризует его как регион с незначительными собственными топливными ресурсами. 4. Структура потребления топлива характеризуется монотопливным балансом электро- и теплоэнергетики – в структуре топливного баланса ТЭЦ природный газ составляет более 95%. 5. Довольно высокий моральный и физический износ энергетического хозяйства города. 6. Возможность удовлетворения потребностей ТЭК региона в КПТ определяется мощными газотранспортной и железнодорожной системами. Ключевую роль при этом играют газотранспортные коридоры от газодобывающих районов. В этом аспекте ЭнБ Москвы и региона полностью зависит от надежности газотранспортных систем и предъявляет высокие требования к ее обеспечению. Схема поставок газа в Московский регион Системная и технологическая надежность: • газ поступает в двухниточный кольцевой газопровод Московской области (КГМО) по трем основным направлениям: Юго-восточное (КС «Воскресенская»), Южное (КС «Серпуховская»), Северо-восточное (КС «Яхрома»); • система подземного хранения газа включает четыре ПХГ: Касимовское, Увязовское, Белоусовское, Щелковское, которое работает только на Москву; • по семи газопроводам-отводам газ из КГМО поступает в кольцевой газопровод Москвы (КГМ), от которого осуществляется газоснабжение Москвы. БЛОК 1. ИНДИКАТОР 1.1. Отношение суммарной располагаемой мощности электрических станций к максимальной электрической нагрузке Год Располагаемая мощность, МВт Максимальная нагрузка, МВт 2006 2007 2008 2009 Значения индикатора 1.1, отн. ед. Пороговые значения, отн. ед. (группа 2) Кризисное Предкризисное Нормальное состояние состояние состояние 14248,8*** 16640* 0,86 14923,2*** 15827** 0,94 15917,2*** 16181** 0,98 16414,8*** 16556** 0,99 Менее 0,5 2010 21701* 19700* 1,10 2015 24731* 23000* 1,08 2020 25617* 27100* 0,95 2025 26409* 31000* 0,85 * – Энергетическая стратегия Москвы на период до 2025 года; ** - Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года; *** – отчетные формы СО 6ТП 2006 – 2009 г.; **** - отчетные формы СО 6ТП 2006 – 2008 г.; ***** – годовой отчет ОАО «Мосэнерго» (без учета потребления по Московской обл.). 0,5-0,7 Более 0,7 Состояние Нормальное Нормальное Нормальное Нормальное Нормальное Нормальное Нормальное Нормальное 1,2 1,1 1 Нормальное 0,9 0,8 0,7 Предкризисное 0,6 0,5 0,4 Кризисное 0,3 0,2 0,1 2005 2010 2015 2020 2025 БЛОК1. ИНДИКАТОР 1.2. Отношение суммы располагаемой мощности эл. станций и мощности, получаемой по межсистемным связям, к максимальной электрической нагрузке Сумма располагаемой Максимальная мощности и мощности нагрузка, МВт межсистемных связей, МВт Год Значения показателя 1.2, отн. ед. 2006 2007 2008 2009 Пороговые значения, отн. ед. Кризисное Предкризисное Нормальное состояние состояние состояние 16209,8 16640* 0,97 16469,2 15827** 1,04 17463,2 16181** 1,08 17960,8 16556** 1,08 Менее 1,2 2010 23247 19700* 1,18 2015 26277 23000* 1,14 2020 27163 27100* 1,00 2025 27955 31000* 0,90 * – Энергетическая стратегия Москвы на период до 2025 года; ** - Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года; *** – отчетные формы СО 6ТП 2006 – 2009 г.; 1,2 - 1,5 Более 1,5 Состояние Кризисное Кризисное Кризисное Кризисное Кризисное Кризисное Кризисное Кризисное 1,8 1,7 Нормальное 1,6 1,5 1,4 Предкризисное 1,3 1,2 1,1 Кризисное 1 0,9 2005 2010 2015 2020 2025 БЛОК 1. ИНДИКАТОР 1.3. Возможность удовлетворения потребностей в КПТ из собственных источников Мазут Прочее Всего, КПТ **** **** Уголь Газ 2006 2,8 0,161 2007 2,62 2008 2,65 2009 2010 2015 2020 2025 Значение показателя Всего, Прочее 1.3, % КПТ Уголь Газ Мазут 2,961 1,46*** 29,55*** 0,78*** 0,15*** 31,933 9,27 0,166 2,786 0,92*** 29,05*** 0,13*** 0,12*** 30,223 9,22 0,1 2,75 0,91*** 32,91*** 0,10*** 0,06*** 33,979 8,09 2,61 0,09 2,7 0,35***** 24,78 10,9 2,61 0,09 2,7 4,02* 58,19* 0,65* 1,33* 64,194 4,21 2,61 0,09 2,7 6,19* 60,38* 0,70* 1,44* 68,694 3,93 2,61 0,09 2,7 9,60* 66,24* 0,80* 1,68* 78,313 3,45 2,61 0,09 2,7 12,86* 70,38* 0,96* 1,67* 85,868 3,14 24,28***** 0,15***** 0,0***** Пороговые значения,% (группа 1) К ПК 20-40 Н Более 40 Год Потребление, млн. т. у. т. Менее 20 Производство, млн. т. у. т. Состояние Кризисное Кризисное Кризисное Кризисное Кризисное Кризисное Кризисное Кризисное * – Энергетическая стратегия Москвы на период до 2025 года; ** - Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года; *** – отчетные формы СО 6ТП 2006 – 2009 г.; ***** – годовой отчет ОАО «Мосэнерго» (без учета потребления по Московской обл.). 50 Нормальное 40 30 Предкризисное 20 Кризисное 10 2005 2010 2015 2020 2025 БЛОК 2. ИНДИКАТОР 2.1. Доля доминирующего ресурса в потреблении КПТ Год Доля основных видов ТЭР в структуре Пороговые значения, отн. ед. потребления КПТ, % Газ (значение Кризисное Предкризисное Нормальное Уголь Мазут Прочее показателя 2.1) состояние состояние состояние Состояние 2006 4,57* 2,44* 0,46* 92,53* Кризисное 2007 3,04* 0,44* 0,40* 96,12* Кризисное 2008 2,68* 0,30* 0,17* 96,85* Кризисное 2009 1,40*** 0,60*** 0,00*** 98,00*** 2010 6,26* 1,02* 2,08* 90,65* 2015 9,01* 1,01* 2,09* 87,89* Кризисное 2020 12,25* 1,02* 2,15* 84,58* Кризисное 2025 14,97* 1,12* 1,94* 81,96* Кризисное Более 70 40-70 Менее 40 Кризисное Кризисное * – Энергетическая стратегия Москвы на период до 2025 года; ** - Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года; *** – отчетные формы СО 6ТП 2006 – 2009 г.; ***** – годовой отчет ОАО «Мосэнерго» (без учета потребления по Московской обл.). 100 90 Кризисное 80 70 60 Предкризисное 50 40 Нормальное 30 20 2005 2010 2015 2020 2025 БЛОК 2. ИНДИКАТОР 2.2. Доля наиболее крупной электростанции в установленной электрической мощности Установленная мощность, МВт Значение крупнейшей суммарная по показателя 2.2, % электростанции региону** Пороговые значения индикатора 2.2, % (группа 2) Год Крупнейшая электростанция 2006 Каширская ГРЭС-4 1580 15075,43** 10,48 Нормальное 2007 Каширская ГРЭС-4 1580 15752,8** 10,03 Нормальное 2008 ТЭЦ 21 1775 16399,54** 10,82 Нормальное 2009 ТЭЦ 21 1775 16607,3** 10,69 2010 Каширская ГРЭС-4 1910 22372* 8,54 2015 Каширская ГРЭС-4 1940* 25496* 7,61 Нормальное 2020 Каширская ГРЭС-4 1970* 26409* 7,46 Нормальное 2025 Каширская ГРЭС-4 2370** 26409* 8,97 Нормальное Кризисное состояние Предкризисное состояние Нормальное состояние Состояние Нормальное Более 50 40-50 Менее 40 Нормальное * – Энергетическая стратегия Москвы на период до 2025 года; ** - Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года; 60 Кризисное 50 Предкризисное 40 30 Нормальное 20 10 2005 2010 2015 2020 2025 БЛОК 3. ИНДИКАТОР 3.1. СТЕПЕНЬ ИЗНОСА АКТИВНОЙ ЧАСТИ ОСНОВНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ХОЗЯЙСТВА Пороговые значения показателя 3.1, % (группа 2) Кризисное Предкризисное Нормальное состояние состояние состояние Годы Значение показателя 3.1, % 2006 57,84 Предкризисное 2007 58,84 Предкризисное 2008 59,84 Предкризисное 2009 60,84 2010 61,84 2015 66,84 Кризисное 2020 71,84 Кризисное 2025 76,84 Кризисное Более 60 40 - 60 Менее 40 Состояние показателя Кризисное Кризисное 100 90 Кризисное 80 70 60 Предкризисное 50 40 30 Нормальное 20 10 2005 2010 2015 2020 2025 БЛОК 3. ИНДИКАТОР 3.2. Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций за 5-летний период к установленной мощности 2006 Ввод новых мощностей, тех. перевооружение *, МВт 166,2 Суммарная установленная мощность по региону **, МВт 15075,43 2007 721 2008 2009 Годы Значения показателя 3.2, % Пороговые значения показателя 3.2, % Кризисное состояние Предкризисное Нормальное состояние состояние Состояние 4,48 Нормальное 15752,8 4,28 Нормальное 887 16399,54 4,11 Нормальное 740 16607,3 4,06 2010 860 22372 3,02 2015 3029,4 25496 2,38 Нормальное 2020 2110,6 26409 1,6 Предкризисное 2025 3325 26409 2,52 Нормальное Нормальное Менее 1,0 1% - 2% Более 2,0% Нормальное * – ежегодный (за 2006 - 2009 гг.) «Информационно - аналитический доклад о функционировании и развитии электроэнергетики России» Министерства энергетики РФ http://www.e-apbe.ru/analytical/; ** - отчетные формы СО 6ТП 2006 – 2009 г.. 5 Нормальное 4 3 2 Предкризисное 1 2005 Кризисное 2010 2015 2020 2025 ВЫВОДЫ ПО ОЦЕНКЕ ЭнБ МОСКВЫ Реализация организационно-технических мероприятий позволяет привести общий уровень энергетической безопасности Московского региона на перспективу до 2025 г. к состоянию «нормальное». К наиболее значимым мероприятиям, влияющим на этот переход, следует отнести:  увеличение суммарной располагаемой мощности электростанций при строительстве новых энергетических объектов (до 24,7 ГВт – к 2015 г., до 25,6 ГВт – к 2020 г., до 26,4 ГВт – к 2025 г.);  расширение возможностей по приему мощности из ОЭС Центра путем строительства второго периферийного кольца напряжением 500 кВ и новых подстанций напряжением 500 кВ, а также путем сооружения системообразующего кольца напряжением 500/750 кВ;  резервирование основного топлива на ТЭЦ и проведение комплекса мероприятий по обеспечению требуемого уровня надежности системы газоснабжения, что компенсирует преимущественное использование природного газа в ТЭБ Москвы и способствует достаточной обеспеченности спроса на ТЭР в условиях резкого похолодания;  реконструкция и новое строительство теплосетевых объектов с учетом мероприятий по повышению надежности теплоснабжения потребителей города.