Современные проблемы прогнозирования энергопотребления региона

Прогнозирование энергопотребления является основой для разработки развития электро- и теплоэнергетики региона на перспективу. Этой проблеме посвящены работы Энергетического Института им. Г.М. Кржижановского, ВГПИ и НИИ «Энергосетьпроект» и ряд других исследований [1, 2]. Многие годы в Коми научном центре УрО РАН проводились методические разработки и расчеты перспективных уровней и режимов электропотребления Республики Коми (РК), Архангельской области [3, 4, 5]. В последние годы эти исследования усложнились, что связано как с необходимостью решения новых методических и информационных проблем, так и с повышением неопределенности социально-экономического развития региона.

Известно множество разнообразных подходов, методов и моделей прогнозирования энергопотребления на отдаленную перспективу, но все они не лишены недостатков. Основной недостаток статистических методов состоит в малой степени детализации прогнозируемых показателей и низком уровне доверия к получаемым результатам. Это обусловлено тем, что в рамках общих тенденций скрыты конкретные причины происходящих изменений уровня энергопотребления, отсутствуют взаимосвязи и с переменами в социально-экономическом развитии региона, и с соотношением потребления электроэнергии, тепла и топлива. Кроме того, использование данных подходов для прогнозирования энергопотребления небольшого региона или отдельного административного района при неустойчивой динамике изменения уровня потребления может привести к значительным погрешностям. Что касается разработанных математических моделей, то возможности их применения ограничены, поскольку большинство их предназначено для расчета энергопотребления по стране в целом.

В перспективный период в РК сохраняются основные энергоемкие предприятия-потребители топливно-энергетического, лесопромышленного комплексов, коммунально-бытового сектора и сферы услуг. Их доля в общем электропотреблении республики в 2007 г. составляла 61%. Поэтому для ведущих отраслей РК особенно важно повышение степени достоверности прогноза уровня энергопотребления. Решению этой задачи, на наш взгляд, способствует метод, учитывающий изменение объема производства продукции отрасли, степени механизации и электрификации, структурные и технологические сдвиги. В наибольшей степени этим требованиям соответствует нормативный метод (прямого счета), согласно которому объемы потребления определяются как произведение запланированных выпусков каждого вида продукции на согласованные нормативы, с учетом выполнения задания по научно-техническому прогрессу, а также удельных расходов энергии и топлива на производство. Однако в условиях пореформенной экономики этот метод прогнозирования утратил свое значение, так как распалась вся система нормирования расхода энергоресурсов. Изменилось также информационное обеспечение - взамен отмененной части официальной отчетности (например, удельные расходы энергии и топлива приводятся теперь только по энергоемким видам продукции) появилась новая, не позволяющая проследить динамику отдельных статистических показателей. Невозможность получения первичной информации из-за конфиденциальности статистической отчетности предприятий снижает степень достоверности исходной информации. Существует лишь возможность получения информации из статистических сборников: данных о потреблении электроэнергии, тепла и топлива по отдельным видам деятельности действующих производств, а также об объемах производства видов продукции.

В этой ситуации наиболее приемлемо использование разработанной ОАО «ПИ и НИИ «Энергосетьпроект» «Временной методики (инструкции) прогнозирования потребности в электрической энергии на территории АО-энерго и отпуска тепла от источников АО-энерго» [2]. Согласно методике, на основе анализа уровней электропотребления выявляются профилирующие виды продукции, для которых определяются перспективные объемы производства, фактические укрупненные удельные показатели (УУП) за базовый отчетный год. На основе перспективных объемов профилирующего вида продукции и перспективных значений электроемкости, равных значению УУП базового года, рассчитываются базовые перспективные уровни электропотребления. Базовый прогноз трансформируется в окончательный с помощью корректирующих коэффициентов: внутриотраслевых сдвигов, возможных изменений структуры отраслей, энергосбережения, масштабов внедрения энерготехнологий, электрификации тепловых процессов.

Однако данная методика и корректирующие коэффициенты разработаны для прогноза уровней электропотребления энергообъединений и районных энергосистем, а не региона в целом, отпуск тепла определяется только для крупных источников энергосистемы, расчет потребления топлива вообще отсутствует. Корректирующие коэффициенты, разработанные для России в целом, не могут использоваться на региональном уровне. Кроме того, принятие УУП базового года, неизменными на весь период прогнозирования, может привести к ошибкам в расчетах. Известно, что структура потребления электроэнергии формируется из двух частей: постоянной - не зависящей от объема производства продукции (освещение, вентиляция и т. п.), и переменной, на которую влияют объем производимой продукции, технология, уровень механизации и электрификации производства. Поэтому удельное электропотребление при увеличении объема производимой продукции уменьшается не прямо пропорционально, а в зависимости от величины постоянной составляющей. Выбор базового года связан с устойчивостью исходной информации. Поэтому для исследователей важно решить проблему выбора таких удельных показателей, которые могут выполнять роль базовых. Рассмотрим это на примере УУП электроэнергии при добыче угля в Печорском бассейне.

Для Печорского бассейна до 1988 г. был характерен рост угледобычи и повышение уровня электрификации производственных процессов. Все это способствовало постепенному увеличению расходов электроэнергии на добычу тонны угля с 18,1 кВт-ч/т в 1960 г. до 35,8 кВт-ч/т в 1990 г., когда уровень механизации и степень электрификации производственных процессов достигли максимума (рис. 1). Высокая механизация добычи угля в Печорском бассейне наблюдалась и в период 1991-2007 гг. Однако, несмотря на сохранение неизменной технологии производства и выделение из отрасли ряда вспомогательных предприятий, удельный расход электроэнергии на добычу угля продолжал увеличиваться. В 2002 г. этот показатель составил 58,6 кВт-ч/т, что связано с падением добычи угля в указанный период при постоянной составляющей электропотребления и снижением требований к энергосбережению. Как показано на рис. 2, зависимость удельного расхода электроэнергии от объема добычи печорского угля в целом имеет сложный вид. Следовательно, принимая за базовые показатели 2002 г., можно при росте добычи угля получить завышенные значения энергопотребления.

Рис. 1. Динамика укрупненных удельных показателей (УУП) расходов электроэнергии на добычу угля Печорского бассейна с 1980 по 2007 г.

Рис. 2. Зависимость укрупненных удельных расходов электроэнергии от объема добычи угля Печорского бассейна за 1960-2007 гг.

Кроме того, существуют другие проблемы, связанные со спецификой социально-экономического развития региона. К числу специфических факторов, влияющих на прогноз уровней энергопотребления РК, относятся:

- высокая неопределенность социально-экономического развития региона, вызванная как неоднозначностью планов развития собственных предприятий региона, так и возможностью размещения на его территории предприятий федерального значения;

- особенности географического размещения РК, занимающей территорию, протяженностью 1000 км с севера на юг, что в значительной степени влияет на удельные показатели энергопотребления.

В связи с этим возникает необходимость разработки новой методики (методологических подходов) прогнозирования уровней энергопотребления региона для решения проблемы обеспечения перспектив развития как собственно предприятий добычи топлива и электроэнергетики, так и региона в целом. Такая методика предусматривает использование зависимости динамики изменения укрупненных удельных показателей потребления энергии и топлива от объема производства (натурального или товарного выпуска) продукции.

Таким образом, для прогнозирования уровней электро- тепло- и топливопот-ребления РК наиболее приемлемой является методика, основанная на применении совокупности следующих методов: УУП энерго- и топливопотребления основной продукции производств; математико-статистической оценки динамики УУП в перспективный период; экспертной оценки уровня потребления; метода аналогий и проектных материалов для новых производств. Этот подход позволяет при дефиците информации о (современных и перспективных) объемах производства продукции, нормах расхода энергии и топлива прогнозировать перспективные уровни энерго- и топливопотребления с меньшей погрешностью.

Предлагаемая методика отличается от «Временной методики...» тем, что в ней используются УУП не базового года, а их перспективные значения в виде зависимостей, полученных путем аппроксимации ретроспективных значений удельных расходов энергии и топлива методами математической статистики и автоматически корректирующих их величину при изменении объема производства продукции. Методика позволяет выявить взаимосвязь экономики и энергетики и оценить возможности энергообеспечения при различных сценариях их развития. Достоинством данной методики является также возможность учитывать изменения структуры экономики при появлении новых потребителей. К ее недостаткам можно отнести некоторое снижение (по сравнению с нормативным методом) достоверности прогноза, так как не рассматриваются территориальные и технологические особенности потребления энергоресурсов в производстве каждого вида продукции.

Основная проблема применения предлагаемой методики прогнозирования энергопотребления состоит в получении качественной отчетной и прогнозной информации об объемах производства продукции, удельных расходах энергии, технико-экономических показателях источников энергии. Информационную базу исследования составляют официальные статистические данные Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Республике Коми (ТОФСГС РК), годовые отчеты ОАО «Территориальная генерирующая компания № 9» (ОАО «ТГК-9»), ОАО «Третья Генерирующая Компания Оптового Рынка Электроэнергии» (ОАО «ОГК-3»), а также данные периодической печати и Интернет-сайтов. Отчетные значения удельных показателей, содержащихся в статистических сборниках, не всегда можно использовать при прогнозировании уровня энергопотребления, например если удельные показатели добычи нефти не учитывают сопутствующих расходов энергии на производство продукции (подъем воды, закачку пара и т. п.), или если объем продукции, с одной стороны, и потребление электроэнергии на производство этого вида продукции с другой приводятся по различному кругу предприятий-потребителей. Кроме того, получение подробной первичной информации по предприятиям затруднено в связи с затратами и коммерческой тайной (подробнее см. в работе [2]). В Коми также осложнилось получение информации о деятельности и перспективах развития источников электроэнергии и тепла. Если раньше данные годовых отчетов предприятий электроэнергетики можно было получить в ТОФСГС РК (в г. Сыктывкар) и на сайте АЭК «Комиэнерго», то теперь требуется разрешение на получение этих данных из Перми, С.-Петербурга и Москвы. В последние два года возросла стоимость первичной информации. Исчезла возможность получения информации с Интернет-сайтов предприятий в связи с резким уменьшением на них производственных показателей. В результате, процесс прогнозирования превращается в процесс поиска информации, без которой невозможны достоверные перспективные расчеты объемов и уровней расходов электроэнергии и тепла.

Еще большей проблемой является получение планов о перспективах развития потребителей и возможности внедрения ими новых технологий. Прогнозных материалов по социально-экономическому развитию много, но параметры в них меняются очень часто. Кроме того, социально-экономическая обстановка в современной России порождает неопределенность оценок будущего развития РК. В настоящее время рассматриваются проекты размещения и строительства нескольких крупных объектов федерального значения на территории республики, которые могут существенно повлиять на прогноз энергопотребления [6].

Боксито-глиноземный комплекс. Проект предполагает увеличение добычи бокситов и строительство глиноземного завода мощностью 1,4 млн. т в год в районе г. Сосногорска. Соглашение о равном долевом участии в проекте «Коми Алюминий» заключили Компания «Российский алюминий» (РУСАЛ) и Сибирско-Уральская алюминиевая компания («СУАЛ») (апрель 2005 г.). В рамках проекта планируется увеличить объем добычи бокситов на Средне-Тиманском бокситовом руднике с 2 млн. т в настоящее время до 6 млн. т в перспективе [7]. Изначально СУАЛ планировал построить в Коми и алюминиевый завод по производству 300-500 тыс. т алюминия в год. Однако реализация этих планов зависит от заключения долгосрочного контракта на поставку газа для Печорской ГРЭС [8].

Горно-химический комплекс (ГХК). Мощность комплекса по добыче и переработке руды на базе Ярегского нефтетитанового месторождения в Ухтинском районе составит 650 тыс. т в год [6]. Проектом предусмотрена добыча и переработка многокомпонентной титановой руды с использованием новой технологии до получения конечных товарных продуктов (нанодиоксида титана, пигментного диоксида титана, цветных титановых пигментов и т д.), а также добыча высоковязкой нефти. Сроки реализации проекта - 2007-2014 гг.

Удорский целлюлозно-бумажный комбинат (ЦБК). Проект в качестве приоритетного предусмотрен к реализации «Стратегией экономического и социального развития Республики Коми на 2006-2010 годы и на период до 2015 года». Проект также рекомендован для включения в Федеральную целевую программу по развитию глубокой переработки древесины до 2015 г. Срок строительства ЦБК - четыре года с начала проведения проектных работ. Согласно планам, Удорский комбинат достигнет проектной мощности в 2014 г.: производство целлюлозы и древесной массы 520 тыс. т в год, картона - 250, бумаги для печати - 250,0 тыс. т [6, 9]. По мнению Правительства Республики Коми, строительство Удорского ЦБК внесет значительный вклад в развитие экономики республики. Однако по утверждению «Гринписа России» комбинат неизбежно столкнется с жестким дефицитом сырья уже в ближайшие годы после строительства, поскольку леса в радиусе нескольких десятков километров от места планируемого строительства почти полностью вырублены после нескольких лет работы болгарских лесозаготовительных предприятий во времена СССР [10].

Троицко-Печорский ЦБК. Проект строительства включен в перечень приоритетных федеральных инвестиционных проектов (декабрь 2008 г.). Новый «гигант на Печоре» будет построен в 8 км от с.Троицко-Печорск. По заявлению генерального директора ООО «УниверсалСтрой» В. Пучкова, большая стройка займет пять лет. В 2010 г. предусматривается ввод первой очереди лесопильного деревообрабатывающего завода, мощностью 420 тыс. куб. м пиломатериалов в год (общая проектная мощность 700 тыс. куб. м). В 2012 г. предполагается ввод целлюлозного завода с выпуском 905 тыс. т товарной целлюлозы; в 2013 г. бумажной фабрики мощностью 450 тыс. т мелованной бумаги [11].

Проект «СТЕП» нацелен на значительное увеличение производительности «Монди Сыктывкарский ЛПК», на обновление предприятия и улучшение экологической ситуации. Планируется, что к 2010 г. потребление древесины на предприятии возрастет на 1,3 млн. куб. м в год, выпуск целлюлозы - на 190 тыс. т, производство целлюлозно-бумажной продукции - более чем на 100 тыс. т в год. Кроме того, объем сброса воды в реку снизится почти вдвое, выбросы сернистых соединений сократятся на 90% [12].

Строительство железнодорожной магистрали «Белкомур». Проект - часть федерального транспортного проекта «Восток - Запад». Магистраль соединит через Соликамск, Гайны, Сыктывкар, Архангельск регионы Сибири и Урала с портом федерального значения в г. Мурманске, сократив путь на 800 км. Железная дорога будет сооружаться в рамках частно-государственного партнерства за счет средств Федерального инвестиционного фонда России [13]. Проект «Белкомур» включен в федеральную стратегию развития железнодорожного транспорта, предусматривающую ввод магистрали в 2016 г. Между тем регионы (Республика Коми, Пермский край, Архангельская область) намерены начать строительство уже в 2011 г. [14].

Система магистральных газопроводов (МГП) «Бованенково - Ухта». Работы по строительству объектов ведутся с 2007 г. Строительство газопровода является начальным этапом в сооружении гигантского трубопроводного комплекса «Газовый Ямал». Основная часть МГП «Бованенково - Ухта», протяженность которой составляет тысячи километров, пройдет по территории Коми. Экономическую целесообразность реализации проекта уже подтвердили ведущие российские и зарубежные эксперты. Общая производительность «Газового Ямала» будет достигать 250 млрд. куб. м. в год. [15]. Согласно планам «Газпрома», Бованенковское месторождение будет введено в эксплуатацию в III кв. 2011 г. В том же году по первой нитке газопровода начнется подача газа с Бованенковского месторождения на Ямале, к 2014 г. планируется ввод второй нитки [16].

Магистральный нефтепровод (МНП) Сургут - Индига. Технико-экономическое обоснование строительства нефтепроводной системы «Западная Сибирь - побережье Баренцева моря» выполнено ОАО «Гипротрубопровод» в 2004 г. Предполагаемый объем экспорта нефти по нефтепроводу - 50 млн. т в год.

Величина энергопотребления новых крупных производств на каждом временном этапе может колебаться в широких пределах из-за неопределенности сроков реализации проектов, объемов производства продукции, возможностей строительной базы, наличия необходимых инвестиций и т.д. В этих условиях иногда возникает необходимость уменьшить диапазон неопределенности или определить математическое ожидание уровней потребления для выбора одного рационального варианта энергоснабжения. Для этого пригодна методика, изложенная в работе [4].

Реализация проектов размещения и строительства таких крупных объектов на территории республики требует решения их энергообеспечения. Развитие электроэнергетики зависит от перспективных планов развития экономики, в то же время отсутствие данных о возможности развития генерирующих мощностей, не позволяет предприятиям принимать решения о проектировании и размещении новых производств. Поэтому в настоящее время инвесторы при принятии решений о строительстве нового промышленного производства руководствуются данными о наличии излишков энергии и мощностей в регионе без учета возможного развития в перспективе других предприятий. Так, было принято решение о строительстве в Коми алюминиевого завода, основанное на том, что на Печорской ГРЭС имеется избыток мощности. При этом не учитывались планы развития нефтяной, угольной и других производств. Не принималось в расчет значение аварийного резерва мощности из-за плотного графика нагрузки алюминиевого завода. Следовательно, уже на этапе прогнозирования масштабов энергопотребления необходимо предусматривать возможности энергообеспечения.

Для решения рассмотренных проблем долгосрочного прогнозирования потребления энергии и топлива РК была разработана методика и комплексная модель «RASCHET POTR TER RK» на языке программирования VBA (Visual Basic for Applications) для Excel. Модель включает базу данных в виде электронных таблиц и программный комплекс, который состоит из нескольких расчетных и сервисных программ ввода, вывода результатов расчета в форме, удобной пользователю [5]. Модель позволяет одновременно для трех сценариев (минимальный, средний, максимальный) развития экономики республики проводить параллельный расчет уровней энергопотребления по видам продукции, видам экономической деятельности, видам топлива, с учетом ограничений по условиям энергообеспечения и вероятности реализации сценариев. Период прогноза принят равным 20 годам. Расчет проводится в диалоговом режиме, что позволяет при ограничениях по мощности или энергии легко корректировать информацию. Структура исходной информации разработана таким образом, что при соответствующей замене видов продукции и источников энергии, а также логических условий модель может быть использована для прогнозирования потребностей в энергии и топливе любого региона.

Рассмотрим применение данной модели для прогноза потребления электро- и теп-лопотребления по трем возможным сценариям социально-экономического развития РК до 2025 г. Каждый сценарий содержит 41 показатель натуральной или товарной продукции по годам расчетного периода. Минимальный сценарий соответствует умеренному развитию существующих производств, замедленным темпам развития некоторых новых предприятий (Сосногорский ГЗ в 2012-2016 гг., МГП «Бованен-ково - Ухта» в 2012-2020 гг.). Средний предполагает повышенные объемы производства продукции существующих производств, ввод проектными темпами большего количества новых предприятий и увеличение степени электрификации железной дороги и коммунально-бытовых потребителей. Максимальный соответствует среднему сценарию с дополнительным вводом с 2015 г. Удорского ЦБК и с 2021 г. алюминиевого производства. При разработке прогноза учитывались параметры экономического и социального развития Коми на 2009-2015 гг. и проекты строительства новых крупных предприятий [6, 17, 18].

В результате расчета были получены три варианта уровней потребления электроэнергии и теплоэнергии республики (рис. 3).

Согласно прогнозу потребление электроэнергии на территории РК к 2015 г. возрастет в 1,2-1,6-1,7 раза, а к 2025 г. - в 1,4-2,0-3,1 раза в зависимости от реализации крупных инвестиционньгх проектов; теплопотребление соответственно - в 1,3-1,7-1,8 и 1,5-1,8-2,0 раза. При оценке экспертным путем на каждом временном этапе, используя шкалу вероятностей реализации прогноза каждого вида продукции, получаем математическое ожидание прогноза электро- и теплоэнергии (см. рис. 3). Математическое ожидание прогноза располагается между значениями потребления энергии, соответствующими минимальному и среднему сценариям социально-экономического развития РК.

Рассмотрим возможность реализации данного прогноза с учетом энергообеспечения.

Алгоритм учета ограничения развития экономики по условиям развития энергетики основан на включении в энергетическую базу модели всех действующих и возможных перспективных электростанций, межрегиональных связей с их технико-экономическими показателями по годам расчетного периода. Список источников энергии составляется таким образом, чтобы соблюдалась очередность по срокам ввода согласно технико-экономическим обоснованиям и проектным разработкам. Вначале на каждом расчетном этапе выясняется возможность обеспечения потребностей в энергии за счет действующих электростанций при наличии необходимого резерва. Если существует ограничение по мощности энергетической базы, то в баланс поочередно включаются перспективные электростанции, следующие по списку. Если мощность всех источников энергии, включенных в энергетическую базу, в каком-либо году меньше мощности нагрузки сценария, то это означает, что данный сценарий социально-экономического развития региона не может быть реализован по условиям баланса мощности. В этом случае требуется перенести сроки ввода (если это возможно) источников электро- и теплоэнергии на более ранние годы, или отказаться от ввода новых потребителей. При успешной реализации баланса мощности проводится проверка баланса электроэнергии.

В балансе электроэнергии участвуют только выбранные по балансу мощности электростанции и котельные. Для распределения электроэнергии по электростанциям проводится, прежде всего, загрузка всех электростанций по минимуму, а избыток потребления распределяется между источниками электроэнергии и тепла, с их загрузкой до максимума по списку в порядке очереди. Если выработка электроэнергии всеми источниками при загрузке их по максимуму меньше объема потребления, то следует увеличить (если возможно) максимальное число часов использования установленной мощности источников энергии. Отрицательный результат означает, что число часов использования мощности электростанций региона меньше, чем число часов использования нагрузки. Такое бывает при вводе крупного энергоемкого потребителя с плотным графиком нагрузки в небольшой энергосистеме. Здесь требуется увеличить норму резерва и снова выполнить расчет баланса мощности.

На начало 2008 г. в РК насчитывалось 1124 электростанции с установленной мощностью 2,5 млн. кВт, из них 42,4 % ГРЭС, 46,3 - ТЭЦ и 11,3% - прочие малые электростанции. Теплоснабжение осуществлялось от 574-х источников теплоэнер-гии мощностью 9238 Гкал/ч. Наиболее крупными источниками энергии являются четыре теплофикационные электростанции (ТЭЦ) ОАО «ТГК-9», конденсационная электростанции (ГРЭС) ОАО «ОГК-3», ТЭЦ ОАО «Монди Сыктывкарский ЛПК», центральные водогрейные (ЦВК) ОАО «ТГК-9» и муниципальные котельные. Оборудование ТЭЦ представлено маломощными морально и физически устаревшими конденсационными и теплофикационными агрегатами со сроком службы от 30 до 60 лет.

Наиболее крупной и современной станцией РК является Печорская ГРЭС ОАО «ОГК-3». На ней установлено пять энергоблоков, в том числе три мощностью 210 МВТ и два мощностью 215 МВт. Однако величина рабочей мощности станции в настоящее время снижена до 600 МВт из-за ограничения передаваемой мощности по ВЛ-220 кВ в южные районы страны.

ТЭЦ ОАО «Монди Сыктывкарский ЛПК» является основным поставщиком электроэнергии в Южном энергоузле. Генерация по ТЭЦ определяется тепловой нагрузкой предприятия и дополнительной конденсационной выработкой в периоды больших потребностей производства в электроэнергии.

Рассмотрим возможности развития энергетики РК в ближайшей и долгосрочной перспективе. Как показали исследования, они оказались незначительными. Согласно инвестиционным программам ОАО «ТГК-9» до 2014 г., ОАО «ОГК-3» и Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г., на территории республики не ожидается строительства новых и расширения или модернизации действующих энергетических объектов общего пользования [19]. По схеме развития (2008 г.) электрических сетей АЭК «Комиэнерго» до 2015 г. предполагается минимально необходимый объем демонтажа: на Воркутинской ТЭЦ-1 конденсационной турбины мощностью 7 МВт, на Интинской ТЭЦ - всех турбин к 2015 г. По проекту оптимизации тарифов теплоэнергии, разработанной ОАО «ТГК-9» для г. Воркуты, предусматривается строительство 13-километровой тепломагистрали, которая свяжет ТЭЦ-2 с наиболее населенной частью города, консервация центральной водогрейной котельной, которая работает на мазуте, разгрузка ТЭЦ-1 [20]. Шестой пусковой энергоблок Печорской ГРЭС будет и далее находиться в стадии незавершенного строительства.

Ограничение мощности Печорской ГРЭС может быть устранено к 2020 г. при условии строительства и модернизации сетевой инфраструктуры и увеличения потребления в северных районах республики. Правительство Республики Коми и РАО «ЕЭС России» подписали соглашение, по которому до 2010 г. планируется построить линию 220 кВ «Ухта-Микунь», до 2011 г. - линию 220 кВ «Печорская ГРЭС - Ухта» и линию 220 кВ «ПГРЭС - Усинск». Будет введена в эксплуатацию новая подстанция (ПС) 220 кВ «Городская» в Усинске и реконструирована ПС 220 кВ «Синдор», в 2012 г. завершится реконструкция ПС 220 кВ «Зеленоборск» [21]. До 2011 г. будут построены 2-я линия 110 кВ «Зеленоборск - Ижма». Однако это не решает проблемы передачи мощности Печорской ГРЭС в южные районы республики, так как из-за значительной протяженности линии 220 кВ «Печорская ГРЭС - Ухта-Микунь» и соблюдения условий надежности энергоснабжения возможно увеличение передаваемой мощности не более чем на100 МВт.

Ввод новых генерирующих мощностей возможен лишь на ведомственных электростанциях новых предприятий. Сроки их ввода связаны со сроками ввода соответствующих предприятий, но ведомственные электростанции не всегда обеспечивают потребности новых производств. Они также не учитывают увеличения потребления энергии республики на коммунально-бытовые, транспортные и прочие нужды, вызванные новым строительством. На территории республики возможен ввод следующих ведомственных энергетических объектов.

Содогенерационный котел (СРК) и новый турбогенератор на 86 МВт производства Siemens, ввод которых в рамках реализации проекта реконструкции и модернизации «СТЕП» намечен в ноябре 2009 г. на ТЭЦ Сыктывкарского ЛПК. Установка позволит вывести из эксплуатации три существующих СРК [12].

ТЭЦ Сосногорского ГЗ. Эксплуатация глиноземного завода требует значительного количества энергии, а также пара для нагрева технологических растворов. По проекту строительства (2006 г.) в составе завода будет построена автономная система для генерации электроэнергии и пара (ТЭЦ), включающая газовые турбины небольшой мощности и систему рекуперации тепла, парогенераторы, а также отдельные паровые котлы высокого и низкого давления. Энергия, сохраняющаяся в отходящих газах газовых турбин, наряду с энергией, производимой при сжигании газа в котлах, будет использоваться для производства пара. Для надежного обеспечения завода энергией предусмотрены дополнительные котельные мощности и ЛЭП - 110 кВ [6].

ТЭЦ Ярегского ГХК. Газотурбинная теплоэлектростанция (1-я очередь 20102012 гг., 2-я очередь 2013-2014 гг.) предназначена для энергоснабжения горнохимического комбината [6].

ТЭЦ Удорского ЦБК. В инвестиционном проекте намечено строительство собственной ТЭС мощностью 120 МВт, которая существенно снизит энергетические затраты комбината за счет собственного производства электро- и теплоэнергии: до 50% по электроэнергии (в непосредственной близости проходит ЛЭП 110 кВ) и на 100% по теплу [6].

ТЭЦ Троицко-Печорского ЦБК. Поскольку в инвестиционном проекте нет данных о системах электро- и теплоснабжения ЦБК, предполагается, что потребности по электроэнергии и пару должны полностью обеспечить поставки целлюлозного завода за счет строительства ТЭЦ мощностью 150 МВт [11].

ГТЭС МГП «Бованенково - Ухта». По «МЕГА-ПРОЕКТ «ЯМАЛ» основным базовым источником электроэнергии для энергоснабжения трубопроводного комплекса «Газовый Ямал» намечаются электростанции собственных нужд (ЭСН) на базе автоматизированных газотурбинных электростанций в контейнерном исполнении типа ГТЭС «Урал-2500» с единичной мощностью 2,5 МВт. Для первых ниток предусматривается установка на каждой компрессорной до четырех ГТЭС с дальнейшим расширением до шести по мере строительства последующих ниток газопровода. На территории республики ожидается размещение семи компрессорных станций с общей установленной мощностью электростанций до 95-105 МВт к 2015 г и 118-120 к 2025 г.

ДЭС и ТЭС МНП Сургут - Индига. Энергообеспечение нефтепроводной системы «Западная Сибирь - побережье Баренцева моря» на территории РК предполагается от дизельных электростанций.

Как показали расчеты, стопроцентное обеспечение перспективной потребности в электроэнергии возможно лишь при реализации минимального сценария развития (табл. 1). При ускоренных темпах развития республики по среднему и максимальному сценариям существующие и запланированные мощности источников электроэнергии не смогут покрыть возрастающей в перспективе электрической нагрузки. При этом не могут быть реализованы не только проекты новых производств (алюминиевый завод, Удорский ЦБК, внедрение электрической тяги на магистральной железной дороге Котлас - Сыктывкар и т. д.), не обеспеченных своими источниками энергии, но и планы развития предприятий по добыче нефти, угля, деревообработки.

При прогнозировании развития РК следует обратить особое внимание на теплоснабжение потребителей. Как показали исследования, при распространении на перспективу режима потребления 2007 г. дефицит теплоэнергии даже при реализации минимального сценария наступит в 2009 г. и 2011 г. (табл. 2). Для реализации планов развития предприятий по добыче нефти, угля, деревообработки и жилищно-коммунального хозяйства требуется ввод новых котельных. При ускоренных темпах развития республики по среднему и максимальному сценариям дефицит тепла ожидается в 2009 г. Ввод новых ведомственных источников тепла, хотя и позволит временно ликвидировать дефицит энергии, но не сможет покрыть возрастающую в перспективе потребность в теплоэнергии за пределами 2014 г.

Очевидно, что дефицит электроэнергии и тепла в 2009-2011 гг. можно устранить, увеличив загрузки ТЭЦ Сыктывкарского ЛПК и осуществив передачу электроэнергии по ВЛ «ПГРЭС - Микунь». Но в последующие годы к дефициту электроэнергии и тепла с 2016-2017 гг. добавляется дефицит электрической и тепловой мощности, которые потребуют ввода новых электростанций и котельных.

Таблица 1

Баланс электрической мощности и энергии на период 2008-2025 гг.

(по сценариям)

Баланс (сценарий)	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.	2025 г.
Потребная электрическая мощность электростанций с учетом резерва и выдачи за пределы республики, МВт
мин	1710	1732	1758	2001	2226	2324
сред.	1723	1777	1859	2633	2905	3115
макс	1724	1779	1863	2741	3109	4748
Располагаемая мощность действующих электростанций (с учетом получения из г. Кирова), МВт
мин	1889	1890	1883	2072	2257	2257
сред.	1889	1890	1933	2147	2332	2332
макс	1889	1890	1933	2147	2332	2332
Ввод новых мощностей на ведомственных электростанциях, МВт
мин	0	0	0	152	278	278
сред.	0	0	26	406	431	431
макс	0	0	26	526	551	551
+ избыток, - дефицит мощности, МВт
мин	179	158	125	216	309	211
сред.	166	113	100	-86	-142	-352
макс	165	111	96	-75	-226	-1865
Всего потребление Республики Коми с учетом выдачи за пределы, млрд. кВт-ч
мин	9,4	9,5	9,6	11,0	12,3	12,8
сред.	9,5	9,8	10,3	14,8	16,3	17,6
макс	9,5	9,8	10,3	15,3	17,4	27,3
Производство электроэнергии
электростанциями РК,
млрд. кВт-ч
мин	9,4	9,5	9,6	11,0	12,3	12,8
сред.	9,5	9,6	9,9	13,5	14,8	14,8
макс	9,5	9,6	9,9	13,8	15,3	15,3
+ избыток, - дефицит электроэнергии, млрд. кВт-ч
мин	0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
сред.	0	-0,2	-0,4	-1,3	-1,5	-2,8
макс	0	-0,2	-0,5	-1,5	-2,1	-12,0

Ввод новой Южной ТЭЦ (ТЭО 1995 г.) в 2011 г., новой Усинской ГТУ-ТЭЦ (ТЭО 2005 г.) на базе муниципальной котельной мощностью 102 МВт в 2015 г., и небольших котельных на вновь осваиваемых месторождениях нефти, газа позволит решить проблему энергообеспечения РК при развитии по среднему сценарию до 2025 г. [22, 23]. Строительство алюминиевого завода в максимальном сценарии потребует уже в 2021 г. ввод нового крупного энергоисточника. Таким источником может стать вторая очередь Печорской ГРЭС, что не только обеспечит электроэнергией завод, но придаст импульс развитию угольных предприятий г. Инты. Однако стоимость электроэнергии может стать фактором, сдерживающим производство алюминия.

Таблица 2

Баланс тепловой мощности и теплоэнергии на период 2008-2025 гг.

(по сценариям)

Баланс (сценарий)	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.	2025 г.
Потребная тепловая мощность источников с учетом резерва, Гкал/час
мин	7674	7715	7770	9180	10090	10184
сред.	7681	8114	8779	11238	11750	12066
макс	7683	8118	8791	11449	12171	12560
Располагаемая тепловая мощность действующих источников электроэнергии и тепла, Гкал/час
мин	9301	9301	9301	8823	8647	8647
сред.	9301	9301	9509	9032	8856	8856
макс	9301	9301	9509	9032	8856	8856
Ввод новых мощностей, Гкал/час
мин	0	0	0	734	1274	1274
сред.	0	0	540	2209	2209	2209
макс	0	0	540	2499	2499	2499
+ избыток, - дефицит мощности, Гкал/час
мин	1627	1586	1531	377	-169	-263
сред.	1620	1187	1270	3	-686	-1002
макс	1618	1183	1258	82	-817	-1206
Всего потребление Республики Коми, млн. Гкал
мин	20,0	20,2	25,5	29,4	29,8	25,5
сред.	20,0	20,7	32,9	34,7	35,9	32,9
макс	20,1	20,7	34,1	37,1	38,7	34,1
Отпуск теплоэнергии действующими и новыми источниками тепла, млн. Гкал
мин	20,0	20,2	24,1	26,8	27	24,1
сред.	20,0	20,6	32,2	31,7	32,2	32,2
макс	20,1	20,6	33,2	33,7	34,2	33,2
+ избыток, - дефицит теплоэнергии, млн. Гкал
мин	0,0	0,0	0,0	-1,4	-2,6	-2,8
сред.	0,0	-0,1	0,0	-0,7	-3	-3,7
макс	0,0	-0,1	0,0	-0,9	-3,4	-4,5

Анализ результатов расчета по модели показал, что наиболее реальным можно считать социально-экономическое развитие РК в период до 2025 г. по среднему сценарию. Структура потребления электро- и теплоэнергии по видам экономической деятельности при уточненном расчете расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций и котельных на основе конкретных технико-экономических показателей приведена в табл. 3.

Разработанная методика, адаптированная к современной информационной базе, позволяет решить проблему долгосрочного прогнозирования потребления электроэнергии, тепла и топлива региона. Несложный в использовании модельный инструментарий дает возможность уже на этапе расчета уровней потребления энергии предусмотреть ограничения размещения потребителей по условию энергообеспечения, выявить временной период возникновения этой проблемы. Методика позволяет также оценить перспективный диапазон неопределенности потребления и уменьшить его с учетом вероятности прогноза развития отдельных потребителей. Пример использования модели для прогноза перспективных уровней потребления электро- и теплоэнергии показал, что при прогнозировании социально-экономического развития Республики Коми необходимо предусмотреть опережающее развитие электро- и теплоэнергетики.

Таблица 3

Структура потребления электроэнергии и теплоэнергии по видам экономической деятельности в период 2008-2025 гг. при среднем сценарии развития Республики Коми

Потребление	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.	2025 г.
Электроэнергия, млрд. кВтч
Потребление Республики Коми	8,7	8,9	9,3	9,9	14,2	15,7	16,9
Добыча полезных ископаемых	2,2	2,3	2,5	2,5	3	3,4	3,7
Обрабатывающие производства	2	2,1	2,1	2,4	4,1	4,3	4,4
Собственные нужды электростанций, котельных и электрических сетей	1	1	1	1,2	1,6	1,7	1,7
Отпуск электроэнергии на коммунальное хозяйство и населению	1,1	1,1	1,1	1,2	1,2	1,2	1,3
Производственное потребление сельского хозяйства	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,2	0,2
Строительство	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,2	0,2
Транспорт и связь, всего	0,6	0,6	0,7	0,7	1,9	2,4	2,9
Прочие виды деятельности	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7
Потери в сетях общего пользования	0,9	0,9	1	1	1,5	1,6	1,8
Теплоэнергия, млн. Гкал
Потребление Республики Коми	19,4	20	20,7	24,1	32,9	34,7	35,9
Добыча полезных ископаемых	3,9	4,1	4,6	4,7	6,1	6,6	7,1
Обрабатывающие производства	4,9	5,2	5,4	8,4	14,7	15,5	15,9
Отпуск теплоэнергии на коммунальное хозяйство и населению	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4
Производственное потребление сельского хозяйства	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,7
Строительство	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,2	0,2
Транспорт и связь, всего	1,0	1,0	1,0	1,0	1,5	1,7	1,8
Прочие виды деятельности	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
Потери в сетях общего пользования	1,4	1,5	1,5	1,8	2,4	2,5	2,6

---

Литература

1. Проблемы прогнозирования электропотребления по предприятиям и энергосистемам // Материалы семинара. М.:МДНТП, 1970.

2. Коган Ю.М. Современные проблемы прогнозирования потребности в электроэнергии // Материалы заседания №59 семинара «Экономические проблемы энергетического комплекса». М.: ИНП, 2006.

3. Успенская И.Г. Прогнозирование режимов электропотребления энергосистемы Коми АССР //Проблемы развития энергетики и водного хозяйства Коми АССР. Сыктывкар, 1975.

4. Успенская И.Г. Методика оценки вероятностей реализации прогнозных уровней электропотребления региона // В кн. Проблемы энергоснабжения Европейского Северо-Востока России. (Труды Коми НЦ УрО РАН, № 128). Сыктывкар, 1993.

5. Бурый О.В., Калинина А.А., Кукреш Л.Я. и др. Энергоэкономическое прогнозирование развития регионов. М.: Наука, 2008.

6. Каталог инвестиционных проектов и предложений. http://econom.rkomi.ru/invest/katalog/ru_catalog.htm

7. Сайт РУСАЛ. Инвестиционные проекты. «Коми Алюминий». http://91.201.184.1/invest_3.aspx.

8. Группа СУАЛ ищет поддержки энергетиков Коми в реализации проекта строительства алюминиевого завода в регионе. http://www.komiinform.ru. 12.02.2004.

9. Манова И. Инвестор строительства Удорского ЦБК занял выжидательную позицию. http://komionline.ru/news/3120. 15.02 2008.

10. Будет ли построен Удорский ЦБК? http://russianforestryreview.ru/news/release329.html. 08.02.2008.

11. Лысаковская М. «Бум» в леспроме Коми. В Троицко-Печорском районе разворачивается инвестиционный проект федерального масштаба //Республика. 2008. № 158.

12. Маркова А. В Коми стартовал проект «СТЕП» Монди СЛПК. http://www.komiinform.ru/news/50385/. 01.07.2008.

13. ОАО «РЖД» подпишет соглашение с Коми, Пермским краем и Архангельской областью об участии в проекте «Белкомур». http://www.komiinform.ru/news/41648/. 16.07.2007.

14. Шучалина Д. Что с «Белкомуром»? //Красное Знамя. 2008. № 176.

15. Завершена разработка проекта первой очереди трубопроводного комплекса «Газовый Ямал». http://www.komiinform.ru/news/50235. 25 06.2008. Современные проблемы прогнозирования энергопотребления региона

16. Репина О. Интинский район становится инвестиционно привлекательным http://www.komiinform.ru/news/51940/ 03.10.2008

17. Основные показатели прогноза экономического и социального развития Республики Коми на 2006 - 2010 годы и на период до 2015 года./Оф. портал Республики Коми. г. Сыктывкар. http://econom.rkomi.ru/perspect/prognoz.phtml

18. Прогноз социально-экономического развития Республики Коми на 2009 год и на период до 2011 года. (предварительный вариант)./Оф. портал Республики Коми. г. Сыктывкар. http://econom.rkomi.ru/perspect/prognoz.phtml.

19. http://www.komiinform.ru/news/49057/. 30.04.2008

20. Перспективы теплоэнергетики Воркуты. Видеомониторинг. ВГТРК «Коми гор», «Вести Коми», 21.03.2008

21. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. Москва, 2007. http://www.rao-ees. ru/ru/investjnov/show. cgi?gen_s. htm

22. Предварительное технико-экономическое обоснование (бизнес-план) реконструкции теплоисточника в г. Усинске/ОАО «СЗЭИЦ» ОАО «СЕВЗАПВНИПИЭэнергопром». СПб., 2005.

23. Строительство Южной ТЭЦ завершится к 2011 году //Республика. 2007. № 172.