Потенциал и проблемы развития энергосистем Забайкальского региона и Монголии

Данная тема является начальной стадией изучения перспективы пространственного развития энергосистемы Забайкалья в интегрированном взаимодействии с Монголией, Китаем и другими странами СВА. Вопрос должен рассматриваться как часть восточного вектора энергетической политики России, которая определена в «Энергетической стратегии России до 2020 г.».

Изучена история формирования концепции «Восточный вектор энергетической политики России». Начиная с 1995 г. был создан ряд правительственных рабочих комиссий под руководством известных ученых Академии наук СССР, которыми были рассмотрены и оценены возможности развития добычи и использования нефти, природного газа, формирования нефтегазовой промышленности в Восточносибирском и Дальневосточном экономических районах, целесообразность экспорта нефти и газа в Японию, Китай, Южную Корею и другие страны Юго-Восточной Азии. В настоящее время практической реализацией этих разработок являются находящиеся на разных стадиях три крупных энергетических мегапроекта, которые значительно повлияют на социально-экономическую ситуацию в стране, особенно в ее восточных регионах:

• –    программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР (Распоряжение правительства РФ от 16 июля 2002 г., разработчик ОАО «Газпром», программа реализуется). Дан старт строительству газопровода «Сила Сибири» от Чаяндинского месторождения газа в Китай. В перспективе при увеличении экспорта газа в страны Юго-Восточной Азии было бы целесообразно возвратиться к наиболее экономически выгодному варианту прокладки газопровода по трассе Ковыкта – Иркутск – Улан-Удэ – Чита – Китай, позволяющей обеспечить газификацию Иркутской области, Республики Бурятия, Забайкальского края и Монголии. Этот вариант позволяет кардинально решить вопрос экологических проблем при энергообеспечении Байкальской природной территории;

• –    программа строительства нефтепромышленной системы Восточная Сибирь — Тихий океан (распоряжение правительства РФ от 31 декабря 2004 г., разработчик ОАО «Транснефть», программа реализуется);

• –    технико-экономическое обоснование предпочтительного варианта широкомасштабного экспорта электроэнергии из Восточной Сибири и Дальнего Востока в Китай (разработчик — РАО «ЕЭС России», теперь ОАО «Интеррао»).

«Генеральной схемой развития и размещения объектов электроэнергетики РФ до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года» для крупномасштабных поставок электроэнергии в КНР предусматривается в Байкальском регионе строительство трех теплоэлектростанций на угле. (Олонь-

Шибирская ГРЭС в Бурятии, Татауровская и Новая Харанорская ГРЭС в Забайкальском крае). Схема выдачи мощности и технико-экономическое обоснование показаны на рисунке 1 и таблицах 1, 2.

Рис. 1. Схема экспорта электроэнергии из Байкальского региона в Китай

Таблица 1

Технико-экономические показатели экспортных электростанций

Электростанция	Установленная мощность, млн кВт	Отпускаемая электроэнергия, млрд КВТ'Ч____	Суммарные капвложения, млрд дол. _
Олонь-Шибирская, Татауровская, Новая Харацорская 1 ТЭС	6	36	7,6

Таблица 2

Технико-экономические показатели экспортных линий электропередачи

Линия электропередачи	Длина км	Напряжение кВ	Пропускная способность млн кВт _	Передаваемая электроэнергия:, млрд кВт ч	Стоимость млрд долл.
Олонь-Шибирская — Новая Харанорская	650	-500 3-х цепная	2,7	14,4	0,76
Татауровская — Новая Хараморскай _______	500	-500 2-х цепная	1,8	7,2	0,42
Новая Харанорская— Шэньян (КНР)	1 100	±750 2-цепная	6,6	_______ 34,0 _______	3,12
Итого:	2250				|      4,3

Анализ предложенных решений по перечисленным программам и проектам позволяет сделать вывод: требуется координация этих проектов по срокам, масштабам и очередности освоения топливно-энергетических ресурсов со стратегиями социально-экономического развития регионов, а также оценка эффективности их реализации не только для компаний, но и для регионов, федеральных округов и страны в целом.

Необходимо рассмотреть влияние этих программ и проектов на развитие энергетики Бурятии и Забайкальского края, Монголии, приграничных районов Китая. Ретроспективный анализ изучения направлений развития электроэнергетики Забайкалья показал, что с 1990-х гг. прошлого века развитие электроэнергетики затормозилось из-за резкого снижения потребления электроэнергии в Забайкалье. Так, например, потребление электроэнергии в промышленности в 2010 г. было ниже уровня

1990 г. в три раза, в сельском хозяйстве — в 30 раз, в целом по территории потребление электроэнергии только в 2013 г. достигло уровня 1990 г.

Поэтому намеченные вводы мощностей на Гусиноозерской, Харанорской ГРЭС и на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 не были осуществлены.

Анализ развития электроэнергетики СССР показывает, что размещение объектов электроэнергетики в Сибири определялось развитием территориально-промышленных комплексов, наличием крупных центров нефте- , газо- и угледобычи, а также строились в городах теплофикационные ТЭЦ, позволяющие значительно повысить эффективность использования углеводородного сырья. По этому же принципу осуществлялось пространственное развитие электроэнергетики в Забайкалье.

В 1970-е, 1980-е годы были введены мощности Гусиноозерской ГРЭС рядом с Хольбоджинским угольным разрезом в центре развивающегося Южного ТПК Республики Бурятия, Харанорской ГРЭС в Юго-Восточном ТПК Забайкальского края рядом с Харанорским угольным разрезом. Обе ГРЭС обеспечивали электрификацию железной дороги на участке Слюдянка — Улан-Удэ — Чита и далее построены ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 в г. Улан-Удэ и Читинская ТЭЦ в г. Чите. От этих энергоисточников была осуществлена практически полная электрификация территории Забайкалья.

В целях экспорта электроэнергии было осуществлено строительство двухцепной ЛЭП-220 кВ Дархан — Эрдэнэт. Вначале эта линия электропередач предназначалась только для обеспечения электроэнергией советско-монгольского совместного предприятия медно-молибденового ГОК «Эрдэнэт». Уже в предпусковой период (1978) в Минэнерго СССР были рассмотрены возможности параллельной работы энергосистемы Забайкалья и Центральной энергосистемы Монголии. Автор этой статьи принял непосредственное участие в решении этих вопросов. Необходимо было построить дополнительную ЛЭП-220 кВ Дархан — Улан-Батор, двухцепную ЛЭП-220 Эрдэнэт — Улан-Батор, ввести комплекс регулирующих устройств автоматики и релейной защиты, обеспечивающих параллельную работу двух энергосистем.

Схема энергосистемы Забайкалья представлена на рис. 2.

Рис. 2. Схема энергосистемы Забайкалья

В рамках этой статьи рассмотрены состояние и пути развития электроэнергетики Монголии и возможности взаимодействия энергосистем Забайкалья и Монголии.

Потребление электроэнергии в Монголии в 2010 г. достигло 4284,6 млн кВт и возросло к 2005 г. на 25 %. Ежегодный прирост потребления составляет в среднем 5 %, а в 2011 г. к 2010 г. — более 12 % (табл. 3).

Таблица 3

Потребление электроэнергии в Монголии (млн кВт ^. ч)

Год	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012
Потребление	3435,6	3558,5	3724,1	4006,5	3994,2	4284,6	4811,9	5320
% к предыдущему году		3,5	4,6	7,5	– 0,3	7,3	12,3	11

Суммарная мощность электростанций достигла 814 МВт, тепловая — 2650 Гкал.

Основными потребителями являются промышленность и строительный комплекс (44,5 %), жилищно-коммунальное хозяйство (17,2 %). Баланс электроэнергии за 2011 г. отражен в табл. 4.

Таблица 4

Баланс электроэнергии за 2011год, млн кВт ^. ч

Наименование	млн кВт . ч	%
Производство	4 536,4
Импорт	275,5	5,7
Потребление, всего	4 811,9	100
В том числе:
– Промышленность и строительство	2 140,8	44,5
– Транспорт и связь	143,7	3,0
– Сельское хозяйство	36,4	0,7
– Жилищно-коммунальное хозяйство	829,5	17,2
– Прочие	302,6	6,3
– Технические и коммерческие потери	644,3	13,4
– Собственные нужды электростанции	690,8	14,3
Производство на душу населения, кВт.ч/чел	1628,1

По прогнозам Энергетического института Монгольского университета науки и технологий, к 2025–2030 гг. электрическая нагрузка и электропотребление ЦЭС повысятся более чем в два раза и составят 2000–2200 МВт и 10 млрд кВт.ч соответственно. Но имеются прогнозы 10-кратного увеличения существующего потребления. Однако это маловероятно.

Основные существующие и перспективные крупные потребители отражены в табл. 5.

Таблица 5

№	Наименование предприятий	Потребляемая мощность, МВт			Потребляемая электроэнергия, млн кВт.ч
		2015 г.	2020 г.	2030 г.	2015 г.	2020 г.	2030 г.
1.	Горно-обогатительный комбинат "Эрдэнэт"	80 — 120,0	80– 120,0	80– 120,0	750,0	750,0	750,0
2.	Горно-обогатительный комбинат "Оюу Толгой"	120,0	200,0	220,0	840,0	1 500,0	2 000,0
3.	Горно-обогатительный комбинат "Цагаан суврага"	–—–	50,0	50,0	–—–—	350,0	350,0
4.	Освоение Табан толгойского месторождения кокс. угля	–—–	50,0	50,0	–—–	300,0	300,0
5.	Промышленный парк в г. Сайншанде	–—–	100,0	200,0	–—–	500,0	1000000,0

Перспективы увеличения выработки электроэнергии до 2030 г. и вводы мощностей на электростанциях показаны в табл. 6.

Таблица 6

Наименование	2015 г.		2020 г.		2030 г.
Выработка электро– энергии, млн кВт.ч	4 640 340,0		8 870 585,0		9 865 000,0
В том числе электростанции	Мощ– ность МВт.	Выработка млн кВт.ч	Мощ– ность МВт.	Выработка млн кВт.ч	Мощ– ность МВт.	Выработка млн кВт.ч
1) ТЭЦ–2 г. Улан-Батор	18,0	100,0	16,0	80,0	12,0	60,0
2) ТЭЦ–3 г. Улан-Батор	148,0	800 000,0	148,0	740 000,0	124,0	620 000,0
3) ТЭЦ–4 г. Улан-Батор	680,0	3 740 000	680,0	3 740 000,0	680,0	3 740 000
4) ТЭЦ г. Дархан	83,0	415 000	83,0	415 000,0	83,0	415 000,0
5) ТЭЦ г. Эрдэнэт	29,0	110,0	56,0	360 000,0	56,0	360 000,0
6) ТЭЦ г. Чойбалсан	36,0	140,0	136,0	590 000,0	136,0	590 000,0
7) ТЭЦ г. Даланзадгад	12,0	50,0	12,0	50,0	12,0	50,0
8) ДЭС, маломощные и микро ГЭС и прочие источники	24,0	40,0	24,0	40,0	24,0	40,0
9) ГЭС или ГАЭС	200,0	—–—	200,0	440 000,0	200,0	440 000,0
10) КЭС	600,0	—–—	600,0	3 000 000,0	600,0	3 600 000,0

Как видно из приведенных данных, для обеспечения растущих потребностей в электроэнергии намечен значительный прирост новых мощностей за счет строительства тепловых электростанций на угле и строительства ГЭС на р. Селенге и ее притоках. При реализации программы монгольская энергосистема будет самодостаточна.

Вместе с тем необходимо отметить особенности и перспективы развития электроэнергетики Монголии:

• –    часть прироста потребления будет определяться за счет присоединения к ЦЭС энергосистем Запада и Востока Монголии, где преобладают мелкие неэкономичные дизельные и тепловые электростанции и слабые электрические связи напряжением 35–10 кВ, потребуется увеличение мощностей электрогенерации и ускорение строительства распределительных сетей 110–220 кВ;

• –    наличие большого числа мелких автономных потребителей, удаленных на большие расстояния от энергоисточников и друг от друга, объективно требует внедрения мелких индивидуальных энергоустановок с современными технологиями использования потенциала солнечной, ветровой энергии. Необходима разработка комплексной программы развития этого направления в Монголии;

• –    основной гидропотенциал Монголии составляют р. Селенга и ее притоки. Строительство гидросооружений в этой акватории неизбежно связано с влиянием на экосистему озера Байкал и потребует длительной экспертизы международных природоохранных организаций и значительного удорожания сооружения этих объектов. Необходимо рассмотреть альтернативные варианты строительства гидроэлектростанций на реках Забайкалья (р. Витим, р. Шилка и другие) и усиления межгосударственной линии электропередачи «Гусиноозерск – Дархан – Улан-Батор» за счет строительства ЛЭП– 500 кВ.

07.10.2014 -■—14.11.2014 —*—25.08.2014

Энергосистема Монголии имеет связь с энергосистемой Забайкалья по ЛЭП–220 кВ и по ЛЭП– 110 кВ в Тыве с ЕЭС Сибири. Графики перетока Бурятия — Монголия представлены на рис. 3.

ПЕРЕТОК БУРЯТИЯ - МОНГОЛИЯ

Рис. 3. Графики перетока Бурятия — Монголия

Как видно из графика, переток мощности в течение суток изменяется от 0 до 200 МВт, то есть переток из Забайкалья значительно снимает неравномерность суточного графика потребления ЦЭС Монголии, который в 2010 г. достигал 210 МВт, а сезонная неравномерность достигала 250 МВт. В 2010–2012 гг. передача электроэнергии достигала от 5 до 7 % общей потребности, а в первые годы (1978–1980 гг.) — до 30 %. С увеличением нагрузки потребления абсолютная величина суточной и сезонной неравномерности потребления будет возрастать, с увеличением единичной мощности агрегатов потребность в покрытии нагрузок в аварийных ситуациях также будет возрастать и потребная пропускная способность международной линии должна быть увеличена до 300–500 МВт, что возможно только при строительстве дополнительной ЛЭП0500 кВ «Гусиноозерск — Дархан», а затем «Дархан — Улан-Батор».

При дальнейшем развитии протяженных магистральных сетей до энергосистемы Внутренней Монголии появится возможность экспорта электроэнергии из Забайкалья и Монголии в КНР.

В Забайкалье на первом этапе экспорта электроэнергии в Монголию и Китай обеспечить генерацию возможно доведением до проектной мощности Улан-Удэнской ТЭЦ02 (800 МВт), Гусиноозерской ГРЭС (2150 МВт) и Харанорской ГРЭС (1800 МВт). Энергетическими узлами, откуда может осуществляться передача электроэнергии, должны стать Гусиноозерская ГРЭС — в Монголию и Китай, Харанорская ГРЭС — в Китай.

В дальнейшем строительство Мокского гидроузла (1410 МВт) и каскада Витимских ГЭС (2000 МВт) увеличит регулирующую способность энергосистемы Забайкалья и совместно с огромным гидропотенциалом энергосистемы Сибири станет основой создания будущего межгосударственного электроэнергетического объединения в Северо-Восточной Азии и реализации мегапроекта «Гоби– ТЭК и азиатская Super Gridна возобновляемых источников энергии в Северо-Восточной Азии», так как при этом возникает необходимость покрытия суточной и сезонной неравномерности не только нагрузки потребления, но и выработки электроэнергии.