Приложение к Указу от 10.08.2017 г № 140-УГ Схема
Схема и программа развития электроэнергетики иркутской области на 2018 — 2022 годы введение
Основанием для выполнения настоящей работы являются государственный контракт N 1/2017 от 6 февраля 2017 года с Областным государственным казенным учреждением "Центр энергоресурсосбережения" (далее - Заказчик), Приложение N 1 к указанному контракту - Техническое задание "Выполнение работ на разработку схемы и программы развития электроэнергетики Иркутской области на период 2018 - 2022 годы" (далее - Техническое задание), постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 (в редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 12 августа 2013 года N 691, от 17 февраля 2014 года N 116, от 23 января 2015 года N 47, от 16 февраля 2015 года N 132).
Основными целями работы по формированию схемы и программы перспективного развития электроэнергетики (далее - СиПР) являются:
- создание эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие Иркутской области;
- формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики;
- эффективное использование энергетических ресурсов на территории Иркутской области.
Основными задачами работы по формированию СиПР являются:
- разработка предложений по вводам новых и модернизации существующих объектов генерации (с учетом демонтажей) по энергосистеме Иркутской области (далее - ЭС) на пятилетний период по годам;
- разработка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по ЭС (по объемам и срокам реконструкции действующих и вводам новых электросетевых объектов) по годам на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе;
- обеспечение развития топливно-энергетического комплекса Иркутской области, определение направлений развития, оценка состояния;
- обоснование оптимальных направлений развития электрических сетей ЭС для обеспечения гарантированного электроснабжения потребителей и эффективного функционирования электрических сетей с учетом динамики спроса на электрическую мощность, перспективы развития генерирующих мощностей;
- обоснование направлений развития генерации, в том числе когенерации;
- обеспечение баланса между производством и потреблением в ЭС, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей;
- информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов;
- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования, схем и программ перспективного развития электроэнергетики.
Основными принципами формирования СиПР являются:
- экономическая эффективность решений, предлагаемых в СиПР, основанная на оптимизации режимов работы ЭС;
- применение новых технологических решений;
- скоординированность СиПР и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;
- скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;
- скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;
- публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.
При выполнении работы учтены и использованы следующие материалы:
- Проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы;
- Подпрограмма "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории Иркутской области на 2014 - 2020 годы" Государственной программы Иркутской области "Развитие жилищно-коммунального хозяйства Иркутской области на 2014 - 2020 годы" от 24 октября 2013 года N 446-пп;
- Стратегия развития топливно-энергетического комплекса Иркутской области до 2015 - 2020 годов и на перспективу до 2030 года, одобренная распоряжением Правительства Иркутской области от 12 октября 2012 года N 491-рп;
- Схемы выдачи мощности электростанций, выполненные проектными организациями (при их наличии);
- Схемы внешнего электроснабжения потребителей, выполненные проектными организациями (при их наличии)
- Модернизация железнодорожной инфраструктуры Байкало-Амурской и Транссибирской железнодорожных магистралей с развитием пропускных и провозных способностей.
Оформление работы выполнено в соответствии со следующими нормативно-техническими документами (НТД):
- Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";
- Федеральным законом от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении";
- Федеральным законом от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации";
- постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";
- постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 года N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики";
- Поручение Президента Российской Федерации по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России от 23 марта 2010 года (пункт 5 Перечня поручений от 29 марта 2010 года N Пр-839) предусмотреть в рамках схем и программ перспективного развития электроэнергетики максимальное использование потенциала когенерации и модернизацию систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований;
- Системой мероприятий и структурой финансирования подпрограммы "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории Иркутской области на 2014 - 2020 годы" Государственной программы Иркутской области "Развитие жилищно-коммунального хозяйства Иркутской области на 2014 - 2020 годы" от 24 октября 2013 года N 446-пп;
- Правилами устройства электроустановок, утвержденными приказом Минэнерго России от 8 июля 2002 года N 204;
- Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденными приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 года N 229;
- Методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 года N 277;
- Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 года N 281;
- РД 153-34.3-20.409-99 Руководящие указания об определении понятий и отнесении видов работ и мероприятий в электрических сетях отрасли "Электроэнергетика" к новому строительству, расширению, реконструкции и техническому перевооружению.
В работе использованы и учтены отчетные данные за 2012 - 2016 годы; расчетный срок - 2022 год.
Раздел I.общая характеристика региона
Иркутская область как субъект Российской Федерации (РФ) входит в состав Сибирского Федерального округа (СФО) и расположена в центре Азиатского материка на юге Восточной Сибири, в бассейнах верхнего течения рек Ангары, Лены и Нижней Тунгуски. Площадь территории Иркутской области - 774,8 тыс. км 2, что составляет 4,52 процента от площади Российской Федерации (на 1 января 2016 года). По площади область занимает второе место среди регионов Сибири и пятое место в России.
Протяженность области с запада на восток - 1500 км, с юга на север - 1400 км. Крайняя северная точка находится на широте 64°9' с.ш., южная - 51°8' с.ш., западная - 95°37' в.д., восточная - 119°10' в.д. Территория области значительно удалена от всех морей и океанов. Приблизительные расстояния по воздушной линии от Иркутска до Балтийского моря - 4,5 тыс. км, до Ледовитого океана - 3 тыс. км, до Японского моря - 2,5 тыс. км, до Индийского океана - 3,5 тыс. км.
Область расположена примерно на середине железнодорожного пути от Москвы до Владивостока, значительно удалена от основных промышленных центров страны и от морских путей. Через область проходят важные железнодорожные, водные и воздушные пути, обеспечивающие связи Восточной Сибири и Дальнего Востока с другими экономическими районами России и странами Азиатско-Тихоокеанского региона.
Находясь в центре Азиатского материка, область занимает выгодное географическое положение. На юге, юго-востоке и востоке она граничит с Республикой Бурятия, Забайкальским краем, на севере и северо-востоке - с Республикой Саха (Якутия), на северо-западе и западе - с Красноярским краем, на юго-западе - с Республикой Тыва. В пределах области расположена часть акватории оз. Байкал с островом Ольхон. Протяженность границ составляет 7240 км, из них сухопутная - 6720, водная - 520 км.
Удобное географическое положение на путях в Монголию и Китай, в бассейн Амура и к берегам Тихого океана, а также через бассейн Лены в Якутию и на северо-восток Сибири, сыгравшее в прошлом положительную роль в росте Иркутска как крупного экономического, политического и культурного центра Сибири, имеет и теперь важное значение для устойчивого развития области.
Иркутская область имеет достаточно разветвленную и развитую транспортную инфраструктуру, представленную различными видами транспорта. Через южные районы области проходит Транссибирская железная дорога, а через центральные - Байкало-Амурская железнодорожная магистраль (БАМ). Эксплуатационная длина железнодорожных путей общего пользования составляет порядка 2500 км.
Вдоль Транссиба проходят автодорога федерального значения и нефтепровод из Западной Сибири в город Ангарск. По Иркутской области проходит нефтепровод Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО). Ведется строительство автомагистрали вдоль БАМа. Протяженность автомобильных дорог общего пользования с твердым покрытием составляет более 12 тыс. км.
Воздушные междугородние и международные перевозки осуществляются в основном двумя аэропортами, расположенными в городах Братск и Иркутск.
Административным центром Иркутской области является город Иркутск.
На современной карте Иркутской области - 467 муниципальных образований, из них: 32 муниципальных района, десять городских округов, 63 городских поселения, 362 сельских поселения. На территории Иркутской области находятся 1562 населенных пункта, из которых 22 города. Наиболее крупные города: Иркутск, Ангарск, Братск.
Численность постоянного населения Иркутской области на 1 января 2017 года составила 2408907 чел., или 12,47 процента от численности населения Сибирского федерального округа (СФО), в том числе:
- городского населения - 1900330 человека;
- сельского населения - 508571 человек.
Таким образом, на 1 января 2017 года удельный вес городского населения составил 78,88 процента, а плотность населения - 3,11 чел./км 2.
Динамика численности населения (по данным Иркутскстата) за период до 2017 годы представлена в таблице 1.
Таблица 1. Динамика численности постоянного населения
Иркутской области на начало года
| Год | Численность постоянного населения, чел. | ||
| всего | в том числе: | ||
| городское | сельское | ||
| 1995 | 2748073 | 2180638 | 567435 |
| 2000 | 2644022 | 2105627 | 538395 |
| 2005 | 2524080 | 2001976 | 522104 |
| 2006 | 2492143 | 1977368 | 514775 |
| 2007 | 2467383 | 1959382 | 508001 |
| 2008 | 2455410 | 1949006 | 506404 |
| 2009 | 2448287 | 1943991 | 504296 |
| 2010 | 2440391 | 1937638 | 502753 |
| 2011 | 2427954 | 1932306 | 495648 |
| 2012 | 2424355 | 1929039 | 495316 |
| 2013 | 2422026 | 1925617 | 496409 |
| 2014 | 2418348 | 1919317 | 499031 |
| 2015 | 2414913 | 1906452 | 508461 |
| 2016 | 2412800 | 1905217 | 507583 |
| 2017 | 2408901 | 1900330 | 508571 |
Из таблицы 1 видно, что численность населения постоянно снижается. За период наблюдений с 1995 по 2017 годы численность населения уменьшилась на 12,66 процента, или 339172 человек.
Прогноз численности постоянного населения на период до 2022 года (по данным Иркутскстата) приведен в таблице 2.
Таблица 2. Прогноз численности населения на начало года
| Год | Численность постоянного населения, чел. | ||||||||
| всего | в том числе: | ||||||||
| городское | сельское | ||||||||
| всего | в том числе: | всего | в том числе: | всего | в том числе: | ||||
| мужчины | женщины | мужчины | женщины | мужчины | женщины | ||||
| 2018 | 2404713 | 1112867 | 1291846 | 1901385 | 865474 | 1035911 | 503328 | 247393 | 255935 |
| 2019 | 2401029 | 1111770 | 1289259 | 1899634 | 864884 | 1034750 | 501395 | 246886 | 254509 |
| 2020 | 2396317 | 1110206 | 1286111 | 1897079 | 863982 | 1033097 | 499238 | 246224 | 253014 |
| 2021 | 2391291 | 1108545 | 1282746 | 1894259 | 863033 | 1031226 | 497032 | 245512 | 251520 |
| 2022 | 2385981 | 1106791 | 1279190 | 1891290 | 862091 | 1029199 | 494691 | 244700 | 249991 |
Из таблицы 2 видно, что численность населения Иркутской области будет снижаться, причем численность сельского населения - опережающими темпами по сравнению с численностью городского населения. Численность городского населения снизится на 0,53 процента, сельского - на 1,72 процента. Из таблицы 2 видно, что количество женщин в суммарном объеме населения превышает количество мужчин, данное распределение сохранится на протяжении всего рассматриваемого периода.
В таблице 3 представлено прогнозное распределение населения по возрастным группам на перспективу до 2022 года (по данным Иркутскстата).
Таблица 3. Прогнозная численность населения по отдельным
возрастным группам, человек
| Показатель | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | Отношение 2022 / 2018, %% |
| Прогнозная численность постоянного населения, всего, в том числе: | 2404713 | 2401029 | 2396317 | 2391291 | 2385981 | 99,22 |
| моложе трудоспособного возраста | 529703 | 537772 | 543539 | 548466 | 553713 | 104,53 |
| в трудоспособном возрасте | 1330567 | 1314465 | 1301170 | 1288948 | 1277798 | 96,03 |
| старше трудоспособного возраста | 544443 | 548792 | 551608 | 553877 | 554470 | 101,84 |
Из таблицы 3 видно, что к концу рассматриваемого периода численность населения моложе трудоспособного возраста увеличится на 4,53 процента, а численность населения младше трудоспособного возраста - на 1,84 процента. Численность трудоспособного населения снизится на 3,97 процента, или 52769 человек, что может привести к дефициту кадров на рынке труда.
В таблице 4 представлен перечень наиболее крупных населенных пунктов Иркутской области (по данным Иркутскстата) с указанием численности постоянного населения на 1 января 2016 года.
Таблица 4. Перечень наиболее крупных населенных пунктов
Иркутской области с указанием численности постоянного
населения на 1 января 2016 года
| Населенный пункт | Численность населения, чел. | Населенный пункт | Численность населения, чел. |
| Иркутск | 623424 | Тайшет | 33587 |
| Братск | 234147 | Зима | 31283 |
| Ангарск | 226776 | Железногорск-Илимский | 23979 |
| Усть-Илимск | 82820 | Вихоревка | 21459 |
| Усолье-Сибирское | 78569 | Слюдянка | 18302 |
| Черемхово | 51338 | Бодайбо | 13419 |
| Шелехов | 47378 | Свирск | 13127 |
| Усть-Кут | 42498 | Байкальск | 12901 |
| Тулун | 41987 | Киренск | 11436 |
| Саянск | 38957 | Бирюсинск | 8484 |
| Нижнеудинск | 34049 | Алзамай | 6136 |
Наиболее экономически развитые районы Иркутской области сосредоточены в Иркутско-Ангарской зоне, в городах с высоким экспортным потенциалом. Экономическое благополучие области в целом складывается за счет крупных городов (Иркутск, Братск, Ангарск, Усолье-Сибирское, Усть-Илимск, Шелехов), где проживает более 50 процентов населения области.
По многим видам производимой продукции Иркутская область сохраняет ведущие позиции в России. Основными направлениями специализации Иркутской области являются металлургия (производство алюминия и ферросплавов), горнодобывающая и нефтехимическая промышленность, лесопромышленный комплекс и транспорт. Сельское хозяйство и сфера обслуживания развиты слабо.
Промышленность области сконцентрирована в Иркутске и ряде районных центров. Наиболее крупными потребителями электроэнергии являются: Братский алюминиевый завод, АО "Ангарская нефтехимическая компания", Иркутский авиационный завод, Иркутский алюминиевый завод, филиалы ОАО "Группа "Илим" в городе Братске и городе Усть-Илимске, АО "Саянскхимпласт" (крупнейший производитель ПВХ в России), Коршуновский горно-обогатительный комбинат.
В общероссийском разделении труда Иркутская область выделяется как крупная энергетическая база, дающая 6,2 процента вырабатываемой в России электроэнергии, как поставщик слюды, поваренной соли, золота, алюминия, древесины, химической и нефтехимической, целлюлозно-бумажной продукции, пушно-мехового сырья.
Динамика производства валового регионального продукта (ВРП) Иркутской области (по данным Иркутскстата ) представлена в таблице 5.
Таблица 5. Динамика производства валового регионального
продукта Иркутской области
| Показатель | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 оценка |
| ВРП в основных ценах, млн. руб. | 737971,6 | 805197,5 | 916317,5 | 1013542,3 | 1127392,5 |
| Индекс физического объема ВРП, в %% к предыдущему году | 109,4 | 102,0 | 104,8 | 100,4 | 102,6 |
| ВРП на душу населения, руб./чел. | 304545,5 | 332700,5 | 379171,6 | 419885,1 | 467254,8 |
Из таблицы 5 видно, что объем валового регионального продукта растет, что совместно со снижением численности населения сказывается на объеме ВРП на душу населения. Рост валового регионального продукта на душу населения за период с 2012 по 2016 год составил 53,42 процента.
Структура валового регионального продукта Иркутской области по видам экономической деятельности (по данным Иркутскстата ) представлена в таблице 6 и на рисунке 1.
Таблица 6. Структура валового регионального продукта
Иркутской области по видам экономической деятельности
| Вид экономической деятельности | Ед. изм. | Значение по годам | ||||
| 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 оценка | ||
| Валовой региональный продукт в основных ценах | млн руб. | 737971,6 | 805197,5 | 916317,5 | 1013542,3 | 1127392,5 |
| %% | 100,0 | 100,0 | 100 | 100 | 100 | |
| Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство | %% | 5,6 | 5,6 | 5,8 | 5,9 | 5,4 |
| Рыболовство, рыбоводство | %% | 0,0 | 0,0 | 0 | 0 | 0 |
| Добыча полезных ископаемых | %% | 15,7 | 18,0 | 19,6 | 24,3 | 23,8 |
| Обрабатывающие производства | %% | 13,4 | 13,7 | 12,4 | 13,4 | 12,7 |
| Производство и распределение электроэнергии, газа и воды | %% | 6,6 | 6,0 | 5,6 | 5,2 | 5,3 |
| Строительство | %% | 6,7 | 6,5 | 7,0 | 6,4 | 4,7 |
| Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования | %% | 10,6 | 9,9 | 9,5 | 9,1 | 8,6 |
| Гостиницы и рестораны | %% | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 0,6 | 0,6 |
| Транспорт и связь | %% | 17,2 | 14,7 | 16,3 | 12,7 | 15,7 |
| Финансовая деятельность | %% | 0,4 | 0,3 | 0,2 | 0,2 | 0,2 |
| Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг | %% | 6,8 | 7,3 | 6,8 | 7,5 | 6,5 |
| Государственное управление и обеспечение военной безопасности; социальное страхование | %% | 7,0 | 7,1 | 6,4 | 5,7 | 6,3 |
| Образование | %% | 3,9 | 4,2 | 3,9 | 3,5 | 4,2 |
| Здравоохранение и предоставление социальных услуг | %% | 4,5 | 4,7 | 4,6 | 4,4 | 4,5 |
| Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг | %% | 1,0 | 1,3 | 1,1 | 1,1 | 1,2 |
Рисунок 1. Структура ВРП Иркутской области по видам
экономической деятельности
Рисунок не приводится.
Динамика индексов производства Иркутской области по видам экономической деятельности (по данным Иркутскстата) представлена в таблице 7.
Таблица 7. Индексы производства по видам
экономической деятельности в Иркутской области,
в процентах к предыдущему году
| Показатель | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 |
| Индекс промышленного производства | 112,9 | 102,5 | 104,4 | 105,8 | 105,7 |
| Добыча полезных ископаемых, в том числе: | 133,2 | 109,7 | 110,9 | 113,6 | 110,7 |
| добыча топливно-энергетических полезных ископаемых | 149,4 | 114,5 | 115,6 | 118,8 | 114,6 |
| добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических | 105,3 | 98,0 | 97,1 | 95,8 | 94,7 |
| Обрабатывающие производства, в том числе: | 101,0 | 102,8 | 102,5 | 101,6 | 101,9 |
| производство пищевых продуктов, включая напитки | 108,1 | 96,7 | 98,9 | 98,7 | 98,0 |
| текстильное и швейное производство | 115,9 | 115,2 | 90,4 | 51,7 | 105,1 |
| производство кожи, изделий из кожи и производство обуви | 104,8 | 88,5 | 92,8 | 78,6 | 70,7 |
| обработка древесины и производство изделий из дерева | 111,9 | 118,7 | 97,6 | 95,6 | 105,2 |
| целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность | 100,6 | 92,5 | 111,4 | 107,3 | 105,0 |
| производство кокса, нефтепродуктов | 102,9 | 103,0 | 98,2 | 91,2 | 100,5 |
| химическое производство | 101,5 | 101,0 | 106,3 | 91,9 | 82,9 |
| производство резиновых и пластмассовых изделий | 125,9 | 128,5 | 96,5 | 97,0 | 93,4 |
| производство прочих неметаллических минеральных продуктов | 103,1 | 104,0 | 106,6 | 85,1 | 105,3 |
| металлургическое производство и производство готовых металлических изделий | 106,8 | 100,6 | 102,8 | 114,6 | 100,3 |
| производство машин и оборудования | 126,2 | 106,9 | 129,9 | 39,1 | 116,7 |
| производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования | 117,6 | 111,7 | 83,3 | 90,4 | 108,6 |
| производство транспортных средств и оборудования | 76,9 | 104,0 | 101,4 | 120,3 | 110,4 |
| прочие производства | 92,4 | 112,7 | 118,0 | 210 | 139,3 |
| Производство и распределение электроэнергии, газа и воды | 111,2 | 87,5 | 93,3 | 95,5 | 101,1 |
Анализ изменения индексов производства показывает, что добыча полезных ископаемых, несмотря на рост индекса в 2016 году, показывает отрицательную динамику за рассматриваемый период. В то же время целлюлозно-бумажное производство, издательская и полиграфическая деятельность, производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования, металлургическое производство и производство готовых металлических изделий, а также производство транспортных средств и оборудования демонстрируют положительную динамику изменения индексов производства за рассматриваемый период.
Раздел II.анализ существующего состояния электроэнергетики Иркутской области за прошедший пятилетний период
II-1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ,
В ТОМ ЧИСЛЕ ИНФОРМАЦИЯ ПО ГЕНЕРИРУЮЩИМ, ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫМ
И СБЫТОВЫМ КОМПАНИЯМ, ОСУЩЕСТВЛЯЮЩИМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЕ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В РЕГИОНЕ,
А ТАКЖЕ СТАНЦИЯМ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Иркутская энергосистема является одной из крупнейших энергосистем России и входит в состав объединенной электроэнергетической системы (ОЭС) Сибири, обеспечивая централизованное электроснабжение основных потребителей области. Электроснабжение отдаленных изолированных потребителей осуществляется от децентрализованных энергосистем на базе электростанций.
Иркутскую энергосистему условно можно разделить на пять энергорайонов: Усть-Илимский, Братский, Бодайбинский, Иркутско-Черемховский и Тулунско-Зиминский.
Производство электроэнергии в области осуществляется на 15 ТЭС (4160,7 МВт) и четырех ГЭС (9088,4 МВт). Из них 12 ТЭС входят в состав ПАО "Иркутскэнерго", одна ТЭС принадлежит ООО "Теплоснабжение" (город Байкальск, бывшая ТЭЦ Байкальского целлюлозно-бумажного комбината), две ТЭС входят в состав филиалов ОАО "Группа "Илим" в городе Братске и городе Усть-Илимске.
Из четырех ГЭС три крупнейшие - Братская (4500 МВт), Усть-Илимская (3840 МВт) и Иркутская (662,4 МВт) принадлежат ПАО "Иркутскэнерго". Мамаканская ГЭС мощностью 86 МВт, расположенная в поселке Мамакан Бодайбинского района, работает в составе АО "Витимэнергосбыт".
Иркутская энергосистема включает две генерирующие компании, работающие на ОРЭМ, одного производителя электрической энергии розничного рынка, две действующие электростанции промышленных предприятий, 29 электросетевых компаний и три гарантирующих поставщика электрической энергии.
Генерирующие компании представляют ПАО "Иркутскэнерго" и АО "Витимэнергосбыт". ТЭЦ ООО "Теплоснабжение" с 1 сентября 2015 года является станцией розничного рынка.
Электростанциями промышленных предприятий являются ТЭЦ филиала ОАО "Группа "Илим" в городе Братске и ТЭЦ филиала ОАО "Группа "Илим" в городе Усть-Илимске.
Наиболее крупные электросетевые организации представлены следующими компаниями: ОАО "Иркутская электросетевая компания" (сокращенное наименование - ОАО "ИЭСК"), ОАО "Российские железные дороги" (сокращенное наименование - ОАО "РЖД"), АО "Витимэнерго", ОГУЭП "Облкоммунэнерго", АО "Братская электросетевая компания" (сокращенное наименование - АО "БЭСК").
Гарантирующими поставщиками электрический энергии на территории Иркутской области являются ООО "Иркутская Энергосбытовая компания", АО "Витимэнергосбыт", ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ".
Основной особенностью структуры генерирующих мощностей Иркутской энергосистемы является большая доля ГЭС - 68,6 процента в суммарной мощности электростанций. Большая часть (97,99 процента) генерирующих мощностей входит в состав ПАО "Иркутскэнерго", 0,64 процента - АО "Витимэнергосбыт", 0,18 процента - ООО "Теплоснабжение), 1,18 процента приходится на электростанции промышленных предприятий: две ТЭЦ ОАО "Группа ИЛИМ".
В 2016 году электростанциями Иркутской энергосистемы было выработано 49,316 млрд кВт.ч электроэнергии, в том числе:
- ГЭС - 37,365 млрд. кВт.ч (75,8 процента);
- ТЭС - 11,951 млрд. кВт.ч (24,2 процента), в том числе электростанциями промышленных предприятий - 0,90 млрд. кВт.ч.
Выработка электрической энергии на душу населения Иркутской области в 2016 году составила 20,43 тыс. кВт.ч/чел.
Гидроэлектростанции Ангарского каскада Братская ГЭС и Иркутская ГЭС имеют водохранилища многолетнего регулирования, а Усть-Илимская ГЭС - сезонного регулирования.
В электроэнергетический комплекс Иркутской области входят также 25 линий электропередачи класса напряжения 500 кВ, две из которых временно работают на напряжении 220 кВ, 74 линии электропередачи класса напряжения 220 кВ, 273 линии электропередачи класса напряжения 110 кВ. Количество трансформаторных подстанций в энергосистеме Иркутской области составляет 297 ед., в том числе:
- ПС 500 кВ (включая РУ 500 кВ, ПП 500 кВ, не учитывая УПК Тыреть 500 кВ) - 8 ед.;
- ПС 220 кВ - 44 ед.;
- ПС 110 кВ - 245 ед.
Суммарная мощность трансформаторов энергосистемы Иркутской области по состоянию на 1 января 2017 года составила 36727,7 МВА.
II-2. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ИРКУТСКОЙ
ОБЛАСТИ И СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ ПО ОСНОВНЫМ ГРУППАМ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ
Динамика электропотребления в Иркутской области неравномерная, значительное влияние на уровень электропотребления оказывает температура наружного воздуха, кроме того, на электропотреблении области отражается изменение объемов промышленного производства.
Динамика потребления электроэнергии на территории Иркутской области за последние 5 лет представлена в таблице 8 и на рисунке 2.
Таблица 8. Динамика потребления электроэнергии
в Иркутской области за последние 5 лет
| Показатель | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2012 - 2016 |
| Электропотребление, млн. кВт.ч | 54708,4 | 53412,4 | 52819,7 | 52467,1 | 53209,36 | - |
| Абсолютный прирост (снижение) электропотребления, млн. кВт.ч | - | -1296 | -592,7 | -352,6 | 742,26 | -1499,04 |
| Среднегодовые темпы прироста (снижения), %% | - | -2,4 | -1,1 | -0,67 | 1,41 | -2,74 |
Рисунок 2. Динамика потребления электроэнергии
в Иркутской области
Рисунок не приводится.
Из приведенных данных следует, что в 2012 году зафиксирован максимум электропотребления за последние 5 лет на уровне 54708,4 млн кВт.ч, что обусловлено увеличением выработки продукции и услуг крупными компаниями, такими как Восточно-Сибирская железная дорога, Братский завод ферросплавов и золотодобывающие предприятия. Также на увеличении электропотребления сказывалось и снижение температуры наружного воздуха по сравнению с другими годами рассматриваемой ретроспективы.
В 2013 году произошло снижение электропотребления, связанное с сокращением потребления таких крупных предприятий, как ОАО "РУСАЛ Братск" и Филиал ОАО "РУСАЛ Братск" в городе Шелехове.
Тенденция снижения потребления электроэнергии продолжилась и в 2015 году. На снижении электропотребления сказались сокращение объемов промышленного производства и жилищного строительства, повышение средней за отопительный период температуры воздуха в регионе.
В 2016 году происходит рост электропотребления до уровня 53209,4 млн кВт.ч, что на 1,41 процента выше уровня 2015 года, что обусловлено ростом промышленного производства и потребления электроэнергии населением, однако уровня 2012 года потребление региона не достигает, и падение потребления за отчетный период составило 2,74 процента.
Структура электропотребления Иркутской области по видам экономической деятельности за 2012 - 2016 годы (по данным Иркутскстата) представлена в таблице 9.
В общем объеме потребления электроэнергии Иркутской области доля обрабатывающих производств составляет 56,4 процента, на долю добычи полезных ископаемых приходится 4,8 процента, на долю транспорта и связи - 7,2 процента, на сельское хозяйство, охоту и лесное хозяйство приходится 1,2 процента, население потребляет 9,2 процента.
Таблица 9. Структура электропотребления Иркутской области
по видам экономической деятельности
| Показатель | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | |||||
| млн. кВт.ч | %% от потребления | млн. кВт.ч | %% от потребления | млн. кВт.ч | %% от потребления | млн. кВт.ч | %% от потребления | млн. кВт.ч | %% от потребления | |
| Выработано электроэнергии | 62046,8 | - | 56424,8 | - | 55074,4 | - | 47950,9 | - | 49316,03 | - |
| Получено из-за пределов области | - | - | - | - | - | 4516,2 | - | 3893,33 | - | |
| Отпущено за пределы области | 7338,4 | - | 3012,4 | - | 2254,7 | - | - | - | - | - |
| Потреблено, в том числе по видам деятельности: | 54708,4 | 100 | 53412,4 | 100 | 52819,7 | 100 | 52467,1 | 100 | 53209,4 | 100 |
| Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство | 652,1 | 1,12 | 757,9 | 1,34 | 766,3 | 1,36 | 803,1 | 1,52 | 654,9 | 1,2 |
| Добыча полезных ископаемых | 1511,1 | 2,61 | 1655,2 | 2,93 | 2370,1 | 4,21 | 2469,1 | 4,68 | 2562,7 | 4,8 |
| Обрабатывающие производства | 31495,7 | 54,34 | 30746,5 | 54,35 | 29085,3 | 51,70 | 26895,8 | 51,01 | 30256,4 | 56,4 |
| Производство и распределение электроэнергии, газа и воды | 5008,8 | 8,64 | 4627,1 | 8,18 | 5395,7 | 9,59 | 6415,7 | 12,17 | 2708,4 | 5,1 |
| Потреблено населением | 7991,6 | 13,79 | 7987,0 | 14,12 | 6641,0 | 11,80 | 4793,7 | 9,09 | 4937,5 | 9,2 |
| Оптовая и розничная торговля | 1005,2 | 1,73 | 927,6 | 1,64 | 1165,1 | 2,07 | 1007,4 | 1,91 | 1133,1 | 2,1 |
| Строительство | 405,0 | 0,70 | 328,6 | 0,58 | 334,8 | 0,60 | 238,7 | 0,45 | 282,4 | 0,5 |
| Транспорт и связь | 3569,4 | 6,16 | 3339,5 | 5,90 | 3521,1 | 6,26 | 3482,8 | 6,60 | 3858,8 | 7,2 |
| Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг | 383,0 | 0,66 | 385,5 | 0,68 | 528,7 | 0,94 | 317,9 | 0,60 | 337,5 | 0,6 |
| Прочие виды деятельности | 1888,8 | 3,26 | 1905,3 | 3,37 | 1978,7 | 3,52 | 1888,4 | 3,58 | 1907,3 | 3,6 |
| Потери в электросетях общего пользования | 4054,0 | 6,99 | 3911,1 | 6,91 | 4473,1 | 7,95 | 4418,0 | 8,38 | 5000,1 | 9,3 |
Потери в электросетях в 2016 году составили 9,3 процента от объема потребленной электроэнергии, или 10,1 процента от объема произведенной электроэнергии. Основные причины потерь электроэнергии связаны с превышением нормативного срока эксплуатации сетей и электрооборудования на территории Иркутской области, изменением структуры нагрузок и их значительной рассредоточенности по территории области, недостаточным оснащением системы современными средствами регулирования и распределения потоков мощности и энергии.
II-3. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ В РЕГИОНЕ С УКАЗАНИЕМ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ
Значительная доля электропотребления Иркутской области (около 70 процентов) приходится на электроемкие производства и транспорт, среди которых выделяются следующие наиболее крупные потребители:
1) ОАО "РУСАЛ Братск";
2) Филиал ОАО "РУСАЛ Братск" в городе Шелехове;
3) Восточно-Сибирская железная дорога - филиал ОАО "РЖД";
4) АО "Ангарская нефтехимическая компания";
5) Филиал ОАО "Группа "Илим" в городе Усть-Илимске;
6) Филиал ОАО "Группа "Илим" в городе Братске;
7) ООО "Братский завод ферросплавов";
8) АО "Саянскхимпласт".
Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Иркутской области с указанием потребления электрической энергии за последние 5 лет представлен в таблице 10.
Таблица 10. Перечень основных крупных потребителей
электрической энергии в Иркутской области
| N п/п | Наименование потребителя | Место расположения (адрес) | Вид деятельности | Годовой объем электропотребления, млн. кВт.ч | ||||
| 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | ||||
| 1. | Филиал ОАО "Группа "Илим" в городе Усть-Илимске | 665776, Иркутская обл., г. Усть-Илимск | Лесохозяйственная заготовка, переработка и реализация древесины и изделий из нее, производство и реализация целлюлозно-бумажной и лесохимической продукции, продукция деревообработки и изделий из нее | 908,7 | 886,1 | 892,5 | 887,1 | 896,0 |
| 2. | Филиал ОАО "Группа "Илим" в городе Братске | 665718. Иркутская обл., г. Братск | Лесохозяйственная, заготовка, переработка и реализация древесины и изделий из нее, производство и реализация целлюлозно-бумажной и лесохимической продукции, продукция деревообработки и изделий из нее | 1258,3 | 1287,0 | 1531,9 | 1614,8 | 1648,8 |
| 3. | ООО "Братский завод ферросплавов" | 665707, Иркутская обл., г. Братск | Производство ферросилиция марок ФС65, ФС75 (ГОСТ 1415-93), микрокремнезем и др. | 836,9 | 887,3 | 813,6 | 837,7 | 842,2 |
| 4. | Филиал ОАО "РУСАЛ Братск" в городе Шелехове | 666020, Иркутская обл., г. Шелехов | Производство: алюминия первичного, катанки алюминиевой, порошка алюминиевого, пудры алюминиевой | 7234,3 | 6835,0 | 6798,2 | 7027,3 | 7048,1 |
| 5. | ОАО "РУСАЛ Братск" | 665716, Иркутская обл., г. Братск | Производство алюминия сырца, катанки алюминиевой, чушки первичного алюминия, слитков алюминиевых цилиндрических | 17361,1 | 17190,6 | 17203,5 | 16985,5 | 17016,8 |
| 6. | АО "Ангарская нефтехимическая компания" | 665830, Иркутская обл., г. Ангарск | Нефтепереработка, химическая продукция, бензины автомобильные, дизтопливо, авиационное топливо, керосины, мазуты товарные, масла смазочные | 1296,5 | 1305,2 | 1305,0 | 1308,2 | 929,7 |
| 7. | АО "Ангарский электролизный химический комбинат" | 665804, Иркутская область, г. Ангарск | Производство обогащенного гексафторида урана для ядерной энергетики | 367,2 | 352,8 | 336,5 | 314,5 | 290,7 |
| 8. | ООО "Усольехимпром" | 665470, Иркутская обл., г. Усолье-Сибирское | Производство химической продукции товаров народного потребления, смола ПВХ, карбид, хлор, монокристаллы | 60,4 | 15,3 | 6,2 | 4,4 | 3,0 |
| 9. | АО "Саянскхимпласт" | 665358, Иркутская обл., г. Саянск-1 | Производство химической продукции (ПВХ суспензионный, сода каустическая) | 735,1 | 736,7 | 750,5 | 592,6 | 456,5 |
| 10. | ООО "Компания "Востсибуголь" | 664674, г. Иркутск, ул. Сухэ-Батора, 6 | Добыча угля | 187,0 | 181,1 | 159,0 | 164,3 | 159,8 |
| 11. | Иркутский авиационный завод (ИАЗ) - филиал ПАО "Корпорация "Иркут" | 664020, г. Иркутск, ул. Новаторов, 3 | Производство авиационной техники, ТНП, стали | 117,4 | 117,8 | 117,2 | 111,6 | 118,2 |
| 12. | Восточно-Сибирская железная дорога - филиал ОАО "РЖД" | 664003, г. Иркутск, ул. К. Маркса, 7 | Грузовые и пассажирские перевозки | 3177,2 | 3182,2 | 3196,0 | 3172,0 | 3431,1 |
| 13. | ОАО "Коршуновский горно-обогатительный комбинат" | г. Железногорск-Илимский, Нижнеилимский район | Добыча железной руды открытым способом, производство концентрата железных руд | 459,9 | 463,7 | 421,7 | 378,2 | 357,4 |
II-4. ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМА НАГРУЗКИ И НАЛИЧИЕ
РЕЗЕРВА МОЩНОСТИ КРУПНЫХ УЗЛОВ НАГРУЗКИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ
В рамках рассматриваемого пятилетнего периода наибольший максимум нагрузки соответствует 2012 году и составляет 8051 МВт. Начиная с 2012 года происходит постепенное падение максимума нагрузки. Наименьшее значение за рассматриваемый период зафиксировано в 2015 году и составляет 7571 МВт. Снижение было связано с экономической обстановкой, снижением производства и соответствовало общей динамике изменения максимума нагрузке по ЕЭС России. В 2016 году отмечен рост максимума нагрузки на 4,82 процента относительно 2015 года до величины 7936 МВт, однако за весь рассматриваемый период снижение собственного максимума нагрузки составляет 1,43 процента.
Динамика изменения собственного максимума нагрузки в часы прохождения годовых максимумов потребления мощности ЭС Иркутской области за последние 5 лет представлена в таблице 11 и на рисунке 3.
Таблица 11. Динамика изменения собственного максимума
нагрузки ЭС Иркутской области за последние 5 лет
| Показатель | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2012 - 2016 |
| Собственный максимум нагрузки, МВт | 8051 | 7918 | 7670 | 7571 | 7936 | - |
| Абсолютные прирост (снижение) максимума нагрузки, МВт | - | -133 | -248 | -99 | 365 | -115 |
| Среднегодовые темпы прироста/снижения, %% | - | -1,65 | -3,13 | -1,29 | 4,82 | -1,43 |
Рисунок 3. Динамика изменения собственного
максимума нагрузки, МВт
Рисунок не приводится.
Годовой максимум потребления мощности энергосистемы Иркутской области в 2016 году зафиксирован в 14-00 (мск) 18 января 2016 года и составил 7936 МВт. Резерв мощности Иркутской энергосистемы составил 1268,3 МВт.
Сведения о наличии резерва мощности на электростанциях Иркутской энергосистемы по станциям на час максимума по операционной зоне Иркутского РДУ представлены в таблице 12.
Таблица 12. Наличие резервов мощности на электростанциях
Иркутской энергосистемы по станциям
| Показатель | Значение на час собственного максимума ЭС, МВт |
| Резерв, всего, в том числе: | 1268 |
| ТЭС, в том числе: | 408 |
| Участок N 1 Иркутской ТЭЦ-9 ПАО "Иркутскэнерго" | 66 |
| Иркутская ТЭЦ-6 ПАО "Иркутскэнерго" | 33 |
| Иркутская ТЭЦ-9 ПАО "Иркутскэнерго" | 90 |
| Иркутская ТЭЦ-10 ПАО "Иркутскэнерго" | 11 |
| Иркутская ТЭЦ-11 ПАО "Иркутскэнерго" | 32 |
| Ново-Иркутская ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" | 4 |
| Усть-Илимская ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" | 90 |
| Ново-Зиминская ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" | 82 |
| Шелеховский участок Ново-Иркутской ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" | 0 |
| Участок ТИиТС Иркутской ТЭЦ-6 ПАО "Иркутскэнерго" | 0 |
| Иркутская ТЭЦ-12 ПАО "Иркутскэнерго" | 0 |
| Иркутская ТЭЦ-16 ПАО "Иркутскэнерго" | 0 |
| ТЭЦ ООО "Теплоснабжение" | 0 |
| ГЭС, в том числе: | 860 |
| Иркутская ГЭС | 0 |
| Братская ГЭС | 493 |
| Усть-Илимская ГЭС | 367 |
| Мамаканская ГЭС | 0 |
| Электростанции промышленных предприятий | 0 |
В настоящее время энергосистема Иркутской области является избыточной по мощности. Однако анализ изменения собственного максимума нагрузок в энергосистеме показывает, что на его величину влияет целый комплекс факторов. В связи с этим обеспечение резерва в энергосистеме должно осуществляться с учетом наиболее вероятных сценариев загрузки мощностей.
II-5. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ
ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ В РЕГИОНЕ, СТРУКТУРА
ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ОТ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ
ОСНОВНЫМИ ГРУППАМИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ
Динамика производства и потребления тепловой энергии в Иркутской области (по данным Иркутскстата) представлена в таблице 13 и на рисунке 4.
Таблица 13. Динамика производства и потребления тепловой
энергии в Иркутской области за последние 5 лет
| Показатель | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2012 - 2016 |
| Производство тепловой энергии, млн. Гкал | 44,1 | 41,8 | 40,1 | 40,6 | 38,2 | - |
| Абсолютный прирост (снижение) производства, млн. Гкал | - | -2,3 | -1,7 | 0,5 | -2,4 | -5,9 |
| Среднегодовые темпы прироста (снижения), %% | - | -5,2 | -4,1 | 1,3 | -5,9 | -13,4 |
| Потребление тепловой энергии, млн. Гкал | 38,6 | 36,4 | 35,0 | 35,4 | 33,0 | - |
| Абсолютный прирост (снижение) теплопотребления, млн. Гкал | - | -2,2 | -1,4 | 0,4 | -2,4 | -5,6 |
| Среднегодовые темпы прироста (снижения), %% | - | -5,7 | -3,9 | 1,1 | -6,9 | -14,6 |
Рисунок 4. Динамика потребления тепловой энергии в системах
централизованного теплоснабжения Иркутской области
Рисунок не приводится.
По потреблению тепловой энергии Иркутская область находится среди ведущих в этой сфере в СФО и РФ.
В период с 2012 по 2016 годы потребление тепловой энергии в области снизилось на 14,6 процента, что обусловлено влиянием двух основных факторов.
Первый фактор связан с негативными процессами в экономике страны, наблюдавшимися с 2009 года, на фоне которых произошло некоторое сокращение уровня потребления и производства тепловой энергии по сравнению с предыдущими годами. В этот период наблюдались спад промышленного производства в Иркутской области, уменьшение потребления тепловой энергии на транспорте, в сельском хозяйстве и других сферах.
Другим фактором снижения потребления тепловой энергии за рассматриваемый период является повышение температур наружного воздуха (наиболее высокие за последние 5 лет).
Отпуск тепловой энергии потребителям Иркутской области осуществляется от различных источников:
- 12 ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго";
- ТЭЦ ООО "Теплоснабжение" (бывшая ТЭЦ БЦБК);
- две ТЭЦ промышленных предприятий (ТЭЦ филиала ОАО "Группа "Илим" в городе Братске, ТЭЦ филиала ОАО "Группа "Илим" в городе Усть-Илимске);
- 1010 отопительных и промышленных котельных на органическом топливе, в том числе 880 муниципальных;
- около 300 электробойлерных;
- большое количество теплоутилизирующих установок (ТУУ) и индивидуальных отопительных печей.
Из 1010 котельных 631 работает на угле (62,5 процента), 33 - на жидком топливе (3,3 процента), 147 - на дровах и щепе (14,6 процента), 190 - на электрической энергии (18,8 процента), девять - на газе (0,9 процента).
Протяженность тепловых сетей составляет 3914,80 км, в том числе 2359,41 км муниципальных.
Динамика изменения количества котельных и тепловых сетей Иркутской области с 2012 года по 2016 год представлена в таблице 14.
Таблица 14. Динамика изменения количества котельных
и тепловых сетей на территории Иркутской области
| Основные фонды | Ед. изм. | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 |
| Котельные | шт. | 1071 | 1050 | 1041 | 1038 | 1010 |
| в т.ч. муниципальные | шт. | 965 | 923 | 910 | 906 | 880 |
| Тепловые сети | км | 3804,4 | 3817,0 | 3837,0 | 3777,5 | 3914,80 |
| в т.ч. муниципальные | км | 2448,5 | 2427,6 | 2324,7 | 2343,3 | 2359,41 |
Сведения об источниках теплоснабжения с группировкой по их мощностям на конец 2016 года (по данным Иркутскстата) представлены в таблице 15.
Таблица 15. Сведения об источниках теплоснабжения Иркутской
области с группировкой по их мощностям
| Муниципальное образование (район, город) | Введено источников теплоснабжения за 2016 год | Ликвидировано источников теплоснабжения за 2016 год | Число источников теплоснабжения на конец 2016 года | |||||||||
| всего | в т.ч. мощностью, Гкал/ч | всего | в т.ч. мощностью, Гкал/ч | всего | в т.ч. мощностью, Гкал/ч | |||||||
| до 3 | от 3 до 20 | от 20 до 100 | до 3 | от 3 до 20 | от 20 до 100 | до 3 | от 3 до 20 | от 20 до 100 | ||||
| Иркутская область, всего, в том числе: | 15 | 9 | 5 | 1 | 21 | 14 | 4 | - | 848 | 631 | 166 | 30 |
| Ангарск | - | - | - | - | - | - | - | - | 3 | - | - | - |
| Иркутск | - | - | - | - | 2 | 2 | - | - | 42 | 13 | 22 | 1 |
| Бодайбо | - | - | - | - | - | - | - | - | 12 | 4 | 6 | 2 |
| Братск | - | - | - | - | - | - | - | - | 13 | 3 | 4 | 2 |
| Зима | - | - | - | - | - | - | - | - | 9 | 6 | 3 | - |
| Нижнеудинск | 1 | 1 | - | - | 2 | 2 | - | - | 33 | 24 | 8 | 1 |
| Алзамай | - | - | - | - | - | - | - | - | 12 | 12 | - | - |
| Саянск | - | - | - | - | - | - | - | - | 1 | - | - | - |
| Тайшет | - | - | - | - | 2 | - | - | - | 29 | 26 | 1 | 2 |
| Бирюсинск | - | - | - | - | - | - | - | - | 6 | 4 | 1 | 1 |
| Юрты | - | - | - | - | - | - | - | - | 4 | 3 | - | 1 |
| Тулун | - | - | - | - | - | - | - | - | 22 | 12 | 9 | 1 |
| Усть-Илимск | - | - | - | - | 1 | 1 | - | - | 7 | 3 | 1 | 1 |
| Усолье-Сибирское | - | - | - | - | - | - | - | - | 5 | 4 | - | - |
| Усть-Кут | 2 | - | 2 | - | 3 | 1 | 2 | - | 17 | 2 | 12 | 3 |
| Черемхово | - | - | - | - | - | - | - | - | 11 | 10 | - | - |
| Свирск | - | - | - | - | - | - | - | - | 4 | - | 2 | 2 |
| Шелехов | - | - | - | - | - | - | - | - | 2 | 1 | - | - |
| Ангарский район | 1 | - | 1 | - | - | - | - | - | 5 | 4 | 1 | - |
| Бодайбинский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 13 | 6 | 7 | - |
| Балаганский район | 1 | 1 | - | - | - | - | - | - | 40 | 38 | 2 | - |
| Братский район | - | - | - | - | 1 | 1 | - | - | 57 | 56 | 1 | - |
| Вихоревка | - | - | - | - | - | - | - | - | 6 | 3 | 1 | 2 |
| Жигаловский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 12 | 12 | - | - |
| Заларинский район | 1 | 1 | - | - | - | - | - | - | 29 | 27 | 2 | - |
| Зиминский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 20 | 18 | 2 | - |
| Иркутский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 33 | 17 | 16 | - |
| Казачинско-Ленский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 11 | 9 | 1 | 1 |
| Катангский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 9 | 9 | - | - |
| Качугский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 33 | 33 | - | - |
| Киренский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 3 | 1 | 2 | - |
| Киренск | 1 | 1 | - | - | - | - | - | - | 10 | 8 | 2 | - |
| Мамско-Чуйский район | - | - | - | - | 3 | 1 | 2 | - | 10 | 1 | 9 | - |
| Куйтунский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 30 | 29 | 1 | - |
| Нижнеилимский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 24 | 14 | 9 | 1 |
| Железногорск-Илимский | - | - | - | - | - | - | - | - | 1 | - | - | - |
| Нижнеудинский район | 2 | 2 | - | - | 1 | 1 | - | - | 44 | 44 | - | - |
| Ольхонский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 4 | 3 | 1 | - |
| Слюдянский район | - | - | - | - | 1 | 1 | - | - | 6 | 3 | 3 | - |
| Слюдянка | - | - | - | - | - | - | - | - | 10 | 5 | 4 | 1 |
| Байкальск | - | - | - | - | - | - | - | - | 1 | - | - | - |
| Тайшетский район | 3 | 3 | - | - | 1 | - | - | - | 52 | 50 | 2 | - |
| Тулунский район | 1 | - | 1 | - | - | - | - | - | 30 | 29 | 1 | - |
| Усольский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 40 | 30 | 8 | 2 |
| Усть-Илимский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 10 | 2 | 6 | 2 |
| Усть-Кутский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 8 | 3 | 5 | - |
| Усть-Удинский район | - | - | - | - | 2 | 2 | - | - | 14 | 13 | 1 | - |
| Черемховский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 8 | 7 | - | 1 |
| Чунский район | 1 | - | - | 1 | - | - | - | - | 3 | 1 | 1 | 1 |
| Шелеховский район | 1 | - | 1 | - | 1 | 1 | - | - | 17 | 16 | 1 | - |
| Аларский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 2 | 1 | - | 1 |
| Баяндаевский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 4 | 2 | 2 | - |
| Боханский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 3 | 2 | 1 | - |
| Нукутский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 3 | 2 | 1 | - |
| Осинский район | - | - | - | - | - | - | - | - | 2 | 2 | - | - |
| Эхирит-Булагатский район | - | - | - | - | 1 | 1 | - | - | 6 | 2 | 3 | 1 |
| Данные, не вошедшие в итоги районов | - | - | - | - | - | - | - | - | 3 | 2 | 1 | - |
Структура отпуска тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Иркутской области в период с 2012 по 2016 год представлена в таблице 16.
Таблица 16. Структура отпуска тепловой энергии в системах
централизованного теплоснабжения Иркутской области,
млн. Гкал
| Показатель | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 |
| Отпуск тепловой энергии, всего, в том числе: | 44,1 | 41,8 | 40,1 | 40,6 | 38,2 |
| ТЭС, в том числе: | 30,3 | 27,5 | 25,6 | 26,2 | 26,6 |
| ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" | 22,9 | 21,0 | 20,2 | 20,6 | 19,8 |
| ТЭЦ ООО "Теплоснабжение", город Байкальск | 1,2 | 0,7 | 0,2 | 0,2 | 0,2 |
| ТЭЦ филиала ОАО "Группа "Илим" в городе Усть-Илимске | 3,4 | 3,5 | 3,51 | 3,5 | 3,5 |
| ТЭЦ филиала ОАО "Группа "Илим" в городе Братске | 2,2 | 1,5 | 1,7 | 1,9 | 3,1 |
| котельные | 14,4 | 14,46 | 14,45 | 14,44 | 11,6 |
К основным потребителям тепловой энергии относятся промышленный комплекс, жилищно-коммунальный комплекс и бюджетная сфера Иркутской области, имеющие отопительно-вентиляционные нагрузки, нагрузки горячего водоснабжения и технологические нагрузки промпредприятий.
Структура потребления тепловой энергии по основным категориям потребителей в период с 2012 по 2016 годы представлена в таблице 17.
Таблица 17. Структура потребления тепловой энергии
по основным категориям потребителей, млн. Гкал
| Показатель | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 |
| Теплопотребление, всего, в том числе: | 38,6 | 36,4 | 35,0 | 35,4 | 33,0 |
| промышленность | 19,7 | 17,8 | 17,2 | 17,4 | 16,4 |
| прочие отрасли | 4,2 | 4,6 | 4,1 | 4,2 | 3,8 |
| ЖКХ, в том числе: | 14,8 | 14,0 | 13,7 | 13,8 | 12,8 |
| население | 11,95 | 11,52 | 11,3 | 11,4 | 10,5 |
| комбыт | 2,8 | 2,5 | 2,4 | 2,4 | 2,3 |
В период подготовки к отопительному периоду 2016 - 2017 годов заменено 57,1 км ветхих тепловых сетей, или 111 процентов от плана по замене (51,6 км).
В 2016 году введено в эксплуатацию 15 новых теплоисточников и приобретено шесть модульных автоматизированных угольных котельных "Терморобот".
Доставлено до места 93,0 тыс. тонн угля, или 98 процентов от потребности, и 14,6 тыс. тонн нефтепродуктов, или 94 процента от потребности.
В 2016 году реализованы первоочередные мероприятия по модернизации объектов теплоснабжения и подготовке к отопительному сезону объектов коммунальной инфраструктуры, находящихся в муниципальной собственности, в рамках подпрограммы "Модернизация объектов коммунальной инфраструктуры Иркутской области на 2014 - 2018 годы" в 86 муниципальных образованиях.
В рамках федеральной целевой подпрограммы "Охрана озера Байкал и социально-экономическое развитие Байкальской природной территории на 2012 - 2020 годы" государственной программы Российской Федерации "Охрана окружающей среды" на 2012 - 2020 годы реализуется мероприятие по техническому перевооружению котельной город Свирск: строительство водогрейной очереди с двумя котлами СН-750.
II-6. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ
ЭНЕРГИИ В РЕГИОНЕ, ВКЛЮЧАЯ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ КРУПНЫХ
МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ, С УКАЗАНИЕМ ИХ ПОТРЕБНОСТИ
В ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ИСТОЧНИКОВ ЕЕ ПОКРЫТИЯ, КАК СОБСТВЕННЫХ,
ТАК И ВНЕШНИХ ОБЪЕКТОВ ТЕПЛОВОЙ ГЕНЕРАЦИИ, ВКЛЮЧАЯ ТЭЦ
РЕГИОНАЛЬНЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМ, А ТАКЖЕ ТИПОВ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ
УСТАНОВОК ТЕПЛОВОЙ ГЕНЕРАЦИИ С УКАЗАНИЕМ ИХ ТЕПЛОВОЙ
И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ И ГОДА ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
Ниже приведены величины годового потребления тепловой энергии наиболее крупными промышленными потребителями (по данным предприятий) за отчетный год:
- Филиал ОАО "Группа "Илим" в городе Усть-Илимске - 5228 тыс. Гкал;
- Филиал ОАО "Группа "Илим" в городе Братске - 3109 тыс. Гкал;
- АО "Ангарская нефтехимическая компания" - 3078 тыс. Гкал;
- ОАО "Ангарский завод полимеров" - 1184 тыс. Гкал;
- АО "Саянскхимпласт" - 588 тыс. Гкал;
- ООО "Усольехимпром" - 4397 тыс. Гкал;
- ОАО "РУСАЛ Братск" - 171 тыс. Гкал (66,5 Гкал/ч);
- Филиал ОАО "РУСАЛ Братск" в городе Шелехове - 111 тыс. Гкал;
- АО "Ангарский электролизный химический комбинат" - 129 тыс. Гкал;
- ОАО "Коршуновский горно-обогатительный комбинат" - 155 тыс. Гкал;
- ОАО "Иркутсккабель" - 104 тыс. Гкал.
Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Иркутской области с описанием источников покрытия их нагрузки представлен в таблице 18.
Таблица 18. Перечень основных крупных потребителей
тепловой энергии в Иркутской области с описанием
источников покрытия их нагрузки
| Источник | Потребители |
| Иркутская ТЭЦ-6, участок ТИиТС Иркутской ТЭЦ-6 (Братск) | 1. Филиал ОАО "Группа "Илим" в городе Братске. 2. Жилищно-коммунальный сектор и бюджетная сфера города |
| Иркутская ТЭЦ-9, участок N 1 Иркутской ТЭЦ-9, Иркутская ТЭЦ-10 (Ангарск) | 1. АО "Ангарский электролизный химический комбинат". 2. АО "Ангарская нефтехимическая компания". 3. ОАО "Ангарский завод полимеров". 4. Жилищно-коммунальный сектор и бюджетная сфера города |
| Иркутская ТЭЦ-11 (Усолье-Сибирское) | 1. ООО "Усольехимпром". 2. Жилищно-коммунальный сектор и бюджетная сфера города |
| Иркутская ТЭЦ-12 (Черемхово) | 1. Филиал "Разрез "Черемховуголь" ООО "Компания "Востсибуголь". 2. Жилищно-коммунальный сектор и бюджетная сфера города |
| Иркутская ТЭЦ-16 (Железногорск-Илимский) | 1. ОАО "Коршуновский горно-обогатительный комбинат". 2. Жилищно-коммунальный сектор и бюджетная сфера города |
| Ново-Иркутская ТЭЦ (Иркутск) | 1. Жилищно-коммунальный сектор и бюджетная сфера города |
| Шелеховский участок Ново-Иркутской ТЭЦ (Шелехов) | 1. Филиал ОАО "РУСАЛ Братск" в городе Шелехове. 2. ЗАО "Кремний". 3. ОАО "Иркутсккабель". 4. Жилищно-коммунальный сектор и бюджетная сфера города |
| Усть-Илимская ТЭЦ (Усть-Илимск) | 1. Филиал ОАО "Группа "Илим" в городе Усть-Илимске. 2. Жилищно-коммунальный сектор и бюджетная сфера города |
| Ново-Зиминская ТЭЦ (Саянск) | 1. АО "Саянскхимпласт". 2. Жилищно-коммунальный сектор и бюджетная сфера города |
Наибольшая доля потребления тепловой энергии приходится на основные города Иркутской области, в которых сформировались крупные централизованные системы теплоснабжения на базе источников ПАО "Иркутскэнерго": Иркутск, Шелехов, Ангарск, Усолье-Сибирское, Черемхово, Саянск, Братск, Усть-Илимск и Железногорск-Илимский.
Динамика потребления тепловой энергии городами Иркутской области от источников ПАО "Иркутскэнерго" представлена в таблице 19.
Таблица 19. Динамика потребления тепловой энергии городами
Иркутской области от источников ПАО "Иркутскэнерго",
млн. Гкал
| Город | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 |
| Ангарск | 6,08 | 5,61 | 5,59 | 5,39 | 5,41 |
| Братск | 4,67 | 4,23 | 3,62 | 3,27 | 3,26 |
| Иркутск | 4,70 | 4,41 | 4,80 | 4,50 | 4,25 |
| Усолье-Сибирское | 1,27 | 0,95 | 0,82 | 0,78 | 0,80 |
| Усть-Илимск | 1,52 | 1,43 | 1,35 | 1,29 | 1,43 |
| Саянск | 1,58 | 1,51 | 1,48 | 1,36 | 1,32 |
| Шелехов | 0,74 | 0,70 | 0,71 | 0,59 | 0,56 |
| Железногорск-Илимский | 0,48 | 0,46 | 0,45 | 0,42 | 0,44 |
| Черемхово | 0,32 | 0,30 | 0,30 | 0,30 | 0,33 |
| Итого: | 21,36 | 19,60 | 19,12 | 17,89 | 17,79 |
Динамика потребления тепловой энергии системами теплоснабжения муниципальных образований Иркутской области (по данным Иркутскстата) *** годы представлена в таблице 20.
Таблица 20. Динамика потребления тепловой энергии системами
теплоснабжения муниципальных образований Иркутской области,
тыс. Гкал
| Муниципальное образование (район, город) | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 |
| Иркутская область, всего, в том числе: | 27185,76 | 25214,73 | 24475,66 | 19150,58 | 19799,00 |
| Иркутск | 7790,82 | 7186,06 | 6824,98 | 5624,02 | 2916,18 |
| Ангарск | 3965,29 | 3598,81 | 3537,00 | 2842,85 | 157,75 |
| Бодайбо | 194,85 | 191,40 | 211,56 | 160,79 | 6065,72 |
| Братск | 3276,80 | 3123,24 | 3010,03 | 2216,91 | 2307,44 |
| Зима | 241,07 | 219,53 | 262,46 | 200,16 | 194,52 |
| Нижнеудинск | 150,67 | 155,40 | 156,21 | 133,89 | 137,55 |
| Алзамай | 11,90 | 11,72 | 12,09 | 11,71 | 11,91 |
| Саянск | 3055,45 | 2923,31 | 2892,54 | 1779,55 | 1771,16 |
| Тайшет | 271,12 | 245,89 | 241,12 | 191,70 | 201,73 |
| Бирюсинск | 45,71 | 48,65 | 48,14 | 46,93 | 46,64 |
| Юрты | 23,01 | 21,72 | 22,65 | 22,19 | 21,42 |
| Тулун | 323,18 | 305,07 | 298,23 | 220,66 | 214,61 |
| Усолье-Сибирское | 1470,30 | 1180,57 | 1073,02 | 781,88 | 795,40 |
| Усть-Илимск | 1310,02 | 1210,00 | 1196,06 | 884,43 | 974,72 |
| Усть-Кут | 657,58 | 618,35 | 624,69 | 555,73 | 443,34 |
| Черемхово | 411,47 | 373,97 | 373,93 | 308,98 | 343,09 |
| Свирск | 153,83 | 135,02 | 134,13 | 93,77 | 93,55 |
| Шелехов | 751,30 | 717,95 | 729,70 | 662,36 | 664,52 |
| Ангарский район | 16,69 | 13,11 | 9,47 | 11,49 | 10,57 |
| Балаганский район | 20,48 | 18,73 | 16,78 | 13,59 | 17,28 |
| Бодайбинский район | 121,73 | 123,82 | 121,03 | 94,29 | 98,36 |
| Братский район | 248,38 | 239,54 | 219,67 | 43,06 | 45,00 |
| Вихоревка | 196,23 | 187,66 | 167,19 | 136,33 | 94,96 |
| Жигаловский район | 17,35 | 16,47 | 14,01 | 15,38 | 9,46 |
| Заларинский район | 82,17 | 80,06 | 82,58 | 73,40 | 69,96 |
| Зиминский район | 46,66 | 48,37 | 34,65 | 29,56 | 28,88 |
| Иркутский район | 127,63 | 126,78 | 120,52 | 101,48 | 115,32 |
| Казачинско-Ленский район | 93,49 | 103,58 | 121,48 | 73,43 | 53,77 |
| Катангский район | 13,09 | 11,32 | 11,77 | 10,98 | 10,11 |
| Качугский район | 22,80 | 20,67 | 25,08 | 19,75 | 20,21 |
| Киренский район | 139,43 | 111,53 | 118,71 | 21,60 | 20,85 |
| Киренск | 105,39 | 77,52 | 85,65 | 59,95 | 45,48 |
| Куйтунский район | 28,54 | 21,24 | 25,18 | 33,25 | 28,73 |
| Мамско-Чуйский район | 116,56 | 110,81 | 108,27 | 73,37 | 64,24 |
| Нижнеилимский район | 790,00 | 729,32 | 722,87 | 118,34 | 158,94 |
| Железногорск-Илимский | 585,01 | 542,87 | 541,31 | 457,86 | 443,95 |
| Нижнеудинский | 52,22 | 39,92 | 27,10 | 24,10 | 24,46 |
| Ольхонский | 11,20 | 11,70 | 9,63 | 8,69 | 10,35 |
| Слюдянский район | 403,34 | 378,33 | 367,81 | 14,64 | 14,20 |
| Слюдянка | 170,20 | 162,51 | 168,58 | 133,71 | 128,04 |
| Байкальск | 214,93 | 208,47 | 180,84 | 301,51 | 269,69 |
| Тайшетский район | 57,66 | 53,31 | 57,18 | 55,21 | 54,31 |
| Тулунский район | 38,31 | 32,87 | 24,73 | 16,32 | 24,93 |
| Усольский район | 89,78 | 86,92 | 85,94 | 65,45 | 126,40 |
| Усть-Илимский | 94,22 | 69,40 | 77,10 | 66,96 | 71,21 |
| Усть-Кутский | 37,01 | 35,82 | 36,03 | 32,60 | 43,31 |
| Усть-Удинский район | 19,09 | 19,49 | 19,53 | 17,36 | 16,87 |
| Черемховский район | 119,27 | 124,80 | 121,28 | 64,90 | 71,63 |
| Чунский район | 159,80 | 149,36 | 144,61 | 121,27 | 114,41 |
| Шелеховский район | 10,92 | 11,04 | 9,06 | 14,94 | 9,79 |
| Аларский | 4,32 | 4,32 | 4,32 | 4,32 | 38,83 |
| Баяндаевский | 2,28 | 3,03 | 3,52 | 4,20 | 4,81 |
| Боханский | 9,77 | 4,50 | 5,63 | 3,03 | 6,35 |
| Нукутский | 7,02 | 7,04 | 6,60 | 6,45 | 6,42 |
| Осинский | 1,31 | 1,48 | 1,60 | 1,90 | 1,81 |
| Эхирит-Булагатский | 46,41 | 44,75 | 41,33 | 2,39 | 15,63 |
| п. Усть-Ордынский | - | - | - | 33,81 | 16,23 |
| Данные, не вошедшие в итоги районов | 32,49 | 94,65 | 32,06 | 31,22 | 32,02 |
II-7. СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ
В ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ, В ТОМ ЧИСЛЕ С ВЫДЕЛЕНИЕМ ИНФОРМАЦИИ
ПО ВВОДАМ, ДЕМОНТАЖАМ И ДРУГИМ ДЕЙСТВИЯМ
С ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ ОБЪЕКТАМИ В ПОСЛЕДНЕМ ГОДУ
По состоянию на 1 января 2017 года установленная мощность электростанций Иркутской области составляет 13249,1 МВт.
Структура установленной электрической мощности в Иркутской области с разбивкой по типам электростанций представлена в таблице 21 и на рисунке 5.
Таблица 21. Структура установленной электрической мощности
в Иркутской области на начало года, МВт
| Показатель | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
| Установленная мощность, всего, в том числе: | 13157,1 | 13182,1 | 13255,1 | 13296,1 | 13249,1 | 13249,1 |
| ГЭС (включая Мамаканскую ГЭС) | 9088,4 | 9088,4 | 9088,4 | 9088,4 | 9088,4 | 9088,4 |
| ТЭС (включая электростанции промышленных предприятий и розничного рынка) | 4068,7 | 4093,7 | 4166,7 | 4207,7 | 4160,7 | 4160,7 |
Как видно из таблицы 21, установленная мощность ГЭС в Иркутской области остается неизменной, установленная мощность ТЭС изменяется в пределах 2 - 3 процентов.
Рисунок 5. Структура установленной электрической мощности
Рисунок не приводится.
В 2016 году изменений установленной мощности электростанций Иркутской области не происходило.
II-8. СОСТАВ СУЩЕСТВУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И СТАНЦИЙ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ С ГРУППИРОВКОЙ ПО ПРИНАДЛЕЖНОСТИ
К ГЕНЕРИРУЮЩИМ КОМПАНИЯМ, С ПОИМЕННЫМ ПЕРЕЧНЕМ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, УСТАНОВЛЕННАЯ МОЩНОСТЬ КОТОРЫХ
ПРЕВЫШАЕТ 5 МВТ
Энергосистема Иркутской области входит в состав ОЭС Сибири и включает в себя 15 действующих ТЭС и четыре ГЭС, объединенных на параллельную работу электрическими сетями напряжением 500, 220 и 110 кВ. В состав энергосистемы Иркутской области входят электростанции ПАО "Иркутскэнерго", АО "Витимэнергосбыт", ООО "Теплоснабжение" и две электростанции промышленных предприятий.
Состав (перечень) электростанций (включая электростанции промышленных предприятий и прочие электростанции) Иркутской области мощностью более 5,0 МВт с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям и информация об основном энергетическом оборудовании действующих электростанций представлены в таблице 22.
Таблица 22. Состав существующих электростанций
с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям
| N п/п | Наименование | Установленная электрическая мощность, МВт | Установленная тепловая мощность, Гкал/ч | Год ввода в эксплуатацию |
| СТАНЦИИ ПАО "ИРКУТСКЭНЕРГО" | ||||
| 1 | Иркутская ГЭС | 662,4 | - | 1959 |
| 2 | Братская ГЭС | 4500 | - | 1966 |
| 3 | Усть-Илимская ГЭС | 3840 | - | 1979 |
| 4 | Участок N 1 Иркутской ТЭЦ-9 (ТЭЦ-1) | 166 | 675,8 | 1955 |
| 5 | Шелеховский участок Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) | 18 | 346,7 | 1962 |
| 6 | Иркутская ТЭЦ-6 | 270 | 1529,3 | 1965 |
| 7 | Участок ТИиТС Иркутской ТЭЦ-6 | 12 | 460,3 | 1961 |
| 8 | Иркутская ТЭЦ-9 | 540 | 2402,5 | 1959 |
| 9 | Иркутская ТЭЦ-10 | 1110 | 563 | 1962 |
| 10 | Иркутская ТЭЦ-11 | 350,3 | 1285 | 1959 |
| 11 | Иркутская ТЭЦ-12 | 12 | 227,8 | 1932 |
| 12 | Иркутская ТЭЦ-16 | 18 | 249 | 1965 |
| 13 | Ново-Иркутская ТЭЦ | 708 | 1729,1 | 1975 |
| 14 | Усть-Илимская ТЭЦ | 515 | 1363,5 | 1978 |
| 15 | Ново-Зиминская ТЭЦ | 260 | 818,7 | 1983 |
| СТАНЦИИ АО "ВИТИМЭНЕРГОСБЫТ" | ||||
| 16 | Мамаканская ГЭС | 86 | - | 1963 |
| СТАНЦИИ ООО "ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ" | ||||
| 17 | ТЭЦ ООО "Теплоснабжение", город Байкальск | 24 | 421,85 | 1965 |
| СТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ | ||||
| 18 | ТЭС филиала ОАО "Группа "Илим" в городе Братске | 113 | - | 1966 |
| 19 | ТЭС филиала ОАО "Группа "Илим" в городе Усть-Илимске | 44,4 | - | 1979 |
Суммарное количество агрегатов электростанций ПАО "Иркутскэнерго" представлено в таблице 23.
Таблица 23. Суммарное количество агрегатов электростанций
Иркутской энергосистемы
| Объекты | Турбо- (гидро-) агрегаты | |
| Кол-во, шт. | Мощность, МВт | |
| ТЭЦ | 76 | 4160,7 |
| ГЭС | 46 | 9088,4 |
| ИТОГО: | 122 | 13249,1 |
Суммарная установленная мощность гидрогенераторов Иркутской области почти в два раза превышает установленную мощность генераторов ТЭЦ, несмотря на значительное превышение количества генераторов ТЭЦ над количеством гидрогенераторов, что позволяет сделать вывод о высокой единичной мощности генераторов ГЭС.
Статистическое распределение генераторов электростанций ЭС Иркутской области относительно превышения срока нормативной эксплуатации (на основании данных о дате ввода в эксплуатацию) представлено в таблице 24.
Таблица 24. Состояние генераторов электростанций
ЭС Иркутской области по превышению
срока нормативной эксплуатации
| Наименование | Нормативный срок службы генератора, лет | Состояние генераторов | ||
| Нормативный срок не истек, %% | Нормативный срок истек, %% | |||
| Электростанции всех собственников | Турбо- | 30 | 18,5 | 81,5 |
| Гидро- | 40 | 10,9 | 89,1 | |
Оборудование большинства электростанций энергосистемы Иркутской области имеет сроки эксплуатации более 30 лет, т.е. эксплуатируется за пределами нормативных сроков службы.
II-9. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ТИПАМ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ВИДАМ СОБСТВЕННОСТИ
Суммарная собственная выработка электроэнергии электростанциями Иркутской области в 2016 году составила 49316,03 млн. кВт.ч. По сравнению с 2015 годом выработка электроэнергии сократилась на 2,85 процента, или на 1365,1 млн. кВт.ч.
Структура выработки электроэнергии по типам электростанций представлена в таблице 25 и на рисунке 6.
Таблица 25. Структура выработки электроэнергии по типам
электростанций Иркутской области
| Показатель | 2015, млн. кВт.ч | 2016, млн. кВт.ч | 2016/2015, %% |
| Выработка электроэнергии, всего, в том числе: | 47950,9 | 49316,03 | 102,85 |
| ГЭС | 35922,9 | 37364,64 | 104,01 |
| ТЭС, в том числе: | 12028,0 | 11951,39 | 99,36 |
| электростанции промышленных предприятий | 706,4 | 846,39 | 119,81 |
Рисунок 6. Структура выработки электроэнергии по типам
электростанций
Рисунок не приводится.
В 2016 году доля ГЭС в суммарной выработке электроэнергии области составила 75,77 процента, доля ТЭС ПАО "Иркутскэнерго" - 22,41 процента, электростанции промышленных предприятий - 1,83 процента. При этом доля предприятий ПАО "Иркутскэнерго" (ГЭС и ТЭС) составила 98,18 процента.
Структура выработки электроэнергии в разрезе электростанций Иркутской области представлена в таблице 26.
Таблица 26. Структура выработки электроэнергии в разрезе
электростанций Иркутской области
| Наименование объекта | Выработка электроэнергии, млн. кВт.ч | Доля от суммарной выработки за 2016 год, %% | ||||
| 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | ||
| Иркутская ГЭС | 3888,3 | 3562,5 | 3573,1 | 2848,74 | 2859,26 | 5,80 |
| Братская ГЭС | 20766,9 | 20099,6 | 20484,6 | 16611,48 | 17626,37 | 35,74 |
| Усть-Илимская ГЭС | 20015 | 18801,3 | 19155,7 | 16131,83 | 16550,22 | 33,56 |
| Мамаканская ГЭС | 389 | 359 | 389,8 | 330,93 | 328,79 | 0,67 |
| Итого ГЭС: | 45059,2 | 42822,4 | 43603,2 | 35922,97 | 37364,64 | 75,77 |
| Иркутская ТЭЦ-6 | 1240,3 | 1061,1 | 888,8 | 808,97 | 802,59 | 1,63 |
| Участок ТИиТС Иркутской ТЭЦ-6 | 85,1 | 78,5 | 74,9 | 76,8 | 77,81 | 0,16 |
| Иркутская ТЭЦ-9 | 2283 | 1890,4 | 1605,3 | 1611,17 | 1771,46 | 3,59 |
| Участок N 1 Иркутской ТЭЦ-9 | 358,5 | 313,3 | 298,5 | 318,59 | 224,78 | 0,46 |
| Иркутская ТЭЦ-10 | 5523,4 | 3847,4 | 2281,7 | 2732,61 | 2487,38 | 5,04 |
| Иркутская ТЭЦ-11 | 890,7 | 790,5 | 691 | 784,86 | 798,97 | 1,62 |
| Иркутская ТЭЦ-12 | 50,8 | 45,5 | 48,6 | 45,88 | 52,61 | 0,11 |
| Иркутская ТЭЦ-16 | 72,9 | 73,7 | 73,5 | 70,93 | 68,06 | 0,14 |
| Ново-Иркутская ТЭЦ | 2954,2 | 2786,3 | 2662,1 | 2722,65 | 2767,34 | 5,61 |
| Шелеховский участок Ново-Иркутской ТЭЦ | 92,6 | 82,9 | 79,5 | 86,4 | 97,47 | 0,20 |
| Усть-Илимская ТЭЦ | 1586 | 977,8 | 971,6 | 1054,74 | 970,63 | 1,97 |
| Ново-Зиминская ТЭЦ | 1103,1 | 983 | 976,6 | 955,69 | 930,45 | 1,89 |
| Итого ТЭС ПАО "Иркутскэнерго": | 16240,6 | 12930,4 | 10652,1 | 11269,29 | 11049,55 | 22,40 |
| ТЭЦ ООО "Теплоснабжение", город Байкальск | 231,8 | 127,2 | 77,1 | 52,22 | 55,45 | 0,11 |
| ТЭС филиала ОАО "Группа "Илим" в городе Братске | 168,3 | 190,2 | 382,4 | 351,72 | 496,32 | 1,01 |
| ТЭС филиала ОАО "Группа "Илим" в городе Усть-Илимске | 346,9 | 354,6 | 359,5 | 354,7 | 350,07 | 0,71 |
| Итого ТЭС промышленных предприятий и розничного рынка: | 747 | 672 | 819 | 758,64 | 901,84 | 1,83 |
| ВСЕГО: | 62046,8 | 56424,8 | 55074,3 | 47950,91 | 49316,03 | 100 |
Анализ таблицы 26 позволяет сделать вывод, что более 69 процентов электроэнергии в Иркутской области вырабатывается двумя ГЭС: Братской и Усть-Илимской. Суммарная выработка тепловыми электростанциями составляет около 22 процентов. Наиболее крупными производителями электроэнергии из тепловых станций являются: Ново-Иркутская ТЭЦ (5,61 процента от общей выработки), Иркутская ТЭЦ-10 (5,04 процента) и Иркутская ТЭЦ-9 (3,59 процента).
II-10. АНАЛИЗ БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ
ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ
Энергосистема Иркутской области большую часть периода своего существования характеризуется избыточным балансом электрической мощности и энергии. Потенциальная возможность выработки электроэнергии на ГЭС при среднемноголетней обеспеченности гидроресурсами составляет 47 - 48 млрд. кВт.ч, на тепловых электростанциях 18 - 20 млрд. кВт.ч. При этом часть избытков мощности и электроэнергии передается в соседние энергосистемы Красноярского края и Республики Бурятия.
Балансы электрической мощности ЭС Иркутской области за 2012 - 2016 годы на час собственного максимума энергосистемы представлены представлен в таблице 27.
Таблица 27. Баланс электрической мощности ЭС Иркутской
области на час собственного максимума, МВт
| Показатели | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 |
| Максимум нагрузки | 8051 | 7918 | 7670 | 7571 | 7936 |
| Установленная мощность на час собственного максимума нагрузки энергосистемы, в том числе: | 13182,1 | 13182,1 | 13296,1 | 13249,1 | 13249,1 |
| ГЭС | 9088,4 | 9088,4 | 9088,4 | 9088,4 | 9088,4 |
| ТЭС, в том числе: | 4093,7 | 4093,7 | 4207,7 | 4160,7 | 4160,7 |
| электростанции промышленных предприятий | 187,4 | 187,4 | 228,4 | 157,4 | 157,4 |
| Резерв мощности | 3079,1 | 2883,0 | 1533,0 | 1993,6 | 1268,3 |
| Ограничения мощности на час собственного максимума нагрузки | 417,4 | 494,4 | 1405,9 | 2809,8 | 2589,4 |
| Располагаемая мощность | 12764,7 | 12687,7 | 11897,7 | 10457,9 | 10705,3 |
| Рабочая мощность | 11348,0 | 11483,9 | 10344,0 | 8894,0 | 9379,6 |
| Избыток (+)/Дефицит (-) | 3297,0 | 3565,9 | 2674,0 | 1323,0 | 1443,6 |
Баланс электрической энергии ЭС Иркутской области за 2012 - 2016 годы представлен в таблице 28.
Таблица 28. Баланс электрической энергии
ЭС Иркутской области, млн. кВт.ч
| Показатели | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 |
| Выработка электроэнергии, в том числе: | 62046,8 | 56424,8 | 55074,4 | 47950,91 | 49316,03 |
| ГЭС | 45059,3 | 42822,5 | 43603,2 | 35922,97 | 37364,64 |
| ТЭС, в том числе: | 16987,5 | 13602,3 | 11471,1 | 12027,93 | 11951,39 |
| электростанции промышленных предприятий | 747,0 | 672,0 | 819,0 | 743,41 | 846,39 |
| Электропотребление на территории ЭС | 54708,4 | 53412,4 | 52819,7 | 52467,1 | 53209,36 |
| Сальдо перетоков электроэнергии: "+" прием, "-" выдача | -7338,4 | -3012,4 | -2254,7 | 4516,2 | 3893,33 |
Рисунок 7. Баланс электрической энергии ЭС
Иркутской области, млн. кВт.ч
Рисунок не приводится.
Максимальный уровень собственного потребления электроэнергии в энергосистеме Иркутской области в последние 5 лет наблюдался в 2012 году, когда составил 54708,4 млн. кВт.ч. С 2013 года наблюдается спад электропотребления, в 2015 году электропотребление составило 52467,1 млн. кВт.ч, что на 0,7 процента ниже, чем в 2014 году. В 2016 году отмечается рост электропотребления на 1,41 процента, или на 742,3 млн. кВт.ч.
Анализ баланса электрической мощности и электрической энергии энергосистемы Иркутской области позволяет сделать вывод о наличии избытков и возможности обеспечения электрической энергией новых потребителей Иркутской области или передачи ее в соседние энергосистемы в 2012 - 2014 годах. В связи с гидрологической обстановкой в 2015 году вырос переток из соседних энергосистем, в первую очередь из энергосистемы Красноярского края в связи с увеличением выработки на Богучанской ГЭС. Имеющиеся избытки электрической энергии в 2012 - 2014 годах передавались в энергосистемы Красноярского края и республики Бурятия, тем самым обеспечивая надежное электроснабжение потребителей не только в Иркутской области, но и за ее пределами.
В 2012 году наблюдался рост, связанный с увеличением потребления электроэнергии промышленными предприятиями. Дальнейшее снижение темпов роста максимумов нагрузки в 2013 - 2015 годах обусловлено аномально теплыми погодными условиями, наблюдаемыми в Иркутской области. Отмеченный рост электропотребления в 2016 году по сравнению с 2014 - 2015 годами связан с возвратом метеоусловий в стандартную климатическую норму.
Выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы Иркутской области в 2016 году увеличилась на 2,85 процента, или на 1365,10 млн. кВт.ч, по сравнению с 2015 годом. В 2014 году вырабатываемой электроэнергии было достаточно для покрытия потребности Иркутской области, энергосистема являлась избыточной. В 2015 и 2016 годах в энергосистеме Иркутской области электропотребление по территории ЭС превысило выработку электроэнергии. Потребность в электроэнергии покрывалась за счет перетоков из соседних энергосистем.
II-11. ДИНАМИКА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭНЕРГО-
И ЭЛЕКТРОЭФФЕКТИВНОСТИ ЗА 5 ЛЕТ (ЭНЕРГОЕМКОСТЬ ВРП,
ЭЛЕКТРОЕМКОСТЬ ВРП, ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ДУШУ
НАСЕЛЕНИЯ, ЭЛЕКТРОВООРУЖЕННОСТЬ ТРУДА В ЭКОНОМИКЕ)
Энергоэффективность экономики характеризуется энергоемкостью и электроемкостью ВРП, потреблением электроэнергии на душу населения, энерговооруженностью труда в экономике.
Иркутская область является одной из наиболее энергоемких регионов страны. Это объясняется суровыми климатическими условиями, наличием большого числа энергоемких производств (алюминиевых, химических, нефтехимических, лесоперерабатывающих и др.).
Важным фактором энергоэффективности экономики являются удельный расход топлива на отпущенную тепловую энергию, снижение потерь тепловой энергии на передачу в тепловых сетях, коэффициенты полезного использования топливно-энергетических ресурсов.
Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет представлена в таблице 29.
Таблица 29. Динамика основных показателей
энерго- и электроэффективности за 5 лет
| N п/п | Показатели | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 оценка |
| 1. | Численность населения Иркутской области, тыс. чел. | 2424,3 | 2422,0 | 2418,3 | 2414,9 | 2412,8 |
| 2. | Активное население на конец года, тыс. чел. | 1246 | 1261 | 1239,8 | 1259,4 | 1247,5 |
| 3. | В том числе занятое, тыс. чел. | 1148 | 1156 | 1130,0 | 1156,3 | 1137,3 |
| 4. | Производство электроэнергии, млн. кВт.ч | 62458,5 | 56946,8 | 55736,6 | 47950,9 | 49316,03 |
| 5. | Производство тепловой энергии, млн. Гкал | 43,358 | 40,929 | 41,398 | 40,60 | 38,186 |
| 6. | Производство тепловой энергии, млн. т у.т. | 6,194 | 5,847 | 5,914 | 5,800 | 5,455 |
| 7. | Производство электроэнергии, млн. т у.т. | 7,682 | 7,004 | 7,257 | 6,243 | 6,421 |
| 8. | Потребление электроэнергии, млн. кВт.ч | 57971,3 | 56571,4 | 56259,9 | 52467,1 | 53209,36 |
| 9. | Потребление тепловой энергии, млн. Гкал | 37,046 | 34,334 | 34,639 | 35,400 | 35,044 |
| 10. | Потребление электроэнергии, млн. т у.т. | 7,131 | 6,958 | 6,920 | 6,445 | 6,536 |
| 11. | Потребление тепловой энергии, млн. т у.т. | 5,292 | 4,905 | 4,949 | 5,057 | 5,006 |
| 12. | Суммарная величина потребления тепловой энергии населением и потерь при передаче, млн. т у.т. | 2,314 | 2,227 | 2,274 | 1,849 | 1,963 |
| 13. | Суммарная величина потребления электроэнергии населением и потерь при передаче, млн. т у.т. | 1,482 | 1,463 | 1,509 | 1,133 | 1,222 |
| 14. | Расход топлива, млн. т у.т. | 24456 | 24458 | 24036 | 30170 | 27613 |
| 15. | ВРП, млрд руб. | 737,972 | 805,198 | 907,401 | 1028,358 | 1127,392 |
| 16. | Энергоемкость ВРП млн. т у.т./млн. руб. | 11,690 | 10,150 | 8,911 | 11,185 | 10,237 |
| 17. | Электроемкость ВРП, кВт.ч/тыс. руб. | 62,216 | 55,466 | 48,465 | 51,020 | 47,196 |
| 18. | Потребление электроэнергии на душу населения, МВт.ч/тыс. чел. в год | 23,916 | 23,357 | 23,267 | 21,73 | 22,05 |
За последние годы наблюдается тенденция снижения как энергоемкости, так и электроемкости валового регионального продукта (ВРП). Так, в 2016 году энергоемкость ВРП составила 10,237 млн. т у.т./млн. руб., тогда как в 2012 году эта величина была равна 11,690 млн. т у.т./млн. руб., т.е. за рассматриваемый период энергоемкость ВРП снизилась на 12,43 процента. За этот же период электроемкость ВРП снизилась на 24,14 процента. Это во многом связано с проводимой модернизацией производства на многих предприятиях области, являющихся крупными потребителями энергии, также с изменением структуры ВРП в сторону преобладания не слишком энергоемких производств, в частности с возрастанием роли торговой деятельности на фоне сокращения доли промышленности в ВРП, а также реализацией мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности.
Снижение энергоемкости продукции - важное направление экономического развития области. Для этого необходима новая система технических, организационных и экономических мер, направленных на комплексное совершенствование процессов производства и потребления энергии.
Наиболее актуальными с точки зрения повышения энергоэффективности экономики Иркутской области являются следующие задачи:
- снижение энергоемкости производства, в том числе за счет внедрения элементов структурной перестройки энергопотребления, связанной с освоением менее энергоемких схем энергообеспечения, вовлечением в энергетический баланс нетрадиционных возобновляемых источников энергии, местных видов топлива, вторичных энергоресурсов;
- реализация проектов и программ энергосбережения, энергосберегающих технологий, оборудования, отвечающего мировому уровню, и т.п.
Электровооруженность труда и показатель удельного потребления электроэнергии на душу населения за рассматриваемый период изменялись слабо и оставались примерно на одном и том же уровне.
Динамика удельного расхода топлива на отпуск тепловой и электрической энергии на электростанциях и котельных Иркутской области за 2012 - 2016 годы представлена в таблице 30.
Таблица 30. Динамика удельного расхода топлива на отпуск
тепловой и электрической энергии на электростанциях
и котельных Иркутской области
| Показатели | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 |
| Средний удельный расход топлива на котельных, кг у.т./Гкал | 187,4 | 186,5 | 189,5 | 192,7 | 187,8 |
| Средний удельный расход топлива на отпуск электроэнергии на электростанциях, г у.т./кВт.ч | 338,7 | 337,1 | 336,9 | 335,2 | 334,9 |
| Средний удельный расход топлива на отпуск теплоэнергии на электростанциях, кг у.т./Гкал | 142,1 | 141,4 | 140,6 | 141,1 | 141,2 |
В целом, с 2012 по 2016 годы удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии на электростанциях изменялся незначительно. С 2012 по 2015 годы наблюдалось снижение удельного расхода топлива на отпуск тепловой и электрической энергии от электростанций, что объясняется повышением среднесуточной температуры наружного воздуха по сравнению с ее многолетним нормативным уровнем. Снижение удельного расхода топлива на отпуск электрической энергии от электростанций в 2016 году объясняется снижением выработки электрической энергии на ТЭС в конденсационном режиме.
II-12. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА
РЕГИОНА 110 КВ И ВЫШЕ
II-12.1. Перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс
напряжения которых равен или превышает 110 кВ,
с указанием сводных данных по ним
Перечень основного электрооборудования энергосистемы Иркутской области включает в себя:
- электросетевые объекты (линии электропередачи, (авто-) трансформаторы) напряжением 110 кВ и выше ОАО "ИЭСК" (с выделением Южных, Восточных, Центральных, Западных и Северных электрических сетей), АО "Витимэнерго", ОГУЭП "Облкоммунэнерго", АО "Братская электросетевая компания", ОАО "РЖД", филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Сибири, КГКУ "ДКР НП", ОАО "Тыретский солерудник", АО "АНХК", АО "АЭХК", ЗАО "Электросеть", ОАО "Энергетическая компания "Радиан", ОАО "Первенец", ОАО "Высочайший", ООО "АС "Иркутская";
- электростанции (генераторы, (авто-) трансформаторы) ПАО "Иркутскэнерго" и АО "Витимэнергосбыт";
- компенсирующие устройства ОАО "ИЭСК".
Перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, с указанием сводных данных по ним по состоянию на 1 января 2017 года представлен в Приложении I и Приложении II соответственно.
Сведения о протяженности электрических сетей и трансформаторной мощности ПС и ЭС генерирующих и сетевых компаний по классам напряжения на 1 января 2017 года представлены в таблице 31.
Таблица 31. Протяженность электрических сетей
и трансформаторная мощность ПС и ЭС генерирующих
и сетевых компаний по классам напряжения
| Класс напряжения | Протяженность ВЛ и КЛ (в одноцепном исполнении), км | Количество трансформаторов | Трансформаторная мощность ПС и ЭС, МВА |
| 500 кВ | 3593,67 | 54 | 8407 |
| 220 кВ | 5729,16 | 137 | 13891 |
| 110 кВ | 7304,08 | 552 | 14429,7 |
Рисунок 8. Структура протяженности ВЛ и КЛ
по номинальному напряжению
Рисунок не приводится.
Рисунок 9. Структура трансформаторной мощности ПС
по классам напряжения
Рисунок не приводится.
Сводные данные по ЛЭП с распределением по собственникам представлены в таблице 32.
Таблица 32. Сводные данные по ЛЭП с распределением
по собственникам (в одноцепном исчислении), км
| Принадлежность | 110 кВ | 220 кВ | 500 кВ |
| Энергосистема, всего, в том числе: | 7304,08 | 5729,16 | 3593,67 |
| ЛЭП генерирующих и сетевых компаний | 7201,14 | 4971,34 | 3383,39 |
| ЛЭП потребителей | 102,93 | 757,82 | 210,27 |
| ЛЭП СЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ | |||
| ОАО "ИЭСК" | 6647,81 | 4547,14 | 3163,46 |
| АО "Витимэнерго" | 435,00 | 424,20 | |
| Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Сибири | 219,93 | ||
| ОАО "Тыретский солерудник" | 1,80 | ||
| АО "АНХК" | 14,80 | ||
| АО "АЭХК" | 3,79 | ||
| АО "Братская электросетевая компания" | 1,60 | ||
| ОГУЭП "Облкоммунэнерго" | 131,028 | ||
| ЗАО "Электросеть" | 13,45 | ||
| ОАО "Энергетическая компания "Радиан" | 1,40 | ||
| ОАО "РЖД" | 0,35 | 5 | 0 |
| ЛЭП ПОТРЕБИТЕЛЕЙ | |||
| ЗАО "Витимэнергострой" | 283,64 | ||
| АО "Первенец" | 19,5 | ||
| АО "Высочайший" | 29,83 | ||
| КГКУ "ДКР НП" | 210,27 | ||
| ООО "АС "Сибирь" | 47,50 | ||
| ООО "АС "Иркутская" | 0,40 | ||
| АО "Дальняя Тайга" | 2,70 | ||
| ООО "Гранит Актив" | 3,90 | ||
| ОАО "РУСАЛ Братск" | 474,18 |
II-12.2. Анализ технического состояния и возрастная
структура электрических сетей (ЛЭП и ПС), определение
объемов необходимого технического перевооружения
электросетевых объектов
На основании сроков ввода в эксплуатацию проведена оценка текущего состояния (превышение срока нормативной эксплуатации) основного электрооборудования и линий электропередачи напряжением 110 - 500 кВ энергосистемы Иркутской области с разделением по принадлежности к ОАО "ИЭСК", ПАО "Иркутскэнерго", АО "Витимэнерго", ОГУЭП "Облкоммунэнерго", АО "Братская электросетевая компания" и ОАО "РЖД".
Оценка состояния выполнена на основании Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации и СТО 56947007-29.240 января 053-2010 "Методические указания по проведению периодического технического освидетельствования воздушных линий электропередачи ЕНЭС" исходя из сроков ввода в эксплуатацию оборудования, с учетом нормируемых сроков эксплуатации, принимаемых:
- для ВЛ всех классов напряжения на деревянных, железобетонных и металлических опорах - 40 лет;
- для масляных трансформаторов и автотрансформаторов - 25 лет (в соответствии с ГОСТ 11677-85);
- для турбогенераторов - 30 лет;
- для гидрогенераторов - 40 лет.
Нормируемые сроки эксплуатации турбо- и гидрогенераторов приняты в соответствии с данными, предоставленными ПАО "Иркутскэнерго".
По состоянию на конец 2016 года наибольшее число сетей с превышенным сроком эксплуатации находится в зоне обслуживания филиала Западных, Южных и Центральных электрических сетей ОАО "ИЭСК".
Таблица 33. Превышение нормативного срока эксплуатации
ВЛ 110 кВ энергосистемы Иркутской области
| Электрические сети | Нормативный срок службы ЛЭС, лет | Состояние ЛЭП | |
| Нормативный срок не истек, %% | Нормативный срок истек, %% | ||
| СЭС | 40 | 95,89 | 4,11 |
| ЦЭС | 43,43 | 56,57 | |
| ВЭС | 95,58 | 4,42 | |
| ЗЭС | 30,90 | 69,10 | |
| ЮЭС | 60,65 | 39,35 | |
| Итого по ОАО "ИЭСК": | 65,15 | 34,85 | |
| АО "Витимэнерго" | 59,87 | 40,13 | |
| ОГУЭП "Облкоммунэнерго" | 100 | 0 | |
| АО "Братская электросетевая компания" | 100 | 0 | |
| ОАО "РЖД" | 100 | 0 | |
В Северных электрических сетях 41 ВЛ 110 кВ, из них для 4,11 процента ВЛ превышен нормативный срок эксплуатации, 95,89 процента не выработали нормативный срок.
В Центральных электрических сетях 53 ВЛ 110 кВ, из них для 56,57 процента ВЛ превышен нормативный срок эксплуатации, 43,43 процента не выработали нормативный срок.
В Восточных электрических сетях 16 ВЛ 110 кВ, из них для 4,42 процента ВЛ превышен нормативный срок эксплуатации, 95,58 процента не выработали нормативный срок.
В Западных электрических сетях 45 ВЛ 110 кВ, из них для 69,10 процента ВЛ превышен нормативный срок эксплуатации, 30,90 процента не выработали нормативный срок.
В Южных электрических сетях 26 ВЛ 110 кВ, из них для 39,35 процента ВЛ превышен свой нормативный срок эксплуатации, 60,65 процента не выработали нормативный срок.
Итого на 31 декабря 2016 года из 155 ВЛ 110 кВ ОАО "ИЭСК" нормативный срок эксплуатации превышен для 34,85 процента.
В АО "Витимэнерго" десять ВЛ 110 кВ, из них для 40,13 процента ВЛ превышен нормативный срок эксплуатации, 59,87 процента не выработали нормативный срок.
В ОГУЭП "Облкоммунэнерго" имеется две ВЛ 110 кВ, которые не выработали нормативный срок.
В АО "Братская электросетевая компания" имеется одна ВЛ 110 кВ, которая не выработала нормативный срок.
Таблица 34. Превышение нормативного срока эксплуатации
ВЛ 220 кВ энергосистемы Иркутской области
| Электрические сети | Нормативный срок службы ЛЭС, лет | Состояние ЛЭП | |
| Нормативный срок не истек, %% | Нормативный срок истек, %% | ||
| СЭС | 40 | 81,97 | 18,03 |
| ЦЭС | 98,35 | 1,65 | |
| ЗЭС | 100 | 0 | |
| ЮЭС | 74,15 | 25,85 | |
| Итого по ОАО "ИЭСК": | 88,62 | 11,38 | |
| АО "Витимэнерго" | 100 | 0 | |
| ОАО "РЖД" | 100 | 0 | |
По состоянию на конец 2016 года наибольшее количество сетей 220 кВ с превышением нормативного срока эксплуатации наблюдается в зоне обслуживания филиалов Западных, Южных и Центральных электрических сетей ОАО "ИЭСК".
В Северных электрических сетях 34 ВЛ 220 кВ, из них 18,03 процента выработали нормативный срок, 81,97 процента не выработали нормативный срок.
В Центральных электрических сетях четыре ВЛ 220 кВ, из них 1,65 процента выработали нормативный срок, 98,35 процента не выработали нормативный срок.
В Западных электрических сетях три ВЛ 220 кВ, все линии не выработали нормативный срок.
В Южных электрических сетях 14 ВЛ 220 кВ, из них 25,85 процента выработали нормативный срок, 74,15 процента не выработали нормативный срок.
Итого на 31 декабря 2016 года из 55 ВЛ 220 кВ ОАО "ИЭСК" выработали нормативный срок эксплуатации 11,38 процента.
В АО "Витимэнерго" одна ВЛ 220 кВ, которая не выработала нормативный срок.
Таблица 35. Превышение нормативного срока эксплуатации
ВЛ 500 кВ энергосистемы Иркутской области
| Электрические сети | Нормативный срок службы ЛЭС, лет | Состояние ЛЭП | |
| Нормативный срок не истек, %% | Нормативный срок истек, %% | ||
| СЭС | 40 | 37,70 | 62,30 |
| ЦЭС | 60,04 | 39,96 | |
| ЗЭС | 21,10 | 78,90 | |
| ЮЭС | 100 | 0 | |
| Итого по ОАО "ИЭСК": | 54,71 | 45,29 | |
| МЭС Сибири - филиал ПАО "ФСК ЕЭС" | 67,18 | 32,82 | |
| КГКУ "ДКР НП" | 100 | 0 | |
По состоянию на конец 2016 года наибольшее количество сетей 500 кВ с превышением нормативного срока эксплуатации наблюдается в зоне обслуживания филиалов Западных и Центральных электрических сетей ОАО "ИЭСК".
В Центральных электрических сетях три ВЛ 500 кВ, из них 39,96 процента выработали нормативный срок, 60,04 процента не выработали нормативный срок.
В Западных электрических сетях десять ВЛ 500 кВ, из них 78,90 процента выработали нормативный срок, 21,10 процента не выработали нормативный срок.
В Северных электрических сетях пять ВЛ 500 кВ, из них 62,30 процента выработали нормативный срок, 37,70 процента не выработали нормативный срок.
В Южных электрических сетях одна ВЛ 500 кВ, которая не выработала нормативный срок.
Итого на 31 декабря 2016 года из 19 ВЛ 500 кВ ОАО "ИЭСК" выработали нормативный срок эксплуатации 54,71 процента.
В филиале ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Сибири три ВЛ 500 кВ, проходящие по территории Иркутской области, одна ВЛ не выработала нормативный срок, две ВЛ выработали нормативный срок.
Более 51 процента электрических сетей 110 - 500 кВ энергосистемы Иркутской области по состоянию на конец 2016 года находится за пределами нормативных сроков службы.
Таблица 36. Превышение нормативного срока эксплуатации
трансформаторов 110 кВ энергосистемы Иркутской области
| Электрические сети | Нормативный срок службы трансформатора, лет | Состояние (авто-) трансформаторов | |
| Нормативный срок не истек, %% | Нормативный срок истек, %% | ||
| СЭС | 25 | 29,0 | 71,0 |
| ЦЭС | 26,4 | 73,6 | |
| ВЭС | 38,0 | 62,0 | |
| ЗЭС | 16,3 | 83,7 | |
| ЮЭС | 47,4 | 52,6 | |
| Итого по ОАО "ИЭСК": | 34,6 | 65,4 | |
| ПАО "Иркутскэнерго" | 18,75 | 81,25 | |
| АО "Витимэнерго" | 42,9 | 57,1 | |
| ОГУЭП "Облкоммунэнерго" | 0 | 100 | |
| АО "Братская электросетевая компания" | 66,7 | 33,3 | |
| ОАО "РЖД" | 32,5 | 67,5 | |
В Северных электрических сетях 69 трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них 49 (71,0 процента) выработали свой нормативный срок, 20 (29,0 процента) не выработали нормативный срок.
В Центральных электрических сетях 53 трансформатора напряжением 110 кВ. Из них 39 (73,6 процента) выработали свой нормативный срок, 14 (26,4 процента) не выработали нормативный срок.
В Восточных электрических сетях 50 трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них 31 (62 процента) выработали свой нормативный срок, 19 (38 процента) не выработали нормативный срок.
В Западных электрических сетях 43 трансформатора напряжением 110 кВ. Из них 36 (83,7 процента) выработали свой нормативный срок, семь (16,3 процента) не выработали нормативный срок.
В Южных электрических сетях 78 трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них 41 (52,6 процента) выработали свой нормативный срок, 37 (47,4 процента) не выработали нормативный срок.
Итого на 31 декабря 2016 года из 293 трансформаторов 110 кВ ОАО "ИЭСК" выработали нормативный срок эксплуатации 196 трансформаторов (65,4 процента).
В ПАО "Иркутскэнерго" 48 трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них 39 (81,25 процента) выработали свой нормативный срок, девять (18,75 процента) не выработали нормативный срок службы.
В АО "Витимэнерго" 14 трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них восемь (57,1 процента) выработали свой нормативный срок, шесть (42,9 процента) не выработали нормативный срок.
В ОГУЭП "Облкоммунэнерго" четыре трансформатора напряжением 110 кВ. Все трансформаторы выработали нормативный срок.
В АО "Братская электросетевая компания" девять трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них три (33,3 процента) выработали свой нормативный срок, шесть (66,7 процента) не выработали нормативный срок.
В ОАО "РЖД" 120 трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них 81 (67,5 процента) выработали свой нормативный срок, 39 (32,5 процента) не выработали нормативный срок.
Таблица 37. Превышение нормативного срока эксплуатации
трансформаторов 220 кВ энергосистемы Иркутской области
| Трансформаторы | Нормативный срок службы трансформатора, лет | Состояние (авто-) трансформаторов | |
| Нормативный срок не истек, %% | Нормативный срок истек, %% | ||
| СЭС | 25 | 36,1 | 63,9 |
| ЦЭС | 30,8 | 69,2 | |
| ЗЭС | 20,0 | 80,0 | |
| ЮЭС | 34,6 | 65,4 | |
| Итого по ОАО "ИЭСК": | 30,5 | 69,5 | |
| ПАО "Иркутскэнерго" | 32,2 | 67,8 | |
| АО "Витимэнерго" | 100 | 0 | |
| ОАО "РЖД" | 12,0 | 88,0 | |
По состоянию на конец 2016 года наибольшее количество трансформаторов 220 кВ с превышением нормативного срока эксплуатации наблюдается в сетях зоны обслуживания Центральных, Западных электрических сетей ОАО "ИЭСК" и ОАО "РЖД".
В Северных электрических сетях 36 трансформаторов напряжением 220 кВ. Из них 23 (63,9 процента) выработали свой нормативный срок, 13 (36,1 процента) не выработали нормативный срок.
В Центральных электрических сетях 13 трансформаторов напряжением 220 кВ. Из них девять (69,2 процента) выработали свой нормативный срок, четыре (30,8 процента) не выработали нормативный срок.
В Западных электрических сетях пять трансформаторов напряжением 220 кВ. Из них четыре (80 процентов) не выработали свой нормативный срок, один (20 процентов) выработал нормативный срок.
В Южных электрических сетях 26 трансформаторов напряжением 220 кВ. Из них 17 (65,4 процента) выработали свой нормативный срок, девять (34,6 процента) не выработали нормативный срок.
Итого на 31 декабря 2016 года из 80 трансформаторов 220 кВ ОАО "ИЭСК" выработали нормативный срок эксплуатации 53 трансформатора (69,5 процента).
В ПАО "Иркутскэнерго" 31 трансформатор напряжением 220 кВ. Из них 21 (67,8 процента) выработали свой нормативный срок, десять (32,2 процента) не выработали нормативный срок.
В АО "Витимэнерго" один автотрансформатор напряжением 220 кВ. Его нормативный срок службы не истек.
В ОАО "РЖД" 25 трансформаторов напряжением 220 кВ. Из них 22 (88,0 процента) выработали свой нормативный срок, три (12,0 процента) не выработали нормативный срок.
Таблица 38. Превышение нормативного срока эксплуатации
трансформаторов 500 кВ энергосистемы Иркутской области
| Трансформаторы | Нормативный срок службы трансформатора, лет | Состояние (авто-) трансформаторов | |
| Нормативный срок не истек, %% | Нормативный срок истек, %% | ||
| СЭС | 25 | 0 | 100 |
| ЦЭС | 11,1 | 88,8 | |
| ЗЭС | 75,0 | 25,0 | |
| ЮЭС | 100 | 0 | |
| Итого по ОАО "ИЭСК": | 32,0 | 68,0 | |
| ПАО "Иркутскэнерго" | 72,76 | 27,24 | |
По состоянию на конец 2016 года 100 процентов превышение нормативного срока эксплуатации трансформаторов и автотрансформаторов 500 кВ наблюдается в сетях зоны обслуживания Северных и Центральных электрических сетей ОАО "ИЭСК".
В Северных электрических сетях шесть трансформаторов напряжением 500 кВ, из них 100 процентов выработали свой нормативный срок.
В Центральных электрических сетях девять трансформаторов напряжением 500 кВ. Из них восемь (88,9 процента) выработали свой нормативный срок, один (11,1 процента) не выработал нормативный срок.
В Западных электрических сетях четыре трансформатора напряжением 500 кВ. Из них один (25,0 процента) выработал свой нормативный срок, три (75,0 процента) не выработали свой срок.
В Южных электрических сетях три трансформатора напряжением 500 кВ, из них 100 процентов не выработали свой нормативный срок.
Итого на 31 декабря 2016 года из 22 трансформаторов 500 кВ ОАО "ИЭСК" выработали нормативный срок эксплуатации 15 трансформаторов (68,0 процента).
В ПАО "Иркутскэнерго" 32 трансформатора напряжением 500 кВ. Из них девять (28,14 процента) выработали свой нормативный срок, 23 (71,86 процента) не выработали нормативный срок.
По состоянию на конец 2016 года более 61 процента трансформаторов 110 - 500 кВ энергосистемы Иркутской области эксплуатируются за пределами нормативных сроков службы.
Количество сетей и основного электрооборудования 110 кВ и выше Иркутской области с превышением нормативного срока эксплуатации составляет более 50 процентов.
В настоящее время данное оборудование эксплуатируется на основании решений технических руководителей эксплуатирующих организаций, сформированных на основании оценки реального технического состояния данного оборудования и наличия необходимости продления сроков эксплуатации оборудования, срок эксплуатации которого превысил нормативный срок. Решение о необходимости технического перевооружения электросетевых объектов принимается в отношении каждого объекта, техническое перевооружение которого обосновано соответствующими расчетами, а также в соответствии с существующей индивидуальной технической и экономической политикой эксплуатирующих организаций.
II-12.3. Оценка и анализ потерь электроэнергии
на ее транспорт
Потери электрической энергии при ее передаче в энергосистеме Иркутской области в 2016 году достигают 6,96 процента от отпуска электроэнергии в сеть. При этом уровень нормативных потерь устанавливается для каждой электросетевой компании индивидуально и утверждается Министерством Энергетики РФ. Так, самый низкий норматив технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям в процентах от отпуска электрической энергии в сеть утвержден для ОАО "ИЭСК" на уровне 5,61 процента (фактический объем потерь за 2016 год не превысил норматив); самый высокий норматив утвержден для ОГУЭП "Облкоммунэнерго" - 16,28 процента (фактический объем потерь за 2016 год составил 20,35 процента). Для Восточно-Сибирская дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" установленный норматив составляет 4,62 процента, фактический объем потерь составил 3,43 процента. Для АО "Братская электросетевая компания" утвержден норматив потерь в размере 12,95 процента, фактический объем составил 12,85 процента. Для АО "Витимэнерго норматив потерь на 2016 год утвержден в размере 11,49 процента (фактический объем потерь составил 13,89 процента).
На основании анализа данных электросетевых компаний и установленных нормативов фактический уровень потерь электроэнергии при ее передаче по сетям сетевых компаний, осуществляющих передачу основного объема электроэнергии, в отчетном 2016 году не превысил нормативных значений, утвержденных приказами Министерства энергетики РФ.
II-12.4. Информация о строящихся электросетевых объектах
Наиболее значимые проекты, реализация которых осуществлялась в 2016 году:
- реконструкция ПС 500 кВ Иркутская;
- реконструкция ПС 220 кВ Шелехово;
- реконструкция ПС 110 кВ Бытовая;
- реконструкция ПС 110 кВ Карлук;
- реконструкция ПС 110 кВ Урик;
- реконструкция ПС 110 кВ Белореченская;
- реконструкция ПС 110 кВ Мельниково;
- реконструкция ПС 110 кВ Студенческая;
- реконструкция ПС 110 кВ Цимлянская;
- отпайка на ПС Пионерская, Юбилейная от ВЛ 110 кВ Иркутская - Прибрежная;
- реконструкция ВЛ 110 кВ Усть-Орда - Тихоновка;
- строительство ВЛ 110 кВ Пеледуй - РП Полюс с РП 110 кВ Полюс;
- строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Кропоткинская - Вернинская на РП Полюс;
- строительство двух ВЛ 35 кВ для электроснабжения аэропорта города Усть-Илимска;
Информация по завершенным вводам, демонтажу и реконструкции ВЛ 110 кВ и выше по энергосистеме Иркутской области в 2016 году приведена в таблице 39.
Информация по вновь установленным и демонтированным трансформаторам 110 кВ и выше в 2016 году по энергосистеме Иркутской области приведена в таблице 40.
Таблица 39. Ввод, демонтаж и реконструкция ВЛ по ЭС
Иркутской области в 2016 году
| Наименование по конечным подстанциям | Диспетчерское наименование ЛЭП | Проектное напряжение, кВ | Длина, км | Количество цепей, шт. | Марка провода (кабеля) | Материал опор |
| ВВОД | ||||||
| Отпайка на ПС Пионерская, Юбилейная от ВЛ 110 кВ Иркутская - Прибрежная | Отпайка на ПС Пионерская, Юбилейная от ВЛ 110 кВ Иркутская - Прибрежная, цепь А | 110 | 1,451 | 1 | АС-185/29 | металл |
| Отпайка на ПС Пионерская, Юбилейная от ВЛ 110 кВ Иркутская - Прибрежная | Отпайка на ПС Пионерская, Юбилейная от ВЛ 110 кВ Иркутская - Прибрежная, цепь Б | 110 | 1,255 | 1 | АС-185/29 | металл |
| Отпайка на ПС Пионерская, Юбилейная от ВЛ 110 кВ Иркутская - Прибрежная | Отпайка на ПС Пионерская, Юбилейная от ВЛ 110 кВ Иркутская - Прибрежная А, Б | 110 | 8,132 | 2 | АС-185/29 | металл |
| ВЛ 110 кВ Усть-Орда - Тихоновка (оп. 118 - 176, 220 - 245, 255 - 293) | ВЛ 110 кВ Усть-Орда - Тихоновка (оп. 118 - 176, 220 - 245, 255 - 293) | 110 | 19,75 | 1 | АС-120/19 | ж/б |
| ВЛ 110 кВ Пеледуй - РП Полюс | ВЛ 110 кВ Пеледуй - РП Полюс | 110 | 283 | 2 | АС-240 | н/д |
| Отпайка на РП 110 кВ Полюс от ВЛ 110 кВ Кропоткинская - Вернинская | Отпайка на РП 110 кВ Полюс от ВЛ 110 кВ Кропоткинская - Вернинская | 110 | 6,9 | 1 | АС-185 | н/д |
| Отпайка на РП 110 кВ Полюс от ВЛ 110 кВ Кропоткинская - Вачинская | Отпайка на РП 110 кВ Полюс от ВЛ 110 кВ Кропоткинская - Вачинская | 110 | 0,1 | 1 | АС-240 | н/д |
| ДЕМОНТАЖ | ||||||
| Отпайка на ПС Пионерская, Юбилейная от ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 - Ново-Ленино с отпайками | Отпайка на ПС Пионерская, Юбилейная от ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 - Ново-Ленино с отпайками | 110 | 0,854 | 1 | АС-185/29 | металл |
| Отпайка на ПС Пионерская, Юбилейная от ВЛ 110 кВ Ново-Ленино - Мегет с отпайками | Отпайка на ПС Пионерская, Юбилейная от ВЛ 110 кВ Ново-Ленино - Мегет с отпайками | 110 | 0,913 | 1 | АС-185/29 | металл |
| Отпайка на ПС Пионерская, Юбилейная от ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 - Ново-Ленино с отпайками, ВЛ 110 кВ Ново-Ленино - Мегет с отпайками | Отпайка на ПС Пионерская, Юбилейная от ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 - Ново-Ленино с отпайками, ВЛ 110 кВ Ново-Ленино - Мегет с отпайками | 110 | 25,63 | 2 | АС-185/29 | металл |
| ВЛ 110 кВ Усть-Орда - Тихоновка (оп. 118 - 176, 220 - 245, 255 - 293) | ВЛ 110 кВ Усть-Орда - Тихоновка (оп. 118 - 176, 220 - 245, 255 - 293) | 110 | 19,75 | 1 | АС-95/16 | дерево |
Таблица 40. Вновь установленные и демонтированные
трансформаторы по ЭС Иркутской области в 2016 году
| Место установки | Дисп. N | Хозяйственная принадлежность | Тип | Номинальная мощность, МВА | Номинальное напряжение, кВ | Наличие РПН (n %%) | Завод-изготовитель | Год изготовления | ||
| ВН | СН | НН | ||||||||
| ВВОД | ||||||||||
| ПС 110 кВ Карлук | Т-1 | ОАО "ИЭСК" | ТДН-16000/110 | 16 | 115 | 11 | 115 9 x 1,78%% | Тольяттинский ТЗ | 1996 | |
| ПС 110 кВ Урик | Т-2 | ОАО "ИЭСК" | SFSZ-40000/110 | 40 | 115 | 38,5 | 11 | 115 9 x 1,78%% | Шаньдун Дачи Электрик | 2016 |
| ПС 110 кВ Белореченская | Т-1 | ОАО "ИЭСК" | SFSZ-40000/110/35/10 | 40 | 115 | 38,5 | 11 | РПН ВН: 115 16%%; 9 x 1,78%%; ПБВ СН: 38,5 2 x 2,5%% | Шаньдун Дачи Электрик | 2016 |
| ПС 110 кВ Мельниково | Т-1 | ОАО "ИЭСК" | SFSZ-40000/110 | 40 | 115 | 38,5 | 6,6 | РПН 115 9 x 1,78 | Лунэн, КНР | 2016 |
| ПС 220 кВ Бытовая | Т-1 | ОАО "ИЭСК" | ТРДЦН-63000/220 | 63 | 230 | 11 | 11 | РПН 230 12 x 1,0 | ЗТЗ | 1984 |
| ПС 110 кВ Хлорная | Т-1 | ОАО "Группа Илим" в городе Братске | ТРДЦН-80000/110У1 | 80 | 110 | 10,5 | 10,5 | 19 x 2%% | ООО "Эльмаш (УЭТМ)" | 2015 |
| ПС 110 кВ Невельская | 2Т | ОАО "РЖД" | ТДТНЖ-40000/110 | 40 | 110 | 27,5 | 11 | 19 x 1,8%% | ООО "Тольяттинский Трансформатор" | 2016 |
| ПС 110 кВ Кежемская | 2Т | ОАО "РЖД" | ТДТНЖ-40000/110-УХЛ1 | 40 | 110 | 27,5 | 10 | 19 x 1,56%% | ООО "Тольяттинский Трансформатор" | 2015 |
| ПС 110 кВ Черная | 2Т | ОАО "РЖД" | ТДТНЖ-40000/110 | 40 | 115 | 38,5 | 27,5 | 19 x 1,56%% | ООО "Тольяттинский Трансформатор" | 2015 |
| ПС 110 кВ Коршуниха | 1Т | ОАО "РЖД" | ТДТНЖ-40000/110 | 40 | 115 | 27,5 | 6,6 | 19 x 1,65%% | ООО "Тольяттинский Трансформатор" | 2015 |
| ДЕМОНТАЖ | ||||||||||
| ПС 110 кВ Карлук | Т-1 | ОАО "ИЭСК" | ТДТН-10000/110 | 10 | 115 | 38,5 | 11 | 115 9 x 1,78%% | Тольяттинский ТЗ | 1985 |
| ПС 110 кВ Урик | Т-2 | ОАО "ИЭСК" | ТДТН-25000/110 | 25 | 115 | 38,5 | 11 | 115 9 x 1,78%% | Тольяттинский ТЗ | 2011 |
| ПС 110 кВ Белореченская | Т-1 | ОАО "ИЭСК" | ТДТН-25000/110/35/10 | 25 | 115 | 38,5 | 11 | РПН ВН: 115 16%%; 9 x 1,78%%; ПБВ СН: 38,5 2 x 2,5%% | Тольяттинский ТЗ | 1984 |
| ПС 110 кВ Мельниково | Т-1 | ОАО "ИЭСК" | ТДТН-25000/110 | 25 | 115 | 38,5 | 6,6 | РПН 115 9 x 1,78 | Г-4616 | 1985 |
| ПС 220 кВ Бытовая | Т-1 | ОАО "ИЭСК" | ТРДЦН-63000/220 | 63 | 230 | 6,6 | 6,6 | РПН 230 10 x 1,2 | МТЗ | 1991 |
| ПС 110 кВ Слюдянка | Т-1 | ОГУЭП "Облкоммунэнерго" | ТМТГ-5600/110/35/10 | 5,6 | 110 | 35 | 10 | н/д | н/д | 1959 |
| ПС 110 кВ Согдиондон | Т-1, Т-2 | ОГУЭП "Облкоммунэнерго" | ТМТГ-6300/110/35/10 | 6,3 | 110 | 35 | 10 | н/д | н/д | 1959 |
| ПС 110 кВ Хлорная | Т-1 | ОАО "Группа Илим" в городе Братске | ТРДЦН-80000/110У1 | 80 | 110 | 10,5 | 10,5 | 19 x 2%% | ООО "Эльмаш (УЭТМ)" | 2002 |
| ПС 110 кВ Невельская | 2Т | ОАО "РЖД" | ТДТНЖ-25000/110 | 25 | 110 | 27,5 | 11 | 19 x 1,78%% | Запорожский завод | 1976 |
| ПС 110 кВ Кежемская | 2Т | ОАО "РЖД" | ТДТНЭ-25000/110/27,5/10 | 25 | 110 | 27,5 | 10 | 19 x 1,56%% | СССР | 1974 |
| ПС 110 кВ Черная | 2Т | ОАО "РЖД" | ТДТНГЭ-20000/110 | 20 | 115 | 38,5 | 27,5 | 9 x 2,33%% | Запорожье | 1966 |
| ПС 110 кВ Коршуниха | 1Т | ОАО "РЖД" | ТДТНГЭ-20000/110 | 20 | 112 | 27,5 | 11 | 9 x 2,33%% | Запорожье | 1966 |
II-13. ОСНОВНЫЕ ВНЕШНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ
ЭС Иркутской области граничит и имеет электрические связи напряжением 110 кВ и выше с ЭС Красноярского края, Республики Бурятия и Республики Саха (Якутия) ОЭС Сибири. Внешние электрические связи энергосистемы Иркутской области представлены в таблице 41.
Таблица 41. Внешние электрические связи энергосистемы
Иркутской области
| N п/п | U ном., кВ | Наименование объекта | Протяженность, км |
| С ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ | |||
| 1 | 500 кВ | ВЛ 500 кВ Камала-1 - Тайшет N 1 | 234,1 |
| 2 | 500 кВ | ВЛ 500 кВ Камала-1 - Тайшет N 2 | 234,3 |
| 3 | 500 кВ | КВЛ 500 кВ Богучанская ГЭС - Озерная | 329 |
| 4 | 500 кВ | ВЛ 500 кВ Ангара - Озерная | 265 |
| 5 | 110 кВ | ВЛ 110 кВ Решеты - Тайшет-Запад (С-61) | 15,33 |
| 6 | 110 кВ | ВЛ 110 кВ Юрты - Бирюса (С-62) | 8,14 |
| 7 | 110 кВ | ВЛ 110 кВ Абакумовка тяговая - Тайшет с отпайкой на ПС 110 кВ Запань тяговая (С-43) | 127,3 |
| 8 | 110 кВ | ВЛ 110 кВ Кварцит тяговая - Тайшет с отпайкой на ПС 110 кВ Запань тяговая (С-46) | 86,3 |
| С ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ РЕСПУБЛИКИ БУРЯТИЯ | |||
| 1 | 220 кВ | ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Ключи (ВЛ-582) | 326,4 |
| 2 | 220 кВ | ВЛ 220 кВ Выдрино - БЦБК (ВБ-272) | 49,4 |
| 3 | 220 кВ | ВЛ 220 кВ Мысовая - Байкальск (МБ-273) | 126,2 |
| 4 | 220 кВ | ВЛ 220 кВ Кунерма - Северобайкальск (КС-33) | 28 |
| 5 | 220 кВ | ВЛ 220 кВ Улькан - Дабан (УД-32) | 50,8 |
| 6 | 220 кВ | ВЛ 220 кВ Таксимо - Мамакан | 212 |
| 7 | 110 кВ | ВЛ 110 кВ Таксимо - Мамакан с отпайками | 212,2 |
| 8 | 110 кВ | ВЛ 110 кВ Култук - Зун-Мурино с отпайкой на ПС 110 кВ Быстрая (КЗМ-135) | 62,4 |
| С ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) | |||
| 1 | 110 кВ | ВЛ 110 кВ Пеледуй - РП Полюс | 297 |
Максимально допустимый переток в контролируемом сечении Братск - Красноярск по контролируемому сечению "Красноярск - Восток" (в составе: ВЛ 500 кВ Камала-1 - Тайшет N 1, ВЛ 500 кВ Камала-1 - Тайшет N 2, ВЛ 500 кВ Богучанская ГЭС - Озерная, ВЛ 500 кВ Ангара - Озерная) составляет 2400 МВт в направлении перетока на восток. Информация о допустимых перетоках по контролируемому сечению Братск - Красноярск в направлении на восток и на запад представлена в таблицах 42 и 43 соответственно.
Таблица 42. Допустимые значения перетоков
в направлении на восток
| Схема сети | Переток на восток | |||||
| МДП без ПА, МВт | МДП с ПА, МВт | АДП, МВт | Критерий МДП без ПА | Критерий МДП с ПА | Критерий АДП | |
| Нормальная схема | 2390 | АДТН ВЛ 500 кВ Братский ПП - Озерная (ВЛ 500 кВ Братский ПП - Тайшет (ВЛ-501)) ПАР ВЛ 500 кВ Братский ПП - Тайшет (ВЛ-501) (ВЛ 500 кВ Братский ПП - Озерная) | 20%% P исходная схема | 8%% P исходная схема | ||
Таблица 43. Допустимые значения перетоков
в направлении на запад
| Переток на запад (МВт) | Загрузка электропередачи Братск - Иркутск | Минимальное количество включенных гидрогенераторов Братской ГЭС | |
| МДП | АДП | ||
| 2120 | 2460 | от 2000 до 2100 | 17 |
| 2150 | 2480 | от 1600 до 2000 | 17 |
| 2170 | 2510 | от 0 до 1600 | 16 |
| 2190 | 2530 | от 0 до 1000 | 15 |
| 2150 | 2480 | от 0 до 1600 | 15 |
| 2120 | 2460 | от 0 до 1600 | 14 |
Максимально допустимый переток в контролируемом сечении Иркутск - Республика Бурятия (в составе ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Ключи (ВЛ-582) (временно работает на напряжение 220 кВ), ВЛ 220 кВ Выдрино - БЦБК (ВБ-272)) составляет для температуры -5°C и ниже 590 МВт в Бурятию и 405 МВт в Иркутск; для температуры +25°C и выше - 440 МВт в сторону Бурятии и 365 МВт в сторону Иркутска.
Максимально допустимый переток в контролируемом сечении Иркутск - Республика Бурятия (Северобайкальский участок) по ВЛ 220 кВ Киренга - Улькан, ВЛ 220 кВ Киренга - Кунерма составляет 205 МВт.
Электрическая сеть 500 кВ энергосистемы Иркутской области представляет собой две параллельные линии широтного направления и предназначена для выдачи мощности Братской и Усть-Илимской ГЭС, а также для передачи мощности в Иркутско-Черемховский энергоузел.
Межсистемная связь энергосистемы Иркутской области с Республикой Саха (Якутия) осуществляется по ВЛ 110 кВ Пеледуй - РП Полюс протяженностью 297 км и построенной в габаритах 220 кВ, однако в настоящее время ВЛ эксплуатируется на напряжении 110 кВ.
II-14. ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И КОТЕЛЬНЫХ НА ТЕРРИТОРИИ ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2016 ГОД
Объем потребления топлива в 2016 году (с учетом оценки на конец года расходов топлива котельными) на электростанциях и котельных Иркутской области составляет около 9,4 млн. т у.т.
Структура потребления топлива на электростанциях и котельных Иркутской области в 2016 году представлена в таблице 44.
Таблица 44. Потребление топлива на электростанциях
и котельных Иркутской области за отчетный год, тыс. т у.т.
| Источник | Всего | Уголь | Мазут | Газ | Дрова и прочее |
| ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" | 5986,4 | 5952,3 | 10,5 | 17,0 | 6,6 |
| Котельные | 2208,9 | 1128,5 | 254,2 | 190,8 | 635,4 |
| Электростанции промышленных предприятий и розничного рынка | 1208,6 | 855,8 | 14,1 | - | 338,7 |
| Итого: | 9403,9 | 7936,6 | 278,8 | 207,8 | 980,7 |
В 2016 году в структуре потребления топлива на электростанциях и котельных Иркутской области преобладает уголь - 84,4 процента, значительную долю занимают прочие виды топлива - 10,4 процента, что объясняется наличием электростанций промышленных предприятий (ТЭЦ филиала ОАО "Группа "Илим" в городе Братске, ТЭЦ филиала ОАО "Группа "Илим" в городе Усть-Илимске), которые используют в качестве топлива отходы производственной деятельности профильных предприятий. На электростанциях промышленных предприятий основным топливом является уголь и дрова, отходы лесопереработки и целлюлозно-бумажных комбинатов.
На источниках ПАО "Иркутскэнерго" и станции розничного рынка (ТЭЦ ООО "Теплоснабжение") используется в основном уголь, его доля составляет более 99 процентов, также используется незначительное количество мазута, газа и прочих топлив.
В структуре потребления топлива на котельных Иркутской области значительную долю занимает уголь - 51 процент, на дрова и прочие виды топлива приходится 29 процентов, оставшуюся часть составляют мазут и газ.
Основным потребителем топлива является ПАО "Иркутскэнерго", объем потребления которого в 2016 году составил 5986,4 тыс. т у.т. - 63,6 процента от общего потребления. Электростанции промышленных предприятий и котельные потребляют 1208,6 тыс. т у.т. (12,8 процента) и 2180,8 тыс. т у.т. (23,6 процента) соответственно.
II-15. ЕДИНЫЙ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС ИРКУТСКОЙ
ОБЛАСТИ (ЕТЭБ) ЗА ПРЕДШЕСТВУЮЩИЕ ПЯТЬ ЛЕТ, ОТРАЖАЮЩИЙ ВСЕ
ВИДЫ РЕСУРСОВ И ГРУППЫ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ НА ОСНОВАНИИ ОКВЭД
Единый топливно-энергетический баланс Иркутской области (ЕТЭБ) за 2012 - 2015 годы, отражающий все виды ресурсов и группы потребителей на основании ОКВЭД, представлен в таблицах 45 - 48.
Таблица 45. Единый топливно-энергетический баланс
Иркутской области (ЕТЭБ) за 2012 год (тыс. т у.т.)
| Наименование показателя | Уголь | Сырая нефть | Нефтепродукты | Природный газ | Прочее твердое топливо | Гидроэнергия и НВИЭ | Атомная энергия | Электрическая энергия | Тепловая энергия | Всего |
| Производство энергетических ресурсов | 8923,7 | 14412,5 | 1116,8 | 1638,4 | 5542,3 | 31633,8 | ||||
| Ввоз | 2227,9 | 14480,0 | 1548,5 | 499,4 | 18755,8 | |||||
| Вывоз | -400,0 | -13899,0 | -10120,0 | - | -1051,3 | -25470,3 | ||||
| Изменение запасов | -779,6 | 315,1 | 1,8 | -0,3 | -463,0 | |||||
| Потребление первичной энергии | 9971,9 | 15308,6 | -8569,7 | 1116,8 | 1638,2 | 5542,3 | - | -551,9 | - | 24456,3 |
| Статистическое расхождение | 223,6 | 398,9 | -2,0 | - | 13,9 | - | - | 0,0 | -108,0 | 526,4 |
| Производство электрической энергии | -4793,1 | -5,0 | -68,0 | -123,8 | -133,5 | -5542,3 | 7682,4 | -2983,3 | ||
| Производство тепловой энергии, в том числе | -4303,4 | -35,0 | -440,9 | -46,8 | -1382,1 | - | - | -193,6 | 6194,2 | -207,6 |
| Теплоэлектростанции | -3398,8 | -13,5 | -37,7 | -625,1 | -127,9 | 4044,1 | -158,8 | |||
| Котельные | -904,5 | -35,0 | -427,4 | -9,2 | -756,9 | 1546,7 | -586,4 | |||
| Электрокотельные и утилизация тепла | -65,7 | 603,4 | 537,7 | |||||||
| Преобразование топлива, в том числе | - | -14833,4 | 14082,8 | - | -61,8 | - | - | -115,4 | -471,0 | -1398,9 |
| (23.2) Производство нефтепродуктов | -14833,4 | 14082,8 | -61,8 | -115,4 | -471,0 | -1398,9 | ||||
| Переработка газа | - | - | ||||||||
| Обогащение угля | - | |||||||||
| Собственные нужды | -459,6 | -195,5 | -655,1 | |||||||
| Потери при передаче | -498,6 | -538,8 | -1037,5 | |||||||
| Конечное потребление энергетических ресурсов | 651,9 | 36,3 | 5006,3 | 486,6 | 46,9 | - | - | 6127,3 | 5292,3 | 17647,6 |
| Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство | 1,7 | 13,0 | 80,2 | 73,2 | 168,0 | |||||
| Промышленность | 367,8 | - | 168,5 | 212,6 | 34,5 | - | - | 4172,2 | 2752,8 | 7708,4 |
| (C) Добыча полезных ископаемых | 56,1 | 29,8 | 212,6 | 185,9 | 98,8 | 583,1 | ||||
| (CA) Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых | 33,7 | 62,3 | 47,5 | 143,5 | ||||||
| (10) Добыча каменного угля, бурого угля и торфа | 33,7 | 22,9 | 16,2 | 72,8 | ||||||
| (11) Добыча сырой нефти и природного газа | 212,6 | 39,4 | 31,3 | 283,2 | ||||||
| (CB) Добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических | 22,4 | 29,8 | 122,1 | 51,3 | 225,5 | |||||
| (D) Обрабатывающие производства | 305,2 | 138,7 | 34,5 | 3758,6 | 2372,4 | 6609,4 | ||||
| (DA) Производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака | 2,1 | 17,7 | 38,9 | 58,7 | ||||||
| (DB) Текстильное и швейное производство | 0,3 | 0,7 | 0,4 | 1,4 | ||||||
| (DC) Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви | - | - | - | |||||||
| (DD) Обработка древесины и производство изделий из дерева | 27,1 | 39,9 | 134,1 | 201,2 | ||||||
| (DE) Целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность | 153,1 | 91,5 | 34,5 | 263,7 | 1287,3 | 1830,1 | ||||
| (DG) Химическое производство | 1,3 | 1,5 | 290,6 | 680,1 | 973,5 | |||||
| (DH) Производство резиновых и пластмассовых изделий | 1,5 | 0,6 | 2,1 | |||||||
| (DI) Производство прочих неметаллических минеральных продуктов | 82,4 | 17,6 | 21,9 | 27,3 | 149,2 | |||||
| (DJ) Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий | 2,0 | 1,0 | 3042,0 | 86,8 | 3131,8 | |||||
| (38.9) Производство машин и оборудования без производства оружия и боеприпасов | 1,4 | 9,2 | 12,5 | 23,1 | ||||||
| (DL) Производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования | 7,0 | 10,9 | 17,8 | |||||||
| (DM) Производство транспортных средств и оборудования | 3,2 | 2,4 | 15,4 | 21,0 | ||||||
| (DN) Прочие производства | 0,0 | 1,3 | 1,4 | 2,7 | ||||||
| (39.9) Производство прочих материалов и веществ, не включенных в другие группировки | 59,4 | 60,8 | 76,7 | 196,9 | ||||||
| (E) Производство и распределение электроэнергии, газа и воды | 6,5 | - | - | - | - | - | - | 227,8 | 281,6 | 515,9 |
| (40) Производство, передача и распределение электроэнергии, газа, пара и горячей воды | 159,7 | 266,4 | 426,2 | |||||||
| (41) Сбор, очистка и распределение воды | 6,5 | 68,0 | 15,2 | 89,8 | ||||||
| (F) Строительство | 8,1 | 23,9 | 49,8 | 21,3 | 103,1 | |||||
| (G) Оптовая и розничная торговля и ремонт | 4,3 | 123,6 | 21,1 | 149,1 | ||||||
| (H) Гостиницы и рестораны | 2,8 | 2,8 | ||||||||
| (I) Транспорт и связь | 16,7 | 3,0 | 654,1 | 0,8 | 439,0 | 101,7 | 1215,3 | |||
| (60.1) Железнодорожный транспорт | 6,4 | 29,8 | 373,1 | 22,6 | 431,9 | |||||
| (60.2) Прочий сухопутный транспорт | 1,6 | 537,2 | 0,8 | 12,9 | 16,2 | 568,8 | ||||
| (60.3) Трубопроводный транспорт | 3,0 | 12,2 | 4,7 | 19,9 | ||||||
| (61) Водный транспорт | 0,6 | 36,3 | - | 2,0 | 38,9 | |||||
| (62) Воздушный транспорт | 1,5 | 50,8 | - | 1,8 | 54,1 | |||||
| (63) Вспомогательная и дополнительная транспортная деятельность | 6,4 | - | 25,9 | 32,3 | ||||||
| (64) Связь | 1,7 | 16,5 | 11,3 | 29,5 | ||||||
| (M + N + O) Сфера услуг | 57,8 | 47,1 | 339,9 | 444,9 | ||||||
| (99.9) Прочие виды деятельности | 33,4 | 232,3 | 204,0 | 469,7 | ||||||
| Население | 21,2 | 682,0 | 11,4 | 12,3 | 983,0 | 1775,6 | 3485,4 | |||
| Неэнергетическое использование | 153,5 | 3,8 | 3168,1 | 279,3 | 3604,7 |
Таблица 46. Единый топливно-энергетический баланс
Иркутской области (ЕТЭБ) за 2013 год (тыс. т у.т.)
| Наименование показателя | Уголь | Сырая нефть | Нефтепродукты | Природный газ | Прочее твердое топливо | Гидроэнергия и НВИЭ | Атомная энергия | Электрическая энергия | Тепловая энергия | Всего |
| Производство энергетических ресурсов | 8215,3 | 16297,7 | 1862,8 | 1491,2 | 5267,2 | 33134,2 | ||||
| Ввоз | 2678,5 | 14286,0 | 1327,4 | 554,8 | 18846,6 | |||||
| Вывоз | -1302,4 | -14743,4 | -10219,5 | - | -601,0 | -26866,3 | ||||
| Изменение запасов | -672,4 | 80,3 | -61,7 | -3,1 | -656,9 | |||||
| Потребление первичной энергии | 8918,9 | 15920,6 | -8953,9 | 1862,8 | 1488,2 | 5267,2 | - | -46,2 | - | 24457,6 |
| Статистическое расхождение | 525,2 | 365,6 | -4,4 | - | -36,0 | - | - | - | -29,6 | 820,8 |
| Производство электрической энергии | -3701,1 | -6,3 | -70,6 | -178,8 | -125,1 | -5267,2 | 7004,5 | -2344,7 | ||
| Производство тепловой энергии, в том числе | -4097,8 | -28,9 | -525,4 | -49,3 | -1276,0 | - | - | -181,6 | 5847,2 | -311,8 |
| Теплоэлектростанции | -3060,1 | -30,5 | -40,1 | -568,4 | -121,2 | 3732,2 | -88,0 | |||
| Котельные | -1037,7 | -28,9 | -494,9 | -9,3 | -707,6 | 1513,2 | -765,2 | |||
| Электрокотельные и утилизация тепла | -60,4 | 601,8 | 541,4 | |||||||
| Преобразование топлива, в том числе | - | -15478,2 | 14458,1 | - | -55,9 | - | - | -115,2 | -461,8 | -1652,9 |
| (23.2) Производство нефтепродуктов | -15478,2 | 14458,1 | -55,9 | -115,2 | -461,8 | -1652,9 | ||||
| Переработка газа | - | - | ||||||||
| Обогащение угля | - | |||||||||
| Собственные нужды | -593,2 | -244,8 | -838,0 | |||||||
| Потери при передаче | -481,1 | -510,0 | -991,1 | |||||||
| Конечное потребление энергетических ресурсов | 594,8 | 41,6 | 4912,7 | 1041,5 | 67,1 | - | - | 5935,6 | 4904,9 | 17498,2 |
| Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство | 2,2 | 13,4 | 93,2 | 87,5 | 196,3 | |||||
| Промышленность | 405,2 | - | 172,5 | 252,9 | 18,9 | - | - | 4012,9 | 2479,5 | 7341,9 |
| (C) Добыча полезных ископаемых | 59,7 | 28,5 | 252,9 | 203,6 | 75,7 | 620,4 | ||||
| (CA) Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых | 32,6 | 75,4 | 27,9 | 135,9 | ||||||
| (10) Добыча каменного угля, бурого угля и торфа | 32,6 | - | 11,5 | 44,1 | ||||||
| (11) Добыча сырой нефти и природного газа | 252,9 | - | 16,4 | 269,3 | ||||||
| (CB) Добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических | 27,1 | 28,5 | 125,5 | 47,8 | 228,9 | |||||
| (D) Обрабатывающие производства | 336,0 | 144,0 | 18,9 | 3666,7 | 2110,6 | 6276,1 | ||||
| (DA) Производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака | 2,2 | 16,3 | 33,7 | 52,3 | ||||||
| (DB) Текстильное и швейное производство | 0,3 | 0,9 | 0,3 | 1,5 | ||||||
| (DC) Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви | - | - | - | |||||||
| (DD) Обработка древесины и производство изделий из дерева | 31,9 | 35,5 | 106,0 | 173,4 | ||||||
| (DE) Целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность | 142,2 | 91,3 | 18,9 | 252,5 | 1148,4 | 1653,2 | ||||
| (DG) Химическое производство | 0,0 | 1,4 | 276,9 | 605,5 | 883,8 | |||||
| (DH) Производство резиновых и пластмассовых изделий | - | 0,6 | 0,6 | |||||||
| (DI) Производство прочих неметаллических минеральных продуктов | 92,4 | 17,4 | 21,1 | 21,2 | 152,1 | |||||
| (DJ) Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий | 0,6 | 2,1 | 2985,2 | 82,9 | 3070,8 | |||||
| (38.9) Производство машин и оборудования без производства оружия и боеприпасов | 0,9 | 7,3 | 11,0 | 19,1 | ||||||
| (DL) Производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования | 6,9 | 10,5 | 17,5 | |||||||
| (DM) Производство транспортных средств и оборудования | 14,2 | 2,4 | 16,8 | 33,4 | ||||||
| (DN) Прочие производства | 1,7 | 1,9 | 1,8 | 5,4 | ||||||
| (39.9) Производство прочих материалов и веществ, не включенных в другие группировки | 81,5 | 59,8 | 71,9 | 213,2 | ||||||
| (E) Производство и распределение электроэнергии, газа и воды | 9,5 | - | - | - | - | - | - | 142,7 | 293,2 | 445,4 |
| (40) Производство, передача и распределение электроэнергии, газа, пара и горячей воды | 90,6 | 282,9 | 373,5 | |||||||
| (41) Сбор, очистка и распределение воды | 9,5 | 52,1 | 10,2 | 71,8 | ||||||
| (F) Строительство | 7,3 | 24,4 | 40,4 | 21,9 | 94,0 | |||||
| (G) Оптовая и розничная торговля и ремонт | 0,9 | 114,1 | 9,2 | 124,3 | ||||||
| (H) Гостиницы и рестораны | 1,7 | 1,7 | ||||||||
| (I) Транспорт и связь | 14,5 | 3,0 | 642,6 | 1,1 | 410,8 | 150,1 | 1222,0 | |||
| (60.1) Железнодорожный транспорт | 2,7 | 31,7 | 351,4 | 91,4 | 477,3 | |||||
| (60.2) Прочий сухопутный транспорт | 1,9 | 505,6 | 1,1 | 12,6 | 17,7 | 539,0 | ||||
| (60.3) Трубопроводный транспорт | 3,0 | 12,3 | 4,8 | 20,1 | ||||||
| (61) Водный транспорт | 0,6 | 38,6 | - | 0,9 | 40,2 | |||||
| (62) Воздушный транспорт | 1,5 | 66,6 | - | 2,0 | 70,1 | |||||
| (63) Вспомогательная и дополнительная транспортная деятельность | 6,3 | - | 21,9 | 28,1 | ||||||
| (64) Связь | 1,6 | 17,6 | 11,3 | 30,4 | ||||||
| (M + N + O) Сфера услуг | 38,0 | 47,4 | 246,5 | 332,0 | ||||||
| (99.9) Прочие виды деятельности | 32,6 | 234,4 | 191,9 | 458,9 | ||||||
| Население | 19,8 | 590,1 | 11,3 | 48,3 | 982,4 | 1716,7 | 3368,5 | |||
| Неэнергетическое использование | 87,0 | 29,3 | 3177,5 | 558,0 | 3851,7 |
Таблица 47. Единый топливно-энергетический баланс
Иркутской области (ЕТЭБ) за 2014 год (тыс. т у.т.)
| Наименование показателя | Уголь | Сырая нефть | Нефтепродукты | Природный газ | Прочее твердое топливо | Гидроэнергия и НВИЭ | Атомная энергия | Электрическая энергия | Тепловая энергия | Всего |
| Производство энергетических ресурсов | 7909,6 | 18600,0 | 2538,8 | 1580,0 | 5412,0 | 36040,4 | ||||
| Ввоз | 2746,2 | 14270,0 | 1390,0 | 578,1 | 18984,3 | |||||
| Вывоз | -1731,3 | -16900,0 | -10270,0 | - | -848,7 | -29750,0 | ||||
| Изменение запасов | -860,5 | -172,0 | -206,0 | - | -1238,5 | |||||
| Потребление первичной энергии | 8064,0 | 15798,0 | -9086,0 | 2538,8 | 1580,0 | 5412,0 | - | -270,6 | - | 24036,2 |
| Статистическое расхождение | 0,0 | - | - | - | - | - | - | - | - | 0,0 |
| Производство электрической энергии | -3280,0 | -8,0 | -74,0 | -207,7 | -130,0 | -5412,0 | 7257,0 | -1854,7 | ||
| Производство тепловой энергии, в том числе | -3970,0 | -34,0 | -560,0 | -57,7 | -1310,0 | - | - | -172,2 | 5914,3 | -189,6 |
| Теплоэлектростанции | -2880,0 | -42,0 | -46,2 | -590,0 | -115,6 | 3808,6 | 134,8 | |||
| Котельные | -1090,0 | -34,0 | -518,0 | -11,5 | -720,0 | 1500,9 | -872,7 | |||
| Электрокотельные и утилизация тепла | -56,6 | 604,8 | 548,2 | |||||||
| Преобразование топлива, в том числе | - | -15700,0 | 14592,0 | - | -60,0 | - | - | -114,9 | -460,7 | -1743,5 |
| (23.2) Производство нефтепродуктов | -15700,0 | 14592,0 | -60,0 | -114,9 | -460,7 | -1743,5 | ||||
| Переработка газа | - | - | ||||||||
| Обогащение угля | - | |||||||||
| Собственные нужды | -750,1 | -244,8 | -994,9 | |||||||
| Потери при передаче | -504,3 | -505,2 | -1009,5 | |||||||
| Конечное потребление энергетических ресурсов | 814,0 | 56,0 | 4872,0 | 1523,3 | 80,0 | - | - | 5950,2 | 4948,4 | 18243,9 |
| Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство | 2,2 | 14,0 | 100,9 | 90,6 | 207,7 | |||||
| Промышленность | 427,7 | - | 171,0 | 275,8 | 24,0 | - | - | 3990,9 | 2502,4 | 7391,8 |
| (C) Добыча полезных ископаемых | 59,7 | 28,0 | 275,8 | 215,3 | 80,2 | 659,0 | ||||
| (CA) Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых | 33,0 | 76,3 | 28,2 | 137,5 | ||||||
| (10) Добыча каменного угля, бурого угля и торфа | 33,0 | 23,4 | 10,4 | 66,8 | ||||||
| (11) Добыча сырой нефти и природного газа | 275,8 | 40,6 | 17,8 | 334,2 | ||||||
| (CB) Добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических | 28,0 | 28,0 | 127,9 | 52,0 | 235,9 | |||||
| (D) Обрабатывающие производства | 356,0 | 143,0 | 24,0 | 3624,3 | 2125,0 | 6272,3 | ||||
| (DA) Производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака | 2,2 | 15,9 | 34,2 | 52,3 | ||||||
| (DB) Текстильное и швейное производство | 0,3 | 1,0 | 0,3 | 1,6 | ||||||
| (DC) Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви | - | - | - | |||||||
| (DD) Обработка древесины и производство изделий из дерева | 33,0 | 32,0 | 102,5 | 167,5 | ||||||
| (DE) Целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность | 134,0 | 91,0 | 24,0 | 238,6 | 1159,1 | 1646,7 | ||||
| (DG) Химическое производство | 0,0 | 1,0 | 275,8 | 616,7 | 893,5 | |||||
| (DH) Производство резиновых и пластмассовых изделий | - | 0,6 | 0,6 | |||||||
| (DI) Производство прочих неметаллических минеральных продуктов | 96,0 | 16,0 | 20,7 | 17,8 | 150,5 | |||||
| (DJ) Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий | 0,6 | 2,0 | 2964,3 | 81,7 | 3048,6 | |||||
| (38.9) Производство машин и оборудования без производства оружия и боеприпасов | 0,9 | 5,9 | 10,4 | 17,2 | ||||||
| (DL) Производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования | 6,9 | 10,4 | 17,3 | |||||||
| (DM) Производство транспортных средств и оборудования | 16,0 | 2,5 | 17,8 | 36,3 | ||||||
| (DN) Прочие производства | 2,0 | 2,0 | 2,1 | 6,0 | ||||||
| (39.9) Производство прочих материалов и веществ, не включенных в другие группировки | 84,0 | 58,9 | 71,3 | 214,2 | ||||||
| (E) Производство и распределение электроэнергии, газа и воды | 12,0 | - | - | - | - | - | - | 151,3 | 297,2 | 460,5 |
| (40) Производство, передача и распределение электроэнергии, газа, пара и горячей воды | 102,1 | 285,3 | 387,4 | |||||||
| (41) Сбор, очистка и распределение воды | 12,0 | 49,2 | 11,9 | 73,1 | ||||||
| (F) Строительство | 6,0 | 26,0 | 35,7 | 22,3 | 90,0 | |||||
| (G) Оптовая и розничная торговля и ремонт | 0,0 | 109,5 | 8,9 | 118,4 | ||||||
| (H) Гостиницы и рестораны | 1,5 | 1,5 | ||||||||
| (I) Транспорт и связь | 14,3 | 3,0 | 622,0 | 1,2 | 399,8 | 147,1 | 1187,3 | |||
| (60.1) Железнодорожный транспорт | 2,5 | 32,0 | 356,7 | 84,7 | 475,9 | |||||
| (60.2) Прочий сухопутный транспорт | 1,9 | 482,0 | 1,2 | 11,8 | 19,6 | 516,5 | ||||
| (60.3) Трубопроводный транспорт | 3,0 | 12,8 | 5,1 | 20,8 | ||||||
| (61) Водный транспорт | 0,6 | 40,0 | - | 0,9 | 41,5 | |||||
| (62) Воздушный транспорт | 1,5 | 68,0 | - | 2,1 | 71,5 | |||||
| (63) Вспомогательная и дополнительная транспортная деятельность | 6,3 | - | 23,2 | 29,4 | ||||||
| (64) Связь | 1,6 | 19,7 | 11,6 | 32,8 | ||||||
| (M + N + O) Сфера услуг | 32,0 | 50,4 | 215,5 | 297,9 | ||||||
| (99.9) Прочие виды деятельности | 34,0 | 258,3 | 191,7 | 484,0 | ||||||
| Население | 24,0 | 590,0 | 11,5 | 56,0 | 1004,9 | 1768,3 | 3454,8 | |||
| Неэнергетическое использование | 140,0 | 43,0 | 3168,0 | 923,2 | 4274,2 |
Таблица 48. Единый топливно-энергетический баланс
Иркутской области (ЕТЭБ) за 2015 год (тыс. т у.т.)
| Наименование показателя | Уголь | Сырая нефть | Нефтепродукты | Природный газ | Прочее твердое топливо | Гидроэнергия и НВИЭ | Атомная энергия | Электрическая энергия | Тепловая энергия | Всего |
| Производство энергетических ресурсов | 7118,8 | 22761,2 | 12099,0 | 4518,7 | 3685,5 | 4418,5 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 54601,7 |
| Ввоз | 1326,0 | 13425,5 | 1676,4 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 1110,5 | 0,0 | 17538,4 |
| Вывоз | -1650,3 | -22705,6 | -10698,1 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | -607,7 | 0,0 | -35661,6 |
| Изменение запасов | 471,9 | 1,4 | 120,3 | 0,0 | -1,5 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 592,0 |
| Потребление первичной энергии | 7266,3 | 13482,5 | 3197,7 | 4518,8 | 3684,0 | 4418,5 | 0,0 | 502,9 | 0,0 | 37070,6 |
| Статистическое расхождение | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 881,1 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | -45,2 | 835,7 |
| Производство электрической энергии | -3215,0 | -3,2 | -53,1 | -323,7 | -154,5 | -4418,5 | 0,0 | 5983,0 | 0,0 | -2185,1 |
| Производство тепловой энергии, в т.ч.: | -3632,8 | -26,4 | -258,0 | -20,9 | -1585,5 | 0,0 | 0,0 | -46,0 | 5137,7 | -431,8 |
| Теплоэлектростанции | -2775,2 | 0,0 | -19,9 | -2,2 | -777,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 3329,5 | -244,9 |
| Котельные | -857,6 | -26,4 | -238,1 | -18,6 | -808,5 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 1758,0 | -191,1 |
| Электрокотельные и утилизация тепла | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | -46,0 | 50,3 | 4,3 |
| Преобразование топлива, в т.ч.: | -0,3 | -13425,5 | -272,4 | -1,8 | -54,8 | 0,0 | 0,0 | -55,8 | -247,0 | -14057,7 |
| (23.2) Производство нефтепродуктов | 0,0 | -13425,5 | -272,4 | -1,8 | -54,8 | 0,0 | 0,0 | -55,8 | -247,0 | -14057,4 |
| Переработка газа | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Обогащение угля | -0,3 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | -0,3 |
| Собственные нужды | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | -245,4 | 0,0 | -245,4 |
| Потери при передаче | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | -543,4 | -341,5 | -884,9 |
| Конечное потребление энергетических ресурсов | 418,3 | 27,4 | 2614,1 | 3291,2 | 1889,1 | 0,0 | 0,0 | 5595,2 | 4594,4 | 18429,8 |
| Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство | 0,9 | 0,0 | 108,2 | 0,0 | 8,9 | 0,0 | 0,0 | 98,8 | 70,1 | 286,9 |
| Промышленность | 229,0 | 24,2 | 998,3 | 1136,3 | 1829,8 | 0,0 | 0,0 | 3556,0 | 2542,3 | 10315,9 |
| (C) Добыча полезных ископаемых | 54,5 | 24,2 | 332,8 | 429,5 | 0,3 | 0,0 | 0,0 | 303,7 | 84,7 | 1229,8 |
| (D) Обрабатывающие производства | 174,5 | 0,0 | 665,4 | 706,8 | 1829,5 | 0,0 | 0,0 | 3252,3 | 2457,6 | 9086,1 |
| (F) Строительство | 2,3 | 0,0 | 61,3 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 29,4 | 10,0 | 103,0 |
| (I) Транспорт и связь | 13,9 | 3,2 | 291,1 | 0,0 | 3,5 | 0,0 | 0,0 | 428,4 | 91,7 | 831,8 |
| (M + N + O) Сфера услуг | 65,7 | 0,0 | 92,7 | 0,0 | 33,9 | 0,0 | 0,0 | 893,1 | 372,3 | 1457,7 |
| Население | 16,7 | 0,0 | 887,6 | 10,3 | 4,0 | 0,0 | 0,0 | 589,6 | 1508,0 | 3016,3 |
| Неэнергетическое использование | 89,7 | 0,0 | 175,0 | 2144,6 | 9,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 2418,3 |