Akopiants

Республика Казахстан
Акционерное общество
Казахстанский научно-исследовательский и проектноизыскательский институт топливно-энергетических систем «Энергия»
(АО КазНИПИИТЭС «Энергия»)
Перспектива
развития электроэнергетической отрасли
Республики Казахстан до 2030 года
Президент - к.т.н. Георгий Акопьянц
Ноябрь, 2011г.
Существующая схема электроэнергетики Казахстана
БАРАБИНСКАЯ
в СИБИРЬ
ЗАРЯ
РОССИЯ
на КУРГАН
на ЧЕЛЯБИНСК
АЛТАЙ
на Ишим
ОМСК
на Макушино
ТРОИЦКАЯ
в СИБИРЬ
ИРТЫШСКАЯ
ППТЭЦ
БАРНАУЛ
АВРОРА
КОСТАНАЙСКАЯ
на МАГНИТОГОРСК
РОССИЯ
КОКШЕТАУСКАЯ
СОКОЛ
РУБЦОВСК
на Головную
на Кинель
ЭГРЭС-1,2
ЭКИБАСТУЗСКАЯ
на БАЭС
ЕЭК
Лисаковка
КЭЗ
ЖИТИКАРА
Узловая
УСТЬ-КАМЕНОГОРСК
Ир.ГРЭС
Орск
Орская
Н.Троицк
Карачаганак
СТЕПНАЯ
ГТЭС КПК
ЕСИЛЬ
ШГЭС
БГЭС
ЦГПП
НУРА
Кимперсай
ГТС "Актурбо"
АТЭЦ
Актюбинская
оз. За
йсан
УЛЬКЕ
Кар.ГРЭС-2
АТЫРАУ
АГАДЫРЬ
ЖЕЗКАЗГАН
ЖТЭЦ
Б А Л ХАШ
о
КУЛЬСАРЫ
р
ИЙ
РЕ
зе
СП
О
Е М
ГТУ Кумколь
А
Р
А
Л
Ь
С
К
О
Е
М
О
о
КА
О
СК
РЕ
ЮКГРЭС
КТЭЦ-6
ко
Капчагайс
Шу
е вдхр.
АЛМАТЫ
МАЭК
ЖАМБЫЛ
ЖГРЭС
ТУЛЕБЕРДЫЕВА
ТУРКМЕНИСТАН
ТОКТОГ.ГЭС
ШЫМКЕНТ
ТАШКЕНТ. ГРЭС
СЫРД ГРЭС
УЗБЕКИСТАН
ЛОЧИН
ФРУНЗЕНСКАЯ
КЫРГЫЗСТАН
Основные характеристики:
 Топология “созвездие” многолучевая звезда с
центром в Экибастузе
 Запад не имеет прямых
связей с Севером и Югом
 Восток соединен с
Севером по собственной
ВЛ 220 кВ и по ВЛ 500 кВ
КИТАЙ
по территории РФ
 Потенциал ВИЭ на Юге,
Западе и Востоке не
реализуется из-за слабых
сетей
 Одно транзитное
направление ЦА Казахстан - РФ
2
Вызовы
 Глобальный рост энергопотребления в регионе
 Необходимость вовлечения в энергобаланс ВИЭ
 Необходимость использования преимуществ геополитического
расположения страны, транзитного и экспортного потенциала
 Необходимость энерго- и ресурсосбережения, повышение
энергоэффективности
 Экология и водно-энергетические проблемы
 Необходимость долгосрочного планирования
 Необходимость использования страновых конкурентных преимуществ
(уголь, уран, др.)
 Высокий износ оборудования генерации, электрических и тепловых сетей
 Необходимость внедрения новых технологий (турбины и котлы на СКП и
УСКП, аккумулирующие устройства, интеллектуальные сети и т. д.)
 Повышение безопасности электрооборудования и энергообъектов,
повышение надежности, снижение аварийности
 Развитие научного потенциала
3
SWOT – анализ текущей ситуации
 Высокая доля производства электроэнергии на
ТЭС, использующих дешевые угли (более 70%).
 Развитая схема системообразующих
электрических сетей напряжением 220-500 кВ
 Централизованная система оперативного
диспетчерского управления.
 Параллельная работа ЕЭС Казахстана с ОЭС
Центральной Азии и ЕЭС России.
 Наличие системы научно-технического
сопровождения энергетических программ и
действующих объектов энергетики
 Наличие значительных запасов топливноэнергетических ресурсов
 Значительный потенциал возобновляемой
энергии.
 Наличие транзитного потенциала и
возможностей экспорта электроэнергии.
 Резервы по энергосбережению и
энергоэффективности
 Высокая степень изношенности сетей РЭК (~65-70%).
 Рост аварий на энергообъектах , высокий риск возникновения ЧС
и отсутствие превентивных мер по их устранению, отсутствие
государственной системы страхования рисков аварий.
 Отсутствие системного решения по привлечению инвестиций в
строительство новых электростанций.
 Отсутствие электрических связей Запада с Севером и Югом
Казахстана, зависимость от поставок ЭЭ из России.
 Низкая доля ГЭС (около 12 %) и дефицит маневренных
источников для покрытия пиковых нагрузок. Низкая доля ВИЭ
(малые ГЭС – 0,5%).
 Неравномерность распределения генерирующих мощностей (41
% в Павлодарской области).
 Передача электроэнергии по протяженным ЛЭП (более 1000 км)
 Высокий % потерь от отпущенной в сеть ЭЭ (5% в основных
сетях, ~13% в распределительных сетях)
S W
O T






Значительная выработка паркового ресурса
генерирующего оборудования (75% на ТЭС и 90% на
ГЭС).
Рост цен на газ и неконкурентоспособность на рынке
электроэнергии Жамбылской ГРЭС, электростанций
ТОО «МАЭК «Казатомпром».
Рост негативного воздействия тепловой генерации на
окружающую среду.
Недостаток резервных мощностей.
Водно-энергетические проблемы стран ЦА
Усиление влияния международных отношений
4
Выбытие и необходимые вводы генерации
25
ГВт
23,6
20,5
20
18,5
16,1
15
15,3
14,6 14,8
7 ГВт
2
14
ГВт
10
ГВт
13,8
11,4
10
1,6/0,7 ГВт
3,8/3,2 ГВт
10,6
5,8/4,2 ГВт
9,7
9,2/4,8 ГВт
5
новые вводы/техперевооружение
Годы
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Располагаемая мощность, с учетом выбытия по сроку наработки
Максимальная электрическая нагрузка
5
Генерация: риски и решения
Риски
Решения
 Высокий физический и моральный износ
оборудования (75% теплового и 90% гидравлического
оборудования возрастом 20-30 лет и более):
 Низкий КПД КЭС - 33-34%;
 Несоответствие обязательств по Киотскому
протоколу;
 Увеличение объемов золошлаковых отходов;
 Увеличение негативного влияния на окружающую
среду.
 Отсутствие механизмов по внедрению инновационных
разработок в действующие и строящиеся
энергетические объекты (увеличивающийся
технологический разрыв - 20 лет);
 Отсутствие эффективных механизмов возврата
инвестиций (отсутствие вводов генерирующих
мощностей).
 Техперевооружение, строительство станций
на основе современных энергоэкологичных
технологий;
 Повышение КПД КЭС до 44-45%, ПГУ до 5560%;
 Снижение доли изношенного теплового
оборудования до 30% и гидравлического до
50% к 2030 году;
 Введение в действие Технического
регламента «Требования к эмиссиям в
окружающую среду при сжигании различных
видов топлива в котлах тепловых
электростанций»;
 Создание необходимых условий для
привлечения инвестиций (предельные
тарифы, введение рынка мощности и т. д.).
6
Прогнозный баланс электрической энергии
ЕЭС Казахстана
Северная зона
млрд. кВт.ч
140
129,9
116,0
120
101,2
6,5
100
80
млрд. кВт.ч
144,7
140
76,4
76,4
13,2
88,1
13,6
8,6
83,8
82,3
120
86,2
90,9
89,0
92,6
100
80
60
60
40
40
65
53
59,6
058,3
65,2
67,5
1,1
5,9
75,1
3,3
6,7
71,2
66,7
83,9
4,9
10,8
14,7
75,6
74,3
10,8
20
20
0
0
2007
2009
2010
2007
2 008
2 0092 010
2015
2015
20202020
2025 2025
2030
2030
2007
2010
2015
2007
2 00822009
0092 010
2015
Производство ЭЭ на новых ЭС
Западная зона
20202020
2025 2025
2030
Производство ЭЭ на расширяемых ЭС
2030
Южная зона
млрд. кВт.ч
140
млрд. кВт.ч
140
120
120
Перетоки из РФ и Северной зоны
Производство ЭЭ на новых ЭС
Производство ЭЭ на расширяемых ЭС
Производство ЭЭ на существующих ЭС
Потребление электроэнергии
100
80
60
100
80
60
40
40
9,3
12
15,4
17,2
20 7,91
0 7,51
0
8,9
2
0,6
8,8
6,7
0,6
7,2
9
0,6
6,9
2007
2009
2007
2 008
2 009
22010
010
2015
2015
20202020
2025 2025
20,2
15,52
20
13
0,6
6,3
2030
2030
16,2
6,29
8
0
8,2
0 9,22
2007
2007
2 008
22009
009
2 0102010
25,5
28,8
31,9
21,7
6,3
2,8
0
12,6
5,3
11,1
1,3
7,8
6,7
11,9
1,8
8,4
6,8
14,5
2,2
8,4
2015
2015
20202020
2025 2025
2030
7
7
2030
Прогнозный баланс тепловой энергии
млн. Гкал
200
176,4
180
164,9
153,5
160
139,7
133,4
140
125,9
119,6
120
140,9
113,3
68,9
100
69,4
146
107
67,9
151,3
66
100,7
69,7
80
60
40
63,7
56,5
20
72
78,1
2020 г.
2025 г.
85,3
0
2010 г.
2015 г.
2030 г.
обеспечение от ТЭЦ
обеспечение от прочих городских источников
потребность без учета энергосберегающих мероприятий существующих и вводимых потребителей
потребность с учетом энергосберегающих мероприятий существующих и вводимых потребителей
существующее теплопотребление с учетом энергосберегающих мероприятий с учетом целевых показателей по модернизации ЖКХ
В перспективе до 2030 года системы централизованного теплоснабжения на базе ТЭЦ - безальтернативны и будут оставаться
важнейшими системами жизнеобеспечения крупных городов, необходимым компонентом обеспечения энергетической безопасности и
устойчивого развития экономики Казахстана.
При этом с целью оптимизации режимов теплопотребления в зоне децентрализованного теплоснабжения необходимо активно внедрять
ВИЭ.
8
Топливные ресурсы
Казахстан обладает значительными запасами первичных энергетических
ресурсов, что позволит в перспективе обеспечить не только собственную
потребность, но и осуществлять их экспорт
Доказанные запасы:
Уголь – 31,3 млрд. т
Нефть – 39,8 млрд. баррелей
Газ (природный и попутный) – 3 трлн. м3
Уран – 1,61 млн. т
Газ
Потенциальные запасы – 10,2 трлн. м3
Балансовые запасы – 3,5 трлн. м3
Годовое потребление газа в энергетике:
2010 г. – 17 млрд. м3 (~56% от общего потребления)
2030 г. – 19 млрд. м3
Потребность энергетики в газе до 2030 года ~400 млрд. м3
42,7 млрд. т у. т.
Нефтяное сырье
28,1%
Уран
16,2%
Характеристика углей крупных месторождений
Уголь
47,5%
Газ природный
и попутный
8,2%
Уголь
Общие геологические запасы – 283 млрд. т
Балансовые запасы
– 38,6 млрд. тонн
Годовая добыча угля:
2010 г. – 110,9 млн. т (каменного - 103,5 млн. тонн, бурого – 7,4
млн. т)
2030 г. – до 130 млн. тонн, в т. ч.:
энергетика - 70 млн. т.
экспорт – 40 млн. т. (на уровне 2010 г. по данным ТЭБ 2010 г.)
другое (металлургия, ЖКХ и т. д.) – 20 млн. т
Потребность энергетики в угле до 2030 года ~1,2 млрд. тонн.
Балансовые
запасы, млрд.т
Зольность,
%
Qр, ккал/кг
Карагандинский
12,2
21-32
4400
Экибастузский
12,0
37-48
4000
Шубаркольский
2,1
5-10
5400
Майкубенский
2,2
13-21
4040
Торгайский
6,5
13-29
3400
Наименование
9
Структура генерирующих мощностей
2010 г.
82,3 млрд. кВт.ч
144,7 млрд. кВт.ч
ТЭС
84,4%
АЭС
4,2%
ВИЭ (малые
ГЭС
ГЭС)
9,3%
0,5%
ГТЭС
5,8%
19,4 ГВт
ТЭС
82,3%
ВИЭ (малые
ГЭС, СЭС,
ВЭС)
9,7%
Установленная мощность
АЭС
2,5%
ВИЭ (малые
ГЭС
ГЭС)
11,2%
0,5%
2030 г.
Выработка электроэнергии
ГТЭС
6,0%
ГЭС
6,8%
ТЭС
63,6%
ТЭС
72,2%
ГТЭС
7,0%
35,6 ГВт
ГТЭС
5,7%
ВИЭ (малые
ГЭС, СЭС,
ВЭС)
20,0%
ГЭС
8,2%
10
Вводы генерации
 Техперевооружение и реконструкция существующих
электростанций – 7 ГВт:
 ЭГРЭС-1 – энергоблоки №8, 2,1
 ЭС «ЕЭК» - энергоблоки №6, 5, 7, 8
 Жамбылская ГРЭС – выполнение капремонтов до ввода БТЭС.
 ЭГРЭС-2 – энергоблоки №1, 2
 Ввод новой генерации – 17,5 ГВт, в том числе:
 ЭГРЭС-2 - ввод энергоблока №3 (630 МВт) и строительство 2-й очереди (2х660 МВт)
 ТЭЦ – 3 ГВт по условиям обеспечения тепловых нагрузок с модернизацией тепловых сетей
 ГЭС – 0,8 ГВт с учетом строительства контррегулирующих Булакской и Кербулакской ГЭС для
увеличения регулировочного диапазона Шульбинской и Капшагайской ГЭС
 ГТЭС – 1,3 ГВт с учетом применения парогазовых циклов
 ВИЭ (ВЭС, малые ГЭС, СЭС, биомасса и др.) – 7,1 ГВт.
 Строительство новых базовых электростанций:
В Южном Казахстане – Балхашской ТЭС (ввод 1-го энергоблока в 2017-2018 гг., 2-го
энергоблока – в 2020 г.)
В Северном Казахстане – Тургайской ТЭС с учетом сроков разработки тургайского
буроугольного месторождения и освоения технологии его сжигания.
В Западном Казахстане – Актауской АЭС на уровне за 2020 г. для замещения
выбывающих по сроку наработки оборудования электростанций «МАЭК «Казатомпром».
11
Национальная электрическая сеть
РИСКИ:
 Ограниченная пропускная
способность транзита Север-Юг,
Север – Восток
 Отсутствие связи Запада с
Севером и Югом
 Недостаточная техническая
оснащенность НЭС
 Транзит электроэнергии на
дальние расстояния и высокие
потери (около 5,7% при мировых
показателях до 2,4%)
РЕШЕНИЯ:
 Сооружение 3-й ВЛ 500 кВ СеверЮг через Восток
 Сооружение ВЛ 500 кВ Запад –
Север, Запад – Юг
 Комплексная модернизация НЭС на
основе передовых технологий
 Внедрение элементов системы
Smart Grid – FACTS, провода
повышенной пропускной
способности, вставки постоянного
тока и др.
 Оптимизация режимов работы
12
Региональные Электросетевые Компании
РИСКИ:
 Высокий износ сетей - 65-70%,
низкая балансовая стоимость
активов
 Высокие потери (в среднем 13%)
 Отсутствие единой технической
политики
 Незавершенность создания
АСКУЭ на региональном уровне
 Затратный метод формирования
тарифов на передачу
электроэнергии
 Проблемы с финансированием,
высокий риск не возврата
инвестиций
РЕШЕНИЯ:
 Модернизация региональных
электрических сетей на базе
новых технологий
 АСКУЭ
 Внедрение новых методик
формирования тарифа:
 RAB регулирование, система
долгосрочного планирования
тарифов
 «Бенчмаркинг» на основе
метода сравнения аналогов
 Максимальное использование
программы «Дорожная карта
бизнеса-2020»
 Интеграция РЭКов в КИЭС
13
Схема развития электроэнергетики Казахстана до 2030 г.
на ЮЖНУЮ
наРефт. ГРЭС
на БЕРКУТ
на ЗЛАТОУСТ
ШАГОЛ
на ИРТЫШ
КУРГАН
ППТЭЦ
Ñåâåðî -Êàçàõñòàí ñêàÿ
î áë àñòü
Ï ÅÒÐÎ Ï ÀÂËÎ ÂÑÊ
КОСТАНАЙСКАЯ
РУБЦОВСК
ÊÎ ÊØ ÅÒÀÓ
Костанайская
ТЭЦ-2
Тургайская ТЭС
на БАЭС
ЭГРЭС-1,2
ЭКИБАСТУЗСКАЯ
ЖИТИКАРА
УСТЬ-КАМЕНОГОРСК
ЕСИЛЬ
СТЕПНАЯ
ÓÐÀËÜÑÊ
Уральская
ТЭЦ-2
ГТЭС КПК
Çàï àä í î - Êàçàõñòàí ñêàÿ
î áë àñòü
Êî ñòàí àéñêàÿ
î áë àñòü
ÀÊÒÎ ÁÅ
Булакская ГЭС
Семипалатинская
ТЭЦ-3
Àêì î ëèí ñêàÿ
î áë àñòü
ЦГПП
АСТАНА-500
ÀÐÊÀËÛ Ê
УЛЬКЕ
БГЭС
СЕМЕЙ
оз. За
йсан
Êàðàãàí äèí ñêàÿ
î áë àñòü
Кар.ГРЭС-2
ÒÅÌ ÈÐÒÀÓ
Àòû ðàóñêàÿ
î áë àñòü
Усть-Каменогорская
ТЭЦ-2
ШГЭС
Семипалатинск
ÀÑÒÀÍ НУРА
À
Щербаковская
Âî ñòî ÷í î -Êàçàõñòàí ñêàÿ
î áë àñòü
Àêòþ áèí ñêàÿ
î áë àñòü
АТЫРАУ
ЕЭК
КЭЗ
Ир.ГРЭС
Карачаганак
БАРНАУЛ
Ï àâëî äàðñêàÿ
î áë àñòü
КОКШЕТАУСКАЯ
ÊÎ ÑÒÀÍ ÀÉ
СОКОЛ
на Головную
на Кинель
в СИБИРЬ
ИРТЫШСКАЯ
АВРОРА
на СМЕЛОВСКУЮ
АЛТАЙ
ВОСХОД
ОМСК
на Макушино
ТРОИЦКАЯ
в СИБИРЬ
ЗАРЯ
ИШИМ
МАГНИТОГОРСК
Основные
характеристики:
 Топология “галактика” с
размещение центров
устойчивости ЕЭС по
Ï ÀÂËÎ ÄÀÐ
территории Казахстана;
 Энергобезопасность и
ÓÑÒÜ-ÊÀÌ ÅÍ Î ÃÎ ÐÑÊ
ÑÅÌ ÅÉ
технологичность;
 Внедрение технологии
ÊÀÐÀÃÀÍ ÄÀ
SmartGrid;
 Энергоэффективность и
ÒÀËÄÛ ÊÎ ÐÃÀÍ
энергосбережение;
 Многовекторность
ÀËÌ ÀÒÛ
транзитных направлений;
 Масштабное вовлечение
в баланс ВИЭ
 Экспортный потенциал
БАРАБИНСКАЯ
КОЗЫРЕВО
ЧЕЛЯБИНСК
АГОК
АКТОГАЙ
ÀÒÛ ÐÀÓ
САКСАУЛЬСКАЯ
РЕ
ЖТЭЦ
Êû çû ë î ðäèí ñêàÿ
î áë àñòü
КУЛЬСАРЫ
ГТЭС Кашаган
Тенгиз
Б А Л ХАШ
ÆÅÇÊÀÇÃÀÍ
ÀÐÀËÜÑÊ
ро
И
МО
зе
СП
ОЕ
о
КА
К
ЙС
АГАДЫРЬ
ЖЕЗКАЗГАН
Agip КСО
ТАЛДЫКОРГАН
БЕЙНЕУ
Актауская АЭС
ÀÊÒÀÓ
МАЭК
Ì àí ãèñòàóñêàÿ
î áë àñòü
А
Р
А
Л
Ь
С
К
О
Е
М
О
РЕ
Àëì àòèí ñêàÿ
î áë àñòü
ЮКГРЭС
Балхашская ТЭС
КЫЗЫЛОРДА
Кербулаксая
ГЭС
Капчагайская ГЭС
Æàì áû ëñêàÿ
î áë àñòü
ÊÛ ÇÛ ËÎ ÐÄÀ
Капч агайск
ÒÀÐÀÇ
ЖАМБЫЛ Жамбыл-т
КЕНТАУ
ЖГРЭС
Þ æí î -Êàçàõñòàí ñêàÿ
î áë àñòü
Чилик
Мойнакская ГЭС
АЛМАТЫ
КЕМИН
-Куль
Озеро Иссык
им.ТУЛЕБЕРДЫЕВА ФРУНЗЕНСКАЯ
ТОКТОГ.ГЭС
Ø Û Ì ÊÅÍШЫМКЕНТ
Ò
ГЭС Чарвак
КАМБАРАТИНСКАЯ ГЭС-1,2
ДАТКА
НАМАНГАН
ТАШКЕНТ. ТЭС
ое вдхр.
АЛМА
Шу
УЗБЕКИСТОН
ЛОЧИН
СЫРД ТЭС
14
Организация рынка электроэнергии и мощности
РИСКИ:

Низкий уровень конкуренции на
оптовом и розничном рынках;


РЕШЕНИЯ:

Несовершенство структуры
рынка;
Совершенствование модели
рынка электроэнергии и
мощности;

Административное
регулирование цен.
Развитие рынка
централизованных торгов;

Создание благоприятной
инвестиционной среды.

Строительство новых
генерирующих мощностей,
электрических сетей и развитие
конкуренции

Создание саморегулируемых
организаций
15
Регулирование и господдержка

Принятие нового Закона «Об энергосбережении и повышении энергоэффективности»

Принятие Закона «О теплоснабжении»

Принятие Закона «О «зеленых» сертификатах»

Принятие Закона «Об инновационных фондах с государственно-частным участием»

Разработка государственной Программы развития электроэнергетики до 2030 года

Совершенствование законодательных и НПА по поддержке ВИЭ

Совершенствование законодательства в области Казахстанского содержания

Максимальное использование механизмов программы «Дорожная карта бизнеса -2020»

Принятие и гармонизация НТД и стандартов в области электроэнергетики

Рассмотреть вопрос создания самостоятельного государственного органа в сфере
электроэнергетики

Совершенствование рынка электроэнергии и мощности

Внедрение новых методик формирования тарифов

Бюджетные инвестиции, государственные гарантии и поручительства, государственно частное партнерство, налоговые и инвестиционные преференции

Совершенствование экологического законодательства
16
План мероприятий
№
п/п
Мероприятие
Мощность, МВт
Сроки ввода
5
1. Строительство новых энергоисточников
Мойнакская ГЭС
300
ГТЭС Акшабулак
87
Уральская ГТЭС
54
Экибастузская ГРЭС-2: энергоблок № 3
630
2-ая очередь - энергоблоки №4, 5
2х660
Кербулакская ГЭС
40,6
6
ТЭЦ-2 АО «Астана-Энергия»
7
8
9
10
ТЭЦ-3 АО «Астана-Энергия»
Балхашская ТЭС (1 и 2 модули)
Актауская АЭС
11
7100
ВИЭ (в т. ч. малые ГЭС, ВЭС, СЭС)
2. Модернизация и реконструкция существующих энергоисточников
1
Экибастузская ГРЭС-1 (восстановление блоков № 8, 2, 1)
1500
2012, 2014, 2016 гг.
2
ЭС АО «ЕЭК» энергоблоки № 6, 5, 7, 8
1200
2013, 2015, 2017, 2019 гг.
3
Алматинская ТЭЦ-1 АО «АлЭС»
64
2014 г.
4
Шардаринская ГЭС
116
2015-2016 гг.
5
Каскад Алматинских ГЭС
62
2015 г.
6
Капшагайская ГЭС
434
2016 г.
1
2
3
4
Тургайская ТЭС
2011 гг.
2011 гг.
2012 г.г.
2014 г.
2018, 2019 гг.
2016 г.
2х120
2012, 2014 гг.
2х120
2х660; 2х660
3х300 или 1000
1500
2018, 2020 гг.
2017-2020 гг.; 2025-2030 гг.
2021-2025 гг.
2021-2025 гг.
2011-2030 гг.
Примечание: вводы мощностей на ТЭЦ будут уточняться в процессе реализации Программы модернизации ЖКХ
17
План мероприятий (продолжение)
№
п/п
Мероприятие
Протяженность, км/
Мощность, МВА
Сроки ввода
3. Формирование КИЭС
До 2016 г.
2013-2020 гг.
2009-2014 гг.
2011-2017 гг.
6
Модернизация НЭС – II этап
Реабилитация НЭС (ВЛ 500 кВ)
404 км
ПС 500 кВ Алма с ВЛ 500 и 220 кВ
380 км/2х501 МВА
ВЛ 500 кВ Экибастуз – Семей - Усть-Каменогорск (Север-Восток) с ПС 500 кВ
600 км/501 МВА
Семей
3-я ВЛ 500 кВ Север-Юг через Восток: Семей – Актогай - Талдыкорган – Алма
930 км/2х501 МВА
с ПС 500 кВ Актогай и Талдыкорган
ПС 500 кВ Астана с ВЛ 500 кВ
200 км/2х501 МВА
7
ВЛ 500 кВ Агадырь – Жезказган (со вторым АТ на ПС Жезказган)
410 км/501 МВА
2016-2020 г.
8
ВЛ 500 ЮКГРЭС – Шу – Жамбыл (для выдачи мощности 2-го модуля БТЭС)
ВЛ 500 кВ Актау – Бейнеу – Кульсары – Атырау с ПС 500 кВ Бейнеу,
Кульсары, Атырау
ВЛ 500 кВ Тургайская ТЭС – Сокол
ВЛ 500 кВ Атырау - Ульке (объединение Запада и Севера)
ВЛ 500 кВ Бейнеу – Саксаульская – Жезказган с ПС 500 кВ Саксаульская
(объединение Запада и Юга)*
ВЛ 500 кВ Жезказган – Кызылорда – Кентау – Жамбыл с ПС 500 кВ
Кызылорда, Кентау
4. Межгосударственные ВЛ 500 кВ
530 км
2025-2030 гг.
805 км/3х501 МВА
2016-2020 гг.
125 км
630 км
2021-2025 гг.
2021-2025 гг.
1100 км/501 МВА
2025-2030 гг.
955 км/2х501 МВА
2025-2030 гг.
200 км
2013-2018 гг.
~2000 км
2025-2030 гг.
1
2
3
4
5
9
10
11
12
13
1
Казахстан - Кыргызстан (ВЛ 500 кВ Алматы – Кемин)
2.
Казахстан – Туркмения, Казахстан – РФ
1. * - сроки строительства ВЛ 500 кВ определятся сроками электрификации ж. д.
2. Сроки строительства электростанций и электрических сетей должны уточняться по мере роста потребности в каждом
рассматриваемом регионе.
2012-2018 гг.
2016-2020 гг.
18
Предложения по электроснабжению Юга
Пропускная способность
òðàí çèòà Ñåâåð-Þ ã
Дефицит Юга
МВт
2200
1910
1720
c ЖГРЭС
без ЖГРЭС
1350
1380
1350
2015
2016
2017
1. Потребность
2. Всего покрытие собственными
источниками Юга, в т.ч.
-БТЭС
-ЖГРЭС
3. Дефицит (+)
2018
Строительство
электропередачи СеверВосток-Юг - первый этап
строительства КИЭС
1560
1470
1350
2019
2020
Сущ.
2015 г.
2019 г.
МВт
2015 г.
3800
2016 г.
3960
2017 г.
4120
2018 г.
4280
2019 г.
4440
2020 г.
4620
2450
2580
2770
2810
2530
2900
900
900
900
600
300
600
-
900
-
1350
1380
1350
1470
1910
1720
МВт
Располагаемая мощность
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
-ЭГРЭС-1
2950
3100
3400
3700
3700
3700
-ЭГРЭС-2
1530
1530
1530
1530
2150
2150
Необходимые вводы электрических сетей по годам
до 2014 гг. - ПС Алма с ВЛ 500-220 кВ
2016-2017 гг. - ВЛ 500 кВ Эк-Семей-УК;
2017-2018 гг. - ВЛ 500 кВ Семей-Актогай-Талдыкорган-Алма;
19
Инвестиции до 2030 года (цены 2011 г.)
Электрические станции
млрд. тенге
6000
5080
5000
3710
4000
2490
3000
2000
НЭС
млрд. тенге
1230
1260
1220
1370
1000
0
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
2011-2015 гг. 2016-2020 гг. 2021-2025 гг. 2026-2030 гг.
1400
1050
710
390
340
Итого инвестиции
млрд. тенге
млрд. тенге
3000
10000
9020
2540
2500
8000
6690
1930
2000
6000
1500
490
1200
710
730
2110
610
2000
0
0
2016-2020гг.
2021-2025гг.
4400
4000
500
2010-2015гг.
350
2010-2015 гг. 2016-2020 гг. 2021-2025 гг. 2026-2030 гг.
РЭК
1000
320
2026-2030гг.
2010-2015 гг.
2290
2290
2330
2016-2020 гг. 2021-2025 гг. 2026-2030 гг.
20
Спасибо за внимание!