Энергетический профиль EAEC

Google Maps. Комплекс офисных зданий Евразийской экономической комиссии (ЕЭК) в г. Москве

Все права на снимок принадлежат его владельцам

EAEC (Евразийский экономический союз) - международная организация региональной экономической интеграции, обладающая международной правосубъектностью и учрежденная Договором о Евразийском экономическом союзе.

Государствами–членами Евразийского экономического союза являются Республика Армения, Республика Беларусь, Республика Казахстан, Кыргызская Республика и Российская Федерация.

Постоянно действующий регулирующий орган Евразийского экономического союза - Евразийская экономическая комиссия - ЕЭК

Ключевые слова: Евразийский союз. Энергетический профиль. Топливно-энергетические балансы. Электроэнергетический комплекс. Показатели энергетической эффективности. Душевое потребление валового внутреннего продукта. Душевое потребление электроэнергии. Уровень технологического развития. Энергоэкономическая модель. ВЛ 1150 кВ

Обновлено: 28 июня - 23 июля 2021 года

Возможны изменения и дополнения

Обновления по мере необходимости

Макроэкономические показатели

EAEC. Население, 1992-2026, млн. чел.

EAEC. Валовой внутренний продукт (по паритету покупательной

способности) - ВВП*, 1992-2026, млрд долларов

Доказанные извлекаемые запасы природных энергоносителей

(по данным EIA на декабрь 2015 г.)

Сырая нефть на 1 января 2013 г. - 23.335 млрд тут

Природный газ на 1 января 2013 г. - 65.562 млрд тут

Уголь на 31 декабря 2011 г. - 141.731 млрд тут

Суммарные запасы - 230.628 млрд тут

Доля в мировых запасах - 18.409 %

Ключевая энергетическая организация

Евразийская экономическая Комиссия (ЕЭК)

Энергетические профили стран-членов

Ключевые энергетические организации

AM - Армения

BY - Беларусь

KZ - Казахстан

KG - Кыргызстан

RU - Россия

EAEC. Производство электроэнергии на АЭС и ВИЭ, 1992-2018, млрд. кВт∙ч

EAEC. Структура производства электроэнергии на АЭС и ВИЭ

в 1992 и 2018 годах, млрд. кВт∙ч (%)

EAEC. Динамика конечного потребления первичной энергии,

1992-2018, млн тут

EAEC. Динамика установленной мощности-нетто электростанций,

1992-2018, ГВт

EAEC. Структура установленной мощности-нетто генерирующих

источников в 2018 году, МВт (%)

EAEC. Число часов использования установленной мощности-нетто

электростанций мира, 1992-2018, часы

EAEC. Структура производства электроэнергии-брутто в 2018 году,

млн. кВт·ч (%)

EAEC. Структура полезного потребления электроэнергии в 1992 и 2018 годах,

млрд кВт·ч (%)

Показатели энергетической эффективности

EAEC. Душевое потребление ВВП*, 1992-2026, долл./чел.

EAEC. Душевое потребление электроэнергии, 1992-2018, кВт∙ч/чел.

EAEC. Душевое потребление энергоносителей, кг (условное топливо)/чел.

EAEC. Число часов использования установленной мощности-нетто

электростанций, 1992-2018, часы

EAEC. Потери электроэнергии в сетях, 1992-2018,

проценты к производству-нетто

EAEC. Уровень технологического развития, 1992-2018, проценты

Энергоэкономическая модель организации

Энергоэкономическая модель за 25-летний период, 1992-2016 гг. ‎

(1992 г. - базовый)‎, проценты

Приложение: О проекте ВЛ 1150 кВ

I. В соответствии с данными UNSD на март 2021 года электроэнергетический комплекс стран Центральной Азии характеризуется следующими основными показателями:

Установленная мощность-нетто электростанций - 54541 МВт, в том числе: электростанций MAP - 54492 и электростанций AP - 49 МВт

Производство электроэнергии-брутто - 227472 млн. кВт∙ч, в том числе: электростанциями MAP - 227432 и электростанциями AP - 40 млн. кВт∙ч

II. Оценка текущей ситуации в ОЭС стран ЦА (далее ОЭС ЦА) дана в докладе КДЦ "Энергия", в соответствии с которой:

1. В настоящее время в составе ОЭС ЦА параллельно работают энергосистемы Узбекистана, Кыргызстана и Южного Казахстана.

2. Энергосистема Южного Казахстана является составной частью Единой энергосистемы Казахстана, через которую ОЭС ЦА работает в параллельном режиме с ЕЭС СНГ

3. В 2003 году Туркменская энергосистема вышла из состава ОЭС ЦА и работает параллельно с энергосистемой Ирана

4. В 2009 году Таджикская энергосистема была отделена от ОЭС ЦА.

5. С ОЭС ЦА работает Северо-восточная энергосистема Афганистана (NEPS), которая получает электроэнергию из Узбекистана по 2-х цепной ВЛ 220 кВ Сурхан – Наибабад и из Таджикистана по

2-хцепной ВЛ 220 кВ Сангтуда – Кундуз

Роль и место ВЛ 1150 кВ "Итат-Челябинская (Шагол)".

Основные характеристики ВЛ 1150 кВ:

Протяженность линейной части ВЛ 1150 кВ всего 2395,325 км; 5 подстанций с установленной трансформаторной мощностью 10386,1 МВ∙А, в том числе:

Казахстан:

На балансе KEGOK (Акционерное общество «Казахстанская компания по управлению электрическими сетями» (Kazakhstan Electricity Grid Operating Company) "KEGOC", учредителем является Правительство Республики Казахстан , 100% акций принадлежат АО «Фонд национального благосостояния «Самрук-Казына»):

- линейная часть ВЛ 1150 кВ – 1421,225 км;

- три подстанции- 1150 кВ (Экибастузская, Кокшетауская, Костанайская) с установленной трансформаторной мощностью 9384,1 МВ∙А;

Россия:

На балансе ФСК (Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (АО «ФСК ЕЭС», на конец 1 квартала 2021 года мажоритарный акционер ПАО "Россети " - 80,13%):

- линейная часть ВЛ-1150 кВ – 974,1 км;

- две ПС-1150 кВ с установленной трансформаторной мощностью 1 002 MB∙А

Выявить балансовую стоимость не представляется возможным.

Оценка ориентировочной стоимости ВЛ 1150 кВ в сумме ~ 1,6 млрд. рублей приводится ниже (исходя из укрупненных показателей стоимости):

линейная часть 1150 кВ (стоимость сооружения - 170000 руб./км без поправочных коэффициентов на природно-геологические условия прохождения трассы) может быть оценена в сумме 407 млн. рублей;

подстанционная часть (стоимость автотрансформатора 1150/500 – 4300000 руб., стоимость одной ячейки ОРУ с воздушным выключателем – 1600000 руб.).

Итого = (4300000•2•5 + 1600000•2•5)•2 ~ 1180 млн. рублей

Трансформаторные подстанции с высшим напряжением 1150 кВ были построены только на территории Казахстана. Участок линии электропередачи Экибастуз – Кокшетау (Кокчетав) – Костанай (Кустанай) общей протяженностью 800 км, проработал на номинальном напряжении 1150 кВ с 1987 по 1991 г., тем самым, подтвердив практическую возможность строительства и успешной эксплуатации линий электропередачи такого класса напряжения.

Участки ВЛ 1150 кВ Кустанай – Челябинск и Экибастуз – Итат из-за неготовности концевых подстанций 1150 кВ в п. Шагол и Итате были включены временно, на более низком напряжении 500 кВ, на котором работают в настоящее время. Максимальная загрузка достигала 1500 МВт при пропускной способности до 4500 МВт.

Перевод на номинальное напряжение 1150 кВ всей ВЛ не был осуществлен в виду известных событий

Технико-экономические оценки достройки ВЛ 1150 кВ

1) Будут объединены энергетические центры Объединенной Энергетической Системы Сибири и Объединенной Энергетической Системы Урала (сейчас они объединены по краям объединенных систем, что не позволяет в полной мере реализовать долготный эффект).

2) Расчетный предел передачи составит порядка 5000 МВт в сечении Сибирь-Казахстан и порядка 2500 МВт в сечении Урал-Казахстан.

3) Повышается коэффициент использования ГЭС Ангаро-Енисейского каскада и ГРЭС на Канско-Ачинских углях (Березовская ГРЭС и последующие).

4) Улучшается качество регулирования частоты в Единой энергосистеме СНГ и стран Балтии за счет привлечения ГЭС Сибири к регулированию частоты, при этом уменьшается регулировочная нагрузка на ГЭС Волжско-Камского каскада.

5) Передача позволяет более полно загрузить ГРЭС Экибастузского топливно-энергетического комплекса.

6) С включением передачи в зону рынка можно включить ОЭС Сибири, а также Энергосистемы стран Центральной Азии.

7) Передача повысит реализацию эффекта Единой энергосистемы за счет увеличения передачи мощности в часы максимума нагрузок в европейскую часть ЕЭС СНГ и увеличения передачи мощности в ночные часы провала нагрузок за счет разгрузки ГЭС Сибири и ГЭС Средней Азии.

8) Усиление связи Север-Юг Казахстана позволяет реализовать и широтный эффект объединения за счет более короткого периода осенне-зимнего максимума в энергосистемах Центральной Азии (более позднего наступления и более раннего окончания осенне-зимнего максимума)