by [presenter / Evgeny Fedorov]

1. Проекты развития энергетики Сибири. Есть ли потенциал по улучшению? by [presenter / Evgeny Fedorov] Сентябрь 2012, г. Улан-Удэ Евгений Федоров, генеральный директор ОАО «ЕвроСибЭнерго»

2. ЕвроСибЭнерго – крупнейшая энергокомпания России Ключевые сегменты • Управляет энергетическими активами с 2001 года; • Установленная мощность 19,5 ГВт из которых более 75% приходятся на ГЭС; • Крупнейшая вертикально интегрированная энергетическая компания в Сибири, доля рынка около 40%; • В Группе более 27 тыс. работников. Крупные ГЭС Сетевые активы Угольные и газовые ТЭЦ

3. Энергетический кризис Бодайбинского района • За последние 5 летв ЕНЭС Успешно реализованы рекордные по инвестициям проекты развития сетей и генерации: • введено более20 ГВт новой мощности; • построено более 7 тыс.км электрических сетей; • введено более 50 тыс.МВА трансформаторной мощности. • За последние 5 лет в Иркутской области Не решена проблема энергодефицита Бодайбинского района: • Единственный район в России, где постоянно • вводятся ограничения; • Периодические отключения линий из-за перегрузки; • Останавливалось энергоснабжение при -40ºС. • Постоянный риск отключения ЖКХ от энергоснабжения; • Под угрозой срыва выполнение планов по добыче золота (10% от общероссийских); • До 7 тысяч человек могут оказаться без работы; ! • Министерство энергетики РФ включило Иркутскую область в перечень регионов с высокими рисками прохождения максимумов энергетических нагрузок • За последние 5 лет в Сибири Повсеместно отказывают в подключении новых крупных потребителей, в том числе удаленных месторождений полезных ископаемых 3

4. Перспективные потребители Восточной Сибири • Планы по освоению богатых месторождений Восточной Сибири и строительству перерабатывающих/обогатительных комплексов требуют дополнительных электрических мощностей более 1,5 ГВт 12 + 20 МВт 1 13 + 22 МВт + 250 МВт + 80 МВт 14 2 3 + 100 МВт + 450 МВт 4 5 + 200 МВт + 35 МВт 15 + 150 МВт 6 + 50 МВт + 100 МВт 7 + 30 МВт 11 8 10 + 40 МВт + 120 МВт 9 + 35 МВт

5. Сценарий среднесрочного развития объектов энергетикисевера Иркутской области и БАМа. Существующая концепция Светлинская ГЭС + 125 МВт Районная Инвестиции на развитие энергообъектов: более 105 млрд. руб. Дополнительная мощность: 525 МВт Удельные инвестиции более 200 млн. руб. / МВт Срок реализации 4-5 лет Городская Чертово Корыто Пеледуй Усть-Илимск Сухой Лог Удоканская ТЭС + 400 МВт Мамакан Усть-Кут Таксимо • Не решаются задачи по всем потребителям; • Дорогое строительство неэффективной генерации; • Сложность решения проблемы синхронизации энергозон; • Высокая вероятность отсутствия мощности в зимние периоды из-за климатических особенностей и работы ГЭС. Нижнеангарск Решение только текущих локальныхпроблем отдельных потребителей, без перспективы 5

6. Сценарий среднесрочного развития объектов энергетикисевера Иркутской области, БАМа и Бурятии. Альтернативная концепция Инвестиции на развитие энергообъектов: до 90 млрд. руб. Дополнительная мощность: ≈1000 МВт Удельные инвестиции до 100 млн. руб. / МВт Срок реализации 4-5 лет Создаются условия для объединения с ОЭС ДВ Чертово Корыто Усть-Илимск Сухой Лог Мамакан Чара Усть-Кутская ТЭС + 400 МВт (до 1200) Таксимо • Удельные инвестиции практически в 2 раза ниже выбранного пути • Обеспечение потребителей Бодайбо, Забайкальского края и Бурятии - • Всех, в полном объеме, в длительной перспективев те же сроки • Возможность синхронизации выдачи мощности от Ленской ТЭС и развития потребителей; • Недорогая эффективная генерация; • Одинаковые сроки реализации. Нижнеангарск Возможность строительства ВЛ Улан-Удэ - Витим Решение задач энергоснабжения всех потребителей на длительную перспективу 6 6 6

7. Сценарий среднесрочного развития объектов энергетики. Сравнение проектов генерации Ленская ТЭЦ Удоканская ТЭС На севере Иркутской области в настоящее время разрабатываются нефтегазовые месторождения, газ с которых будет являться топливом для Ленской ТЭЦ в г. Усть-Кут. В целях синхронизации ввода новых генерирующих мощностей и увеличения потребления электроэнергии, предусмотрена гибкая поэтапная схема реализации по 400 МВт до 1200 МВт. Рассматривается вариант строительства локальной угольной ТЭС мощностью 400 МВт в п. Чара, для обеспечения электрической энергией горно-обогатительного комбината на Удоканском месторождении меди. Особенности проекта: Особенности проекта: • Низкие удельные инвестиции - до 1500$/кВт; • Сроки строительства блока №1 до 3-х лет; • Сроки строительства последующих блоков 1 блок в 1-2 года; • Условно-постоянные расходы ниже на 30%, чем на аналогичных угольных ТЭЦ; • КПД до 60% по сравнению с мах КПД угольной ТЭС (37%); • Возможность получения топлива по приемлемым ценам; • Экологичность станции. • Удельные инвестиции - до 3500-4500$/кВт; • Значительный срок строительства (до 5-и лет); • Необходимость обеспечения регулярной доставки топлива; • Дорогостоящее развитие угольного месторождения; • Риски блок-станции для электролизного производства меди; • Решение вопроса снабжения энергией только Удоканского месторождения, упуская из виду энергоснабжение других районов. Ленская ТЭЦ обладает рядом существенных преимуществ для дальнейшего развития региона

8. Сценарий развития объектов энергетики юга Бурятии и Забайкальского края. Существующая концепция Строительство и модернизация дорогих и неэффективных угольных мощностей Инвестиции на развитие энергообъектов: 26 млрд. руб. Дополнительная мощность: 280 МВт Удельные инвестиции: более 90 млн. руб. / МВт Низкий уровень загрузки существующих мощностей • Особенности: • Проекты по развитию мощности реализованы/реализуются по ДПМ; • Расходы на строительство мощностей возмещают потребители ОЭС Сибири в полном объеме под норму доходности, гарантированную государством. ТЭЦ-2 г. Чита ТЭЦ-2 г. Улан-Удэ ТЭЦ-1 г. Улан-Удэ Харанорская ГРЭС Гусиноозерская ГРЭС Текущее генерирующие мощности не загружены, при этом развивается генерация

9. Сценарий развития объектов энергетики юга Бурятии и Забайкальского края. Альтернативная концепция Инвестиции на развитие энергообъектов: более 11 млрд. руб. Дополнительная мощность: 500 МВт Удельные инвестиции: более 22 млн. руб. / МВт Перевод ВЛ «Ключи-Гусиноозерск-Чита» на 500 кВ В Иркутской области резервы недорогой мощности БОЛЕЕ 1 ГВт • Особенности: • ВЛ позволит выдать дешевую электрическую энергию и мощность из профицитнойэнергосистемы Иркутской области; • Развитие существующих мощностей ОАО «Иркутскэнерго» дешевле; • Более экологически чистое решение. г.Чита ПС Ключи г. Петровск-Забайкальский г.Улан-Удэ Удельные инвестиции, предлагаемые альтернативной концепцией, ниже на порядок 9

10. Генерация в Улан-Удэ • 2008 год • 2010 год • 2011 год • 2012 год • Авария на ТЭЦ-1 Принято решение по ДПМ Инвестиции на ТЭЦ-1 8,5 млрд. руб.; Мощность 27 МВт Активное обсуждение: строительство новых блоков на ТЭЦ-2 с закрытием ТЭЦ-1 Инвестиции 17 млрд. руб; Ввод мощностей по ДПМ Оплата – все потребители ОЭС Сибири На Улан-Удэнской ТЭЦ-1 реализованы проекты по ДПМ Инвестиции – 9 млрд. руб. Дополнительная нагрузка легла на потребителей В настоящее время рассматривается проект по модернизации Улан-Удэнской ТЭЦ-2с увеличением мощности на 240 МВт Инвестиции 17 млрд. руб. Решение о развитии мощностей по ДПМ на ТЭЦ-1 было нецелесообразно. Из-за ошибки потребители заплатят дважды

11. Синхронизация проектов генерации и сетей • 2013 год • Ввод БоГЭС БоГЭС • Решения о задержке вводов БоАЗа и ТАЗа В дефицитную Западную Сибирь ? Ошибка в синхронизации ТРИ года В профицитную Иркутскую область • Ввод ВЛ 500 кВ • «Енисей-Итатская», «Енисей-Камала» • 2016 год • Несогласованность инвестпрограм генерации и сетей – одна из причин роста нагрузки на потребителей без ожидаемого эффекта

12. Выводы Сегодня особо остро стоят задачи синхронизации развития генерации и электросетевой инфраструктуры, которые характеризуются: • Наличием ряда альтернативных решений; • Большим количеством независимых участников: • ФСК, распределительные сетевые компании; • генерирующие компании; • множество потребителей; • Охватом нескольких региональных территорий. • В таких условиях необходим комплексный подход с анализом всех альтернативных решений и синхронизацией проектов развития различных участников

13. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!